8.13. Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных

скважин

Результаты исследований, направленных на изучение региональной проблемы обводнения газовых залежей, а именно, на анализ влияния активности водонапорного бассейна на динамику технологических показателей разработки газовых залежей, показали, что решение проблемы следует искать в более детальном рассмотрении объектов, с которыми взаимодействует окружающая среда. В рамках системы газовая залежь—область взаимодействия—технический компонент в качестве таких объек­тов выступают области взаимодействия элементов технического компонента с газо­вой залежью — участки залежи с максимальной концентрацией добывающих сква­жин (районы кустов), которые являются источниками возмущений во всей метаси­стеме. В условиях однозначной реакции окружающей среды (водонапорного ком­плекса) на истощение газовой залежи можно сформулировать основную цель эффек­тивной разработки последней — минимальное и равномерное воздействие техниче­ского компонента на водонапорный бассейн посредством энергии самой газовой за­лежи.

В тех случаях, когда неясны либо неизвестны способы достижения цели, можно говорить о проблеме, понимая ее как потенциальную цель. Такой взгляд на проблему позволяет иначе определить проблемную область системы как совокупность описа­ний всех возможных ситуаций, связанных с решением различных прикладных задач, направленных на достижение целей системы. Поэтому сначала сформулируем про­блемы разработки газовых залежей (в рамках области взаимодействия геологическо­го и технического компонентов):

неравномерное дренирование залежи;

низкая продуктивность скважин;

обводнение добывающих скважин.

Перечисленные проблемы можно решить одновременно в рамках одной задачи, оптимально разместив добывающие скважины по площади залежи, соблюдая сле­дующие условия:

для обеспечения равномерного дренирования залежи величины отборов газа по кустам должны быть пропорциональны запасам, дренируемым кустами;

продуктивные характеристики перфорированной части залежи и фильтрационные параметры пласта в районах кустов скважин должны быть максимально высокими;

темп продвижения подошвенной воды в районах расположения кустов должен быть минимальным.

С использованием технологий трехмерного моделирования и современных воз­можностей вычислительной техники для обработки значительных объемов информации, сконцентрированной в цифровых геологических моделях, появляется возмож­ность количественно оценить степень выполнения перечисленных условий в уже имеющихся схемах размещения скважин. В соответствии с принципом осуществимо­сти целей обозначим основные критерии, численно характеризующие степень осуще­ствимости поставленных целей.

1. Равномерность дренирования. Для выполнения этого условия величины от­боров газа по кустам эксплуатационных скважин должны быть пропорциональны запасам, дренируемым кустами. В свою очередь величина отбора газа по кустам про­порциональна числу скважин в кустах при условии равенства продуктивных характеристик скважин, пробуренных в разных районах месторождения.

От равномерного дренирования залежи зависят многие показатели эффективно­сти системы добычи газа. К ним относятся: пропорциональное снижение пластового давления в зоне отбора и, как следствие, близкие технологические режимы работы скважин (дебиты и устьевые давления); равномерное обводнение залежи без образо­вания локальных конусов воды и др.

Анализ материалов разработки Ямбургского, Уренгойского, Комсомольского и других месторождений показал наличие связи между величиной дренируемых запа­сов и числом скважин в кусте. По сеноманской залежи Уренгойского месторождения дренируемые запасы колеблются от 26 до 41 млрд м³ для кустов из трех скважин, от 16 до 48 млрд м³ для кустов из четырех скважин, а для кустов из пяти скважин дре­нируемые запасы газа достигают более 50 млрд м³.

Объем дренируемых запасов определяется графически, методом падения пла­стового давления либо объемным методом с использованием гидродинамического моделирования (например, расчетами «трубок тока»). Газогидродинамические расче­ты показывают, что активно дренируемые запасы, как правило, сосредоточены в экс­плуатационном поле. За пределами эксплуатационного поля (приблизительно 1,5— 2 км) кусты газовых скважин отрабатывают залежь совместно. Можно предполо­жить, что число скважин в кустах должно быть пропорционально объемам газа, ко­торые распределяются между кустами так, как если бы залежь находилась в состоянии покоя.

