Advanced oil recovery

1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ
УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА
ВАТЬЕГАНСКОМ МЕЧТОРОЖДЕНИИ
Студент группы РМм-17-2 Саабесагр К.
Г. Тюмень
Октябрь 2018

2. Содержание
2
Общие Слайды
Цели и задачи 3
Общие сведения 3
Геологическое строение
Геолого-физические характеристики пластов 4
Схематический геологический профиль пласта АВ1-3
6
Анализ эффективности бурения новых скважин
Динамика бурения новых скважин 7
Показатели эффективности бурения новых скважин 8-11
Расчет дебита ГС 12
Выводы, рекомендации 17
Список использованных источников 18

3. Цель работы
3
Основание для для бурения новых скважин
На Ватьеганском месторождении Объект АВ1-
3 занимает 62 % общих запасов
месторождения. Выработка запасов осложена
по следующим причинам:
 Низкая и неравномерная выработка
запасов за счет неравномерного
распределения ФЕС по пластам;
 Водонефтяная зона занимает 88 %
площади нефтеносности объекта;
 Высокая обводненность (95,0 %);
 Низкая проницаемость и пористость
пластов.
Цель ввода новых скважин
вