Оценка потенциала добычи нефти после остановок высокообводненного фонда

Ключевые слова: остановка высокообводненного фонда, многовариантное моделирование, перераспределение фильтрационных потоков.

В современном мире нефтяная промышленность сталкивается с рядом вызовов, связанных с разработкой зрелых месторождений: высокая обводненность продукции скважин и закономерное снижение эффективности добычи нефти. Поэтому необходима разработка новых комплексных подходов, позволяющих повысить эффективность извлечения остаточных запасов нефти и вовлечь в работу ранее недренируемые объемы.

Актуальность темы обусловлена необходимостью повышения рентабельности производства и сокращения затрат на добычу нефти [4]. В условиях снижения добываемых объемов нефти особое внимание уделяется:

• Оптимизации работы добывающих скважин;
  
  
• Регулированию режимов закачки нагнетательных скважин;
  
  
• Применению инновационных технологий и методов воздействия на пласт;
  
  
• Остановке нерентабельных добывающих скважин с низким дебитом жидкости или высокой обводненностью.

В статье уделено внимание высокообводненным скважинам, характеризующимся стабильным режимом работы с минимальными эксплуатационными затратами и потерями в добыче нефти, а также исправным с точки зрения технического состояния. При прекращении выработки запасов такими скважинами возникает вероятность того, что по скважинам окружения обводненность может как вырасти, так и снизиться [6].

Эффект от остановки скважин варьируется в зависимости от особенностей строения залежи и фильтрационно-емкостных свойств, а также степени выработки запасов [2]. Кроме того, необходимо понимать, с чем связано увеличение доли воды в продукции скважины, чтобы более эффективно влиять на процесс разработки.

В случае если на месторождении высокая проницаемость и сильное влияние аквифера (водоносного горизонта), то наиболее близкие к нему скважины обводняются быстрее, чем расположенные удаленно [7]. Поэтому при остановке таких скважин может наблюдаться эффект по снижению обводненности окружения.

Напротив, может возникнуть ситуация увеличения обводненности окружения. Такой рост обводненности обусловлен необходимостью изменения режимов на нагнетательных скважинах окружения [5], если месторождение разрабатывается с системой поддержания пластового давления (ППД), или же корректировкой режима работы скважинного оборудования.

На практике задачи, связанные с высокообводненным фондом, решаются только с целью выявить нерентабельные скважины, подлежащие остановке. Так, например, в статье «Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации» (Гамилова Д.А., Буренина И.В., Нефтегазовое дело, 2007 г.) изложен метод определения скважин-кандидатов для остановки с точки зрения экономической эффективности, путем оценки высвобождаемых затрат после остановки высокообводненной скважины. В свою очередь, необходимо рассматривать систему в целом, а не отдельные скважины, так как высвободившийся объем жидкости может распределиться между скважинами окружения, что отразится на их показателях разработки.

В связи с этим авторами данной статьи предложен метод многовариантного моделирования поиска решения по определению высокообводненных добывающих скважин-кандидатов, остановка которых потенциально позволит увеличить добычу нефти за счет перераспределения кинематики потоков и снижения интерференции на скважины окружения с учетом регулирования режимов работы нагнетательных скважин.

Многовариантное моделирование поиска решения

Формирование метода поиска высокообводненных скважин-кандидатов для остановки осуществлялось в целях применения на активе компании ООО «РН-Уватнефтегаз». В качестве участка опытно-промышленных работ (ОПР) выделен объект БС8, расположенный на разрабатываемой площади одного из месторождений Западной Сибири. Рассматриваемый объект обладает следующими особенностями: находится на IV стадии разработки, организована система ППД, имеет сильный аквифер и коэффициент проницаемости 171 мД. Рассматриваемый участок ОПР насчитывает 43 действующие скважины: 28 добывающих и 15 нагнетательных.

Сформирована задача – оценить потенциал увеличения добычи нефти от остановок высокообводненного фонда за счет перераспределения фильтрационных потоков и снижения интерференции на скважины окружения с учетом регулирования режимов закачки на нагнетательных скважинах.