2. Высокая продуктивность скважин. Результаты моделирования разработки газовых залежей кустами различной суммарной производительностью показали, что для коллекторов с проницаемостью более 0,5 мкм² количество скважин в кустах может достигать семи—девяти единиц, при этом сохраняется тенденция к росту дренируемых кустами запасов. Для коллекторов с проницаемостью 0,3—0,4 мкм² их число ограничивается четырьмя—пятью единицами.

Таким образом, можно сделать вывод, что в районах залежи, имеющих высокие продуктивные характеристики вскрываемых отложений, выгодно сгущать сетку до­бывающих скважин и увеличивать число скважин в кустах. Численное выражение потенциальной продуктивности скважин во вскрываемой части залежи хорошо отра­жается в параметре kh_Эфф (произведение проницаемости и эффективной газонасы­щенной мощности пласта). За значение параметра можно принять суммарную вели­чину kh_Эфф по ячейкам геологической модели, расположенным вдоль вертикальной оси куста от кровли до забоев скважин. При размещении кустов для обеспечения вы­сокой продуктивности добывающих скважин необходимо выполнение условия kh —> max.

3. Низкий темп продвижения подошвенной воды. Как оказывает опыт раз­работки сеноманских залежей, коллекторы сеноманских толщ отличаются очень вы­сокими продуктивными характеристиками. Проницаемость достигает значений 2,4-2,8 мкм² , в среднем составляя 0,6—1,0 мкм² . Это обстоятельство является причи­ной не только высокой продуктивности газовых скважин, но также их быстрого об­воднения.

Для предотвращения преждевременного обводнения при разбуривании сеноманских залежей с большим этажом газоносности в эксплуатационных скважинах обыч­но оставляют невскрытым слой толщиной 25—30 м выше начального ГВК. В усло­виях высокой активности подошвенных вод этот слой обводняется первым и может являться как литологическим окном для прорыва воды к скважинам куста, так и эк­раном, в зависимости от его литологического состава. Таким образом, можно пред­положить, что ухудшенные фильтрационные характеристики данного слоя в районе расположения куста (особенно проводимость по вертикали) способствуют большему периоду безводной эксплуатации скважин. В качестве численного выражения крите­рия безводной эксплуатации, как и для предыдущего пункта, можно принять сум­марную величину kh_Эфф по ячейкам геологической модели, расположенным вдоль вертикальной оси куста в 30-метровом слое от забоев скважин до ГВК. Однако, в отличие от предыдущего критерия, для обеспечения низкого темпа внедрения по­дошвенной воды необходимо выполнение условия kh* —> min.

Использование трехмерных цифровых геологических моделей сеноманских за­лежей, методов системного анализа и обработки информации приводит к необходи­мости пересмотра сложившихся взглядов на размещение кустов и обоснование числа скважин в них. Так, например, для решения проблемы обоснования количества скважин в кустах все три перечисленные критерия оптимальности можно учесть в специально введенном параметре — приведенные запасы куста (PQ).

Как следует из физического определения параметра PQ, эффективно работаю­щим будет куст с самым высоким значением этого параметра, поэтому число сква­жин в таком кусте может быть максимальным. При этом скважины куста имеют вы­сокие фильтрационные характеристики перфорированной части разреза и высокие значения активно дренируемых запасов одновременно с ухудшенными коллекторскими свойствами между забоями и ГВК и, следовательно, низкий прогнозируемый темп внедрения подошвенной воды.

Для проверки предложенного подхода с нашим участием проведен анализ эф­фективности размещения кустов эксплуатационных скважин на Заполярном место­рождении с позиций их потенциальной продуктивности и обводнения.

Проектирование разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторо­ждения проводилось с использованием двумерной сеточной модели, недостат­ком которой является отсутствие возможности моделирования строения залежи по вертикали. Трехмерная геолого-газогидродинамическая модель сеноманской залежи позволяет более обоснованно подойти к решению вопросов ее разработки.

