Эффективность разработки исследуемого пласта системами горизонтальных скважин

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Основными показателями разработки считаются динамика, текущие и накопленные добычи нефти, газа и воды. Критериями для принятия решения в настоящее время принято считать: максимум коэффициента нефтеизвлечения, минимум водонефтяного фактора и сроков разработки. Это связано с актуальностью применения энергосберегающих технологий.

Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или её усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Может быть использовано не только заводнение, но и другие рабочие агенты (газовое или водогазовое воздействие).

Анализ эффективности разработки исследуемого месторождения выполнен на участке залежи, на котором внедрены технологии ГС.

На анализируемом участке исследуемого пласта ЮС_1.1 выполнено бурение восьми ГС с ГРП на продуктивный пласт, а также 11 наклонно-направленных скважин (ННС) с ГРП. Переведено в ППД шесть ННС. Бурение проходило в период 2013-2014 гг. Все скважины, переведенные в ППД, вводились в эксплуатацию с отработкой на нефть. Перевод в ППД таких скважин проводится только после формирования сетки скважин по окружению.

Практически по всем скважинам отмечается недостижение расчетных дебитов. Как видно из ниже представленного графика (рисунок 1.11) среднее достижение расчетных дебитов по жидкости составило 83 %, при том, что среднее достижение расчетных дебитов по нефти (достижение расчётной обводненности) составило 78 %. Стоит отметить, что проектное достижения по ННС по жидкости и нефти составило соответственно 87 % и 91 %, а достижение по ГС по жидкости и нефти составило соответственно 79,3 % и 60 % соответственно. То есть, по ГС наблюдается гораздо большее недостижение дебитов по жидкости и нефти.

Рисунок 1.11 - Достижение расчетных дебитов ГС и ННС

Сравнительный анализ темпов падения ГС и ННС за период 2013-2014 гг. показал, что в целом темпы падений дебитов ГС выше, чем ННС. Так, средний темп падения за 350 суток по ГС составил 0,38 д.ед., а средний темп падения по ННС составил 0,26 д.ед. (рисунок 1.12)

Рисунок 1.12 - Темп падения дебита жидкости ГС и ННС

Выявлено, что динамика дебита жидкости ГС гораздо выше дебита ННС, кратность дебитов практически за весь анализируемый период на уровне 3,1 д.ед. (рисунок 1.13).

Рисунок 1.13 – Динамика дебита жидкости ГС и ННС

Результаты анализа эффективности ГС по промысловым данным следующие. По ГС с пологим профилем (средней длины горизонтального участка в 500 м) наблюдается гораздо большее, по сравнению с ННС, увеличение дебитов по жидкости и обводненности продукции. В целом, дебита ГС выше дебитов ННС примерно в 3,1 раза. Имеют место высокие темпы падения дебита ГС в начальный период (рисунок 1.12). Так, дебит ГС в течение 100 суток с момента запуска изменяется от 450 до 160 м³/сут с последующей стабилизацией. В то время как дебит ННС за указанный период изменяется от 150 до 60 м³/сут. Соответствующее увеличение обводненности ГС по сравнению с ННС составляет порядка 31 %.

Данная динамика дебитов может быть связана со следующими основными причинами:

· невозможностью обеспечения необходимой приёмистости скважинами ППД в низкопроницаемом коллекторе вследствие набухания частиц породы в пресной воде и кольматации твердыми взвешенными частицами. Это приводит к снижению пластового давления в указанный период времени;

· снижением фильтрационно-емкостных свойств пласта в объеме дренирования ГС вследствие протекания деформационных процессов, а также, возможно, процессов кольматации и облитерации. Действительно, в низкопроницаемых коллекторах могут протекать процессы, приводящие к снижению пористости и проницаемости системы при увеличении эффективного давления, что приводит к уменьшению добывных возможностей скважины;

· прорывами воды по более проницаемым слоям неоднородного коллектора при увеличении приёмистости;

· прорывами воды при разработке водонефтяных зон вследствие как гидродинамической связи с законтурной областью, которая ранее не учитывалась из-за наличия глинистого прослоя, так и негоризонтального положения ВНК.

По данным анализируемым 19 скважинам наблюдается рост обводненности примерно на 2,9 % в месяц, обусловленный преждевременным прорывом закачиваемой воды от скважин ППД, что подтверждается результатами проб воды на шести компонентный состав с добывающих и нагнетательных скважин (совпадение химических элементов).

Также с целью подтверждения прорыва закачиваемых вод от скважин ППД в 2014 г. были выполнены работы по контролю и регулированию разработки индикаторными методами на данном участке. В данной работе были выполнены трассерные исследования, наглядно установлены и оценены наличие или отсутствие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами, между различными продуктивными горизонтами, определены объемы высокопроизводительной части межскважинной области пласта. Кроме того, получены данные фактического влияния нагнетательных скважин на добывающее окружение.

Учитывая вышеизложенное, при адаптации геолого-гидродинамической модели необходимо учитывать негоризонтальное положение ВНК, снижение добывных возможностей скважин вследствие деформационных процессов и роста газонасыщенности при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом, снижение приёмистости нагнетательных скважин, а также возможные межслойные перетоки.