Для решения задачи специалистами ООО «РН-ГИР» была задействована постоянно действующая гидродинамическая модель и программный модуль RExLab, в котором осуществляется многовариантное моделирование с помощью оптимизационных алгоритмов, позволяющих за ограниченное количество итераций найти лучшее решение.

Программный модуль позволяет быстро создать экспериментальные фильтрационные модели и оценить эффективность вносимых в модель изменений, в частности при многовариантном моделировании, за счет созданной матрицы вариантов и задании оцениваемых параметров (накопленные показатели, дебиты, сходимость модели и др.).

Для решения поставленной задачи разработан метод, представляющий собой серию оптимизационных расчетов в программном модуле с разбиением на несколько этапов:

• Базовый расчет – все добывающие скважины работают в обычном режиме;
  
  
• Поочередная остановка каждой добывающей скважины на участке ОПР;
  
  
• Определение перспективных скважин с наличием эффекта в течение рассматриваемых периодов прогнозирования – 3 месяца, 1 год, 5 лет;
  
  
• Фиксация скважин с устойчивыми положительными эффектами на всех трех периодах прогнозирования;
  
  
• Совместная остановка добывающих скважин, зафиксированных на предыдущем этапе. Эффект необходим на каждом временном периоде;
  
  
• Определение оптимального варианта совместной остановки скважин с устойчивыми эффектами по принципу максимальной дополнительной добычи нефти;
  
  
• Для оптимального варианта, полученного на предыдущем шаге, осуществляется оценка потенциала от поэтапного ограничения отборов жидкости;
  
  
• Определение, при каком из двух вариантов – остановка или ограничение добывающих скважин, достигается максимум по дополнительной добыче нефти;
  
  
• Для варианта с максимумом по дополнительной добыче нефти осуществляется реализация высвободившейся жидкости путем увеличения отборов на скважинах с наличием потенциала по забойному давлению с учетом нивелирования процессов конусообразования;
  
  
• Определяются оптимальные режимы закачки для поддержания ранее рассчитанных рекомендаций по добывающему фонду.

Преимущества предложенного метода перед другими заключаются в том, что:

• Учитывается влияние на добывающие скважины окружения;
  
  
• Рассматриваются не только варианты по остановке высокообводненных добывающих скважин, но и ограничение отборов жидкости;
  
  
• Реализуется высвободившийся объем жидкости на добывающих скважинах с потенциалом для увеличения отборов;
  
  
• Осуществляется подбор оптимальных режимов закачки на нагнетательных скважинах для поддержания стабильной работы добывающего фонда;
  
  
• Выполняется комплексный анализ работы системы в целом, а не отдельных скважин.

Согласно разработанному методу для участка ОПР выполнена серия оптимизационных расчетов, по результатам которой на первом этапе получены три группы скважин:

• Отрицательные варианты – 16 скважин, остановка которых приводит к потерям по добыче нефти на всех трех периодах прогнозирования;
  
  
• Перспективные варианты – 9 скважин с рисками потерь по добыче нефти на одном или двух периодах прогнозирования;
  
  
• Устойчивые варианты – три скважины, у которых прогнозируется прирост по добыче нефти на всех трех периодах прогнозирования.
  
  

Для третьей группы осуществляется расчет с совместной остановкой скважин. Результаты многовариантных оптимизационных расчетов приведены в таблице1. Номера скважин носят условный характер.




В результате устойчивая эффективность за счет интерференции фиксируется при остановке трех скважин № 26, 27 и 28 с дополнительной добычей нефти за 5 лет – 19 тыс. т. Увеличение добычи нефти связано со снижением обводненности окружения вследствие уменьшения процессов конусообразования. Прогнозная эффективность на один год для устойчивых и рекомендуемого вариантов по суммарным дебитам нефти и жидкости представлена на рисунке 1.



Большой эффект от отключения трех скважин объясняется тем, что объект БС8 рассматриваемого месторождения характеризуется выдержанным строением по разрезу (высокая связанность), высокими ФЕС (Кпр 270 мД), отсутствием потребности в проведении ГРП (запускные дебиты жидкости ~300 т/сут). Ввиду хороших геологических свойств залежи, отклик добывающей скважины на событие от нагнетательной скважины составляет около 7 дней.