Для расчета значений активно дренируемых запасов по кустам (критерий 1) экс­плуатационное поле Заполярного месторождения разделено на кустовые блоки (рисунок 8.9). Каждый блок состоит из 10—24 слоев от кровли до ГВК с распределенны­ми коэффициентами пористости, проницаемости и песчанистости.

Для определения числовых значений критериев и на основе трехмерной геоло­гической модели Заполярного месторождения были построены карта распределения Kпрh_Эфф вскрываемой части пласта и карта распределения средней проницаемости 30-метрового слоя от ГВК до забоев скважин. На основе этих цифровых карт получены значения K_nph и K_ph* для проектных кустов эксплуатационных скважин.

Оказалось, что многие кусты расположены в зонах потенциального об­воднения, а анализ значений PQ показывает несоответствие числа скважин значе нию этого параметра по некоторым кустам. В связи с этим была выдвинута гипотеза о возможности улучшения показателей разработки Заполярного месторождения кор­ректировкой количества скважин в кустах на УКПГ-2С и УКПГ-ЗС пропорционально параметру PQ, оставляя общий фонд скважин неизмененным.

Рисунок 8.9 Разбиение эксплуатационного поля Заполярного месторождения на блоки, активно дренируемые кустами скважин.

При перераспределении скважин их число в кустах, расположенных в зонах по­тенциального обводнения, уменьшилось, а в зонах литологических экранов — уве­личилось. Необходимо заметить, что при этом увеличилось и число скважин в кустах на краях эксплуатационной зоны.

Эффективность откорректированной схемы размещения скважин доказана рас­четами на трехмерной газогидродинамической модели. Прогнозные расчеты по пер­вому варианту предусматривали разработку сеноманской залежи схемой кустования, принятой в последнем проекте разработки. Второй вариант предусматривает перераспределение скважин в кустах УКПГ-2С и УКПГ-ЗС при неизменном общем фонде и расположении кустовых площадок. Для проверки устойчивости прогнозных показателей разработки в условиях интенсивного обводнения задана максимальная активность водонапорного бассейна.

Сопоставление прогнозной динамики фонда скважин и внедрения воды по ва­риантам (рис8.10) показывает улучшение показателей разработки в варианте оптимизации по сравнению с ранее принятым числом скважин в кустах. Как показали расче­ты, снизится общий темп выбытия скважин по причине обводнения. На 2019 г. (на­чало периода падающей добычи) по варианту оптимизации действующий фонд сква­жин составит 323 ед. против 303 ед. по ранее принятой схеме. Суммарный объем внедрившейся воды в эксплуатационные зоны УКПГ-2С и ЗС на конец разработки уменьшится на 3—4 %. Сопоставление карт подъема ГВК на завершающей стадии разработки залежи хорошо демонстрирует, что обводнение в районе УКПГ-2С и УКПГ-ЗС происходит более равномерно. Разница в подъеме ГВК по вариантам достигает 10 м (как правило, в районах литологических окон).

Рис8.10. Прогнозная динамика показателей обводнения Заполярного месторождения (на январь соответствующего года).а — общий фонд скважин месторождения, б — объем внедрения воды в эксплуатационные зоны УКПГ-2С и УКПГ-ЗС. 1 — проектный вариант, 2 — вариант оптимизации.

Результаты, полученные после проведения расчетов технологических показате­лей разработки Заполярного месторождения на трехмерной газогидродинамической модели, доказывают эффективность новой технологии размещения кустов и скважин. Метод имеет реальные перспективы и может применяться при проектировании раз­работки других газовых залежей.

Оптимизация схемы дифференцированного размещения

газовых скважин в кусте

В результате последовательной декомпозиции выявляется множество свойств элементов предметной области и взаимосвязей между ними. Однако, исходя из целей решаемых задач и требований прикладного программирования, необходимо из ука­занного множества свойств и взаимосвязей отобрать лишь существенные, наиболее важные.

