USD ЦБ — 57,34 +0,02
EUR ЦБ — 67,46 −0,13
Brent — 57,75 −0,29%
вторник 17 октября 10:40

Наука и технологии // Разведка и разработка

Оптимизация разработки месторождений на стадии падения добычи нефти на примере месторождения Каракудук

18 декабря 2014 г., 10:05Н.С. Осадчая, РГУ нефти и газа им. И.М. ГубкинаNeftegaz.RU874

На данный момент большинство месторождений находятся на 3й стадии разработки, которая характеризуется падением добычи нефти.

Следовательно, в нефтегазовой сфере одной из основных задач сегодня является обеспечение приемлемого темпа снижения добычи, что требует выполнения 2х аспектов:

- непрерывного контроля состояния разработки;

- проведения работ по ее оптимизации.

Месторождение Каракудук (Республика Казахстан) находится в промышленной эксплуатации с 1998 г, в 2011 г в связи с ростом обводненности вступило в стадию падения добычи нефти. С целью мониторинга состояния разработки месторождения ежегодно выполняются Анализы разработки, последний был сделан в 2012 г.

С целью оптимизации разработки в 2013 г были проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по трансформации сетки скважин.

В связи с этим целями работы стали:

1) Анализ текущего состояния разработки месторождения;

2) Оценка эффективности проведенных и намечаемых ОПР по трансформации сетки скважин, выявление факторов, влияющих на успешность технологий;

3) Выработка предложений по оптимизации разработки и нефтедобычи первого эксплуатационного объекта.

Анализ разработки месторождения

Используя всю доступную промысловую информацию, действующий проект разработки, а также отчеты по Анализу разработки и Авторским надзорам за предыдущие года, проведен анализ разработки месторождения в соответствии с существующими стандартами. На рис. 1 представлена динамика основных технологических показателей месторождения с начала разработки.

Рис. 5. Динамика параметров разработки месторождения

Месторождение было введено в разработку в 1998 г. В соответствии с утвержденным проектным документом в юрских отложениях выделено 4 основных объекта разработки и 1 возвратный.

До 2002 г месторождение разрабатывалось на естественном режиме, до этого же времени длилась безводная добыча нефти.

В 2003 г была начата реализация системы ППД, а 2008 г характеризуется началом более интенсивного роста добычи жидкости, что объясняется массовым проведением геолого-технических мероприятий (ГТМ) и резким расширением фонда скважин. Однако обводненность с этого года также характеризуется более резким темпом нарастания, поэтому, несмотря на рост отборов жидкости, что продолжается и по сей год, в 2011 г месторождение вступило в 3ю стадию разработки, характеризующуюся неуклонным снижением добычи нефти.

На графике пунктирными линиями указаны величины, заложенные действующим проектным документом, утвержденным в 2011 г Для всех показателей наблюдается различие между фактическими и запроектированными значениями.

Анализ разработки всех эксплуатационных объектов по отдельности показал, что на 3й стадии разработки находится лишь основной эксплуатационный объект 1й, на который приходится 74% извлекаемых запасов месторождения. Остальные пребывают еще во 2й стадии, отборы нефти по которым в основном имеют тенденцию к росту. Однако и в целом по месторождению, и в отдельности по объектам, в последние годы наблюдается отставание фактических уровней добычи от проектных величин.

Для выявления причин отклонений выполнен анализ:

1) Энергетического состояния месторождения;

2) Текущего состояния и динамики фонда скважин;

3) Проведенных ГТМ;

4) Динамики обводненности.

В результате было выявлено, что по 1му объекту отставание добычи объясняется в 1ю очередь отставанием действующего фонда скважин от проектного, которое наблюдается по причине незапланированного перевода добывающих скважин под нагнетание, а также простоя и бездействия скважин. Также причиной является более резкий темп роста обводненности.

На других же объектах главной причиной являются более низкие дебиты по жидкости и по нефти, что объясняется низкими фильтрационно-емкостными свойствами, которые также не могут обеспечить требуемой приемистости скважин и приводят к отставанию закачки от проекта.

Проведенный анализ выработки запасов по состоянию на 1 января 2014 г показал, что текущая система разработки стала более эффективной по сравнению с началом прошлого года. Это может быть связано с ОПР, проведенных на 1м объекте разработки, что легло в основу 2го и 3го этапов работы.

Оптимизация разработки трансформация сетки скважин

С целью увеличения коэффициента охвата в 2013 г на опытном участке Оператором были проведены опытнопромышленные работы по трансформации сетки скважин с девятиточечной на рядную систему заводнения посредством перевода 7 добывающих скважин под нагнетание и бурением 9 новых добывающих скважин. Главной идеей проведения ОПР была смена направлений фильтрационных потоков.

Кроме того, для выбора опытного участка использовались два критерия:

1) добывающие скважины, которые переводят под нагнетание, должны быть с высокой обводненностью;

2) новые добывающие скважины должны быть пробурены в зоны с высокими остаточными запасами и в области скважин с невысокой обводненностью.

Задачей была оценка эффективности трансформации сетки скважин, которая была проведена, используя различные подходы:

- Анализ фактических данных;

- Прогноз по характеристикам вытеснения в ПО Baspro;

- Прогноз по характеристикам вытеснения «вручную»;

- Прогноз с использованием трехмерной гидродинамической модели.

Все методы оценки показали положительный эффект от ОПР. Профиль добычи нефти с фактическими и прогнозными данными, оцененными по характеристикам вытеснения для опытной группы скважин, представлен на рис. 2.

Разница между добычей для сценариев «с ОПР» и «без ОПР» и является эффектом от трансформации сетки скважин. Однако следует отметить, что накопленная дополнительная добыча, оцененная в результате моделирования, оказалась менее оптимистичной, чем в результате прогноза по характеристикам вытеснения. При моделировании было выявлено, что в определенный момент эффект начинает снижаться (рис. 3) в связи с более быстрыми темпами обводнения в условиях рядного заводнения, но он остается положительным и на конец лицензионного периода, и на 2050 г.

Рис. 2. Профиль добычи нефти с прогнозом по характеристикам вытеснения для опытной группы

Рис. 3. Дополнительная добычи нефти от ОПР, полученная в результате моделирования

В качестве дальнейшей оптимизации разработки было предложено расширение ОПР с бурением еще 15 скважин.

Прогноз технологической эффективности данного варианта тоже показал положительный результат, однако темп снижения эффекта оказался выше (рис. 3). Несмотря на сохранение положительного прироста добычи нефти на конец лицензионного периода, экономическая оценка рентабельности показала отрицательные результаты, что связано с высокими капитальными затратами на бурение скважин.

В связи с этим требуется предложение других способов для дальнейшей оптимизации разработки месторождения. По причине ухудшения эффекта от трансформации сетки скважин из-за высокого темпа обводненения в условиях рядной системы планируется детально оценить эффект от ОПР по выравниванию профиля приемистости, которые уже были проведены на некоторых скважинах, и в случае положительного эффекта рекомендовать выполнение данных работ в более широких масштабах с целью замедления темпа обводнения. Также эффект от изменения фильтрационных потоков может быть усилен в результате циклической закачки воды.

Эффективность данной методики планируется оценить на фильтрационной модели месторождения, что ляжет в основу 4го этапа данного проекта.


Neftegaz.RU context