Далее, в соответствии с ранее изложенным методом, выполнена проверка на целесообразность полной остановки скважин, так как существует вероятность того, что ограничение отборов жидкости позволит получить больший эффект. Для этого выполнена оценка потенциала от поэтапного сокращения отборов жидкости на скважинах № 26, 27, 28. Сценарии расчетов и их эффективность представлены в таблице 2.



Проанализировав результаты, можно сделать вывод о том, что максимальный эффект по добыче нефти достигается при полной остановке добывающих скважин. Прогнозная эффективность оптимизационных расчетов на один год представлена на рисунке 2.




Выполнив остановку высокообводненных скважин, необходимо понять, как реализовать высвободившиеся объемы жидкости. Для этого выполняется оптимизационный расчет по определению добывающих скважин с наличием потенциала по забойному давлению, с учетом нивелирования процессов конусообразования. По результату расчета определены скважины-кандидаты для регулирования добывающего фонда (таблица 3).


Суммарный эффект при выполнении комплекса мероприятий по остановке высокообводненного фонда и увеличению добычи на скважинах-кандидатах с потенциалом по забойному давлению составит 34,7 тыс. т нефти за 5 лет, при этом объем реализации высвободившейся жидкости составит 243 тыс. м3.

Для сформированного ранее комплекса мероприятий по добывающему фонду выполнен оптимизационный расчет с целью определить целевые объемы закачки на нагнетательных скважинах окружения. По результату расчета рекомендуется выполнить регулирование режимов закачки на трех скважинах (таблица 4).




Прогнозируемый эффект от выполнения комплекса рекомендованных мероприятий составляет 40,1 тыс. т дополнительно добываемой за 5 лет нефти. Основной эффект от регулирования закачки на нагнетательных скважинах достигается к концу прогнозного периода.

Таким образом, устойчивая эффективность за счет перераспределения фильтрационных потоков и снижения интерференции на окружение фиксируется при остановке трех скважин № 26, 27, 28 с дополнительной добычей нефти за 5 лет – 19 тыс. т.

Наилучшим сценарием между ограничением отборов жидкости и остановкой является полная остановка скважин.

При реализации высвободившихся объемов жидкости путем увеличения отборов на добывающих скважинах с наличием потенциала по забойному давлению суммарный эффект в увеличении добычи нефти составит 34,7 тыс. т за 5 лет.

В качестве компенсационных мероприятий необходима реализация регулирования закачки на нагнетательном фонде: одно мероприятие направлено на ограничение и два – на увеличение.

Суммарный эффект при выполнения комплексной программы всех рассчитанных мероприятий составит 40,1 тыс. т нефти за 5 лет.

Выводы

Гидродинамические расчеты показали возможность получения дополнительной добычи нефти при перераспределении фильтрационных потоков вследствие остановки высокообводненных скважин.

Предложенный метод выявления скважин-кандидатов для остановки основан на комплексном подходе к анализу разработки рассматриваемого объекта в целом, что позволяет сформировать программу мероприятий по оптимизации добывающего и нагнетательного фонда, обеспечивающую дополнительную добычу нефти.

Литература

1. Басниев К.С., Подземная гидромеханика. / Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. // Учебник для вузов. – М.: Недра,1993. С. 227–252.
2. Гавура, В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 с.
3. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. // Томский политехнический университет. 2012 г. – 99 с.
4. Ибрагимов Г.З., Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин / Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. // М.: ВНИИОЭНГ, 1994 г. – 272 с.
5. Иванова М.М., Особенность эксплуатации залежей нефти при заводнении. / Иванова М.М., Тимофеев Т.Г., Брагин Ю.И. // Серия «Нефтепромысловое дело» – М.: обзор. информ. / ВНИИОЭНГ, 1980.
6. Лушпеев В.А., Методика определения причины обводнения скважин. / Лушпеев В.А., Лушпеева О.А., Тюкавкина О.В., Стреляев В.И. // Георесурсы. Научно-технический журнал. 2013. № 52. С. 44–47.
7. Лысенков Е.А., Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. – 2004.