Отличительной особенностью систем разработки газовых месторождений севера Тюменской области является использование кустового размещения скважин и диф­ференцированное вскрытие продуктивного горизонта. В настоящее время большин­ство скважин кустов сеноманских газовых залежей проводятся наклонно направлен­ным способом, с отклонением от устья 150—300 м и с входом в продуктивный пласт под углом 20—45°. Количество скважин в кусте изменяется от двух—трех (Вынгапуровское, Губкинское) до семи—восьми (Заполярное, Ямбургское). Величина интер­вала перфорации в каждой эксплуатационной скважине составляет 20—30 % от об­щей вскрываемой мощности газонасыщенного разреза, что обеспечивает равномер­ную выработку запасов газа по разрезу.

Анализ дерева целей показывает, что эффективность системы добычи газа зави­сит не только от оптимального размещения кустов эксплуатационных скважин по площади залежи, но и от эффективного взаимодействия самих скважин в кусте. Как показывает опыт разработки сеноманских газовых залежей, имеющих значительную газонасыщенную толщину (до 250 м), взаимодействие скважин в кусте во многом определяется выбранной схемой дифференцированного вскрытия скважин. Таким образом, в результате системного анализа эффективности добычи газа выявляется еще один аспект функционирования системы газовая залежь—область взаимодейст­вия—технический компонент, а именно, вопрос о динамике и эффективности про­цессов, происходящих внутри самой области взаимодействия.

На первом этапе разработки газовых месторождений к системе вскрытия предъ­являлось два основных требования: обеспечение равномерности дренирования про­дуктивного разреза и максимально продолжительной безводной эксплуатации сква­жин. Как показывает опыт эксплуатации скважин Уренгойского и Медвежьего ме­сторождений, рациональная схема вскрытия скважин в кусте должна удовлетворять следующим условиям.

1. Распределение интервалов перфорации вдоль стволов скважин должно соот­ветствовать распределению запасов по слоям залежи. Анализ существующих схем наряде газовых месторождений показал, что вскрытие верхней, средней и нижней час­тей газонасыщенного разреза по скважинам кустов распределено в пропорции 3:2:1.

2. Контроль за снижением пластового давления. В ряде случаев чрезмерно большие интервалы перфорации эксплуатационных скважин исключают возмож­ность контроля за распределением пластового давления по разрезу, в результате чего в случае неравномерной отработки залежи невозможно своевременно принять необ­ходимые меры. При газонасыщенной толщине 100—200 м достаточно перфорировать 30—40 м продуктивного разреза для обеспечения проектной продуктивности сква­жины, при этом интервал перфорации распределяется равномерно вдоль ствола, со­блюдая пропорции п. 1.

3. Обеспечение минимума потерь пластового давления за счет взаимодействия скважин. На ряде кустов избыточное количество скважин, вскрывающих отдельные участки продуктивного разреза в непосредственной близости друг от друга, приводит к повышенному падению пластового давления в зоне расположения интервалов пер­фораций этих скважин.

4. Эффективная работа скважин в один шлейф. Практика показала, что при рабо­те нескольких эксплуатационных скважин в один шлейф отдельные эксплуатацион­ные скважины работают с дебитами, существенно отличающимися от оптимальных. Результаты исследований скважин на стационарных режимах фильтрации показыва­ют, что при одной и той же депрессии на пласт дебиты скважин некоторых кустов отличаются в несколько раз. Таким образом, скважины в кусте должны иметь при­близительно одинаковую продуктивность, которая определяется фильтрационными характеристиками перфорируемых пластов.

Схема дифференцированного вскрытия считается оптимальной при выполнении каждого из четырех условий.

Следует отметить, что предложенная методика — аналитический подход к ре­шению проблемы эффективности взаимодействия скважин в кусте. На практике мно­гие факторы, характеризующие совместную работу скважин, не поддаются ни коли­чественному, ни качественному описанию. Влияние взаимодействия скважин на ди­намику всей системы с определенной долей условности может продемонстрировать анализ газогидродинамических расчетов на трехмерной модели, а окончательный выбор дифференцированной схемы вскрытия определяется опытным специалистом.