USD 73.775

+0.14

EUR 86.8258

-0.35

BRENT 44.92

-0.03

AИ-92 43.34

0

AИ-95 47.59

0

AИ-98 53.06

0

ДТ 47.91

0

4 мин
202
0

Определение радиуса контура питания для горизонтальных скважин с МГРП на верхнеюрских отложениях

На сегодняшний день перед инженерами, занимающимися разработкой верхнеюрских отложений, стоит задача определения расстояния до контура питания горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта для вовлечения в активную разработку запасов из погруженных зон без бурения уплотняющей сетки скважин. Отсылки к зарубежным аналогам не дают ответа на все возникающие вопросы. Как оценить контур питания, который является тем параметром, который в последующем позволяет эффективно разместить регулярную сетку горизонтальных скважин с МГРП для разработки верхнеюрских отложений Средне-Назымского месторождения на режиме истощения?

Задача проведенного исследования ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» на базе фактической долговременной работы горизонтальной скважины с МГРП в верхнеюрских отложениях - определить радиус контура питания. Определение контура питания позволит оптимизировать схему размещения горизонтальных скважин с МГРП для различных зон продуктивности.  

В рамках исследования сотрудниками проведен анализ долговременной работы горизонтальной скважины с МГРП в верхнеюрских отложениях, в результате чего, на основе фактических данных долговременной работы скважины и анализа добычи в ПО «Topaze» рассчитано расстояние до контура питания.

На базе полученной модели скважины №100Г показано влияние изменения проницаемости на дебит скважины с МГРП и расстояния до контура питания в условиях верхнеюрских отложений.

Скважина №100Г введена в разработку 30.12.2013 года. Длина горизонтального ствола составляет 1000 м, проведен МГРП (шесть портов), средняя полудлина трещины - 103м. Стартовый дебит нефти при отработке скважины составил 96 м3/сут.

В ПО «Topaze» исследование проводилось по следующей схеме:

  • построение первой вариации аналитического дизайна испытания (давления) для фактического дебита по скважине №100Г (рисунок 1а) при заданных фильтрационных параметрах пласта, а также модели горизонтальной скважины с МГРП;

  • сопоставление первой вариации дизайна с фактическими данными давления для скважины №100Г;

  • проведение анализа чувствительности - построение вариационных моделей дизайна испытания (рисунок 1б).


Рисунок 1 - Сопоставление фактических и аналитических параметров работы скв. 100Г

Анализ чувствительности показал, что сходимость модели наиболее восприимчива к таким параметрам, как скин-фактор, зависящий от времени и проницаемость пласта (рисунок 2, 3).

Анализ скин-фактора показал, что в течение долговременной работы горизонтального ствола с МГРП происходит его увеличение в среднем на 1 единицу за год работы. Подобная динамика скин-фактора может говорить о целесообразности проведения мероприятий по интенсификации.


Рисунок 2 - Анализ чувствительности для дизайна испытаний (скин-фактор)

На рисунке 3 представлен график анализа чувствительности по проницаемости для аналитического дизайна испытания давления. После определения диапазона значимых диапазонов (3-4 мД) происходит настройка численной модели.


Рисунок 3 - Анализ чувствительности для дизайна испытаний (проницаемость)

После определения таких параметров, как проницаемость и скин-фактор, производиться настройка такого параметра как расстояние до границы пласта (рисунок 4).


Рисунок 4 - Анализ чувствительности для аналитической модели на основе фактических данных работы скв. 100Г (расстояние до границы)

Диапазон возможных расстояний до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП, составляет 900-1300 м.

Сходимость фактических и аналитических параметров давления составила порядка 90%. При данной сходимости и полученных параметров расстояние до контура питания для скважины 100Г составило 970 м, при условии, что модель коллектора является однородный пласт. При сопоставлении гидропроводности, полученной в результате настройки численной модели в ПК «Topaze» равной 26,7 мД*м/сПз и распределением гидропроводности в районе скважины №100Г (рисунок 5), полученной в результате вариации структурного фактора выявлена сходимость параметров [1]

Следовательно, численная модель, полученная в ПК «Topaze» позволяет оценить границы пласта, тем самым определить расстояние до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП. Как видно из проведённого анализа, основным фактором, влияющим на приток нефти к скважине, является не конструкция скважины с МГРП, а радиус распределения проницаемости в зоне основного притока нефти.


Рисунок 5 - Распределение гидропроводности в районе скважины 100Г

Основываясь на данном анализе, проведено сравнение двух вариантов размещения скважин.  В первом варианте скважины расположены перпендикулярно максимальному стрессу, с 2020 года вводится 113 новых скважин (рисунок 6). Ввиду значительного времени счета гидродинамическая модель поделена на три части, поделенная в местах зон низких продуктивностей.

Во втором варианте расположение «мельницей» согласно распределению продуктивности, зависящей от структурного фактора, с 2020 года вводится 90 новых скважин (рисунок 7). Основные результаты представлены в таблице 1.

6.1.jpg



 Рисунок 6 – Расположение скважин в первом варианте расчетов





Рисунок 7 - Расположение скважин в втором варианте расчетов

Таблица 1. Результаты расчетов


В первом варианте, ввиду незначительного расстояния между скважинами, пластовое давление быстрее снижается и тем самым, некоторые скважины вводятся уже в зону пониженного пластового давления. Во втором варианте скважины располагаются согласно структурному фактору, что позволяет с меньшим количеством скважин увеличить добычу нефти. Во втором варианте накопленная добыча больше на 2,8%, количество скважин меньше на 23шт. (20%).


Выводы:

1. Вариативный анализ работы скважины 100Г показал динамику роста скин-фактора.

2. Определен диапазон возможных расстояний до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП, который составил 900-1300 м, а также фильтрационные параметры пласта. При этом наилучшая сходимость вариационной модели и фактических данных по давлению определена для границ на расстоянии 970м.

3. Для более детального рассмотрения всех факторов течения жидкости в горизонтальном стволе необходимо проведение долговременных гидродинамических исследований с обеспечением минимального подпакерного пространства.

4. Показано, что основным фактором, определяющим приток к скважине с МГРП на стационарном режиме, является не столько конструкция скважины, сколько структурный фактор.

5. На основе проведенных расчетов предложена схема размещения горизонтальных скважин с МГРП. Показано, что при комплексном использовании параметров скважина с МГРП – структурный фактор возможно значительное вовлечение в активную разработку запасов из погруженных зон без бурения уплотняющей сетки скважин и с сохранением динамики отборов. Прирост добычи составил 2.8%, при сокращении числа скважин на 29 процентов (23 единицы).


Список литературы:

1.  Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2017. Т.12.-№4.



Статья «Определение радиуса контура питания для горизонтальных скважин с МГРП на верхнеюрских отложениях» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, 2020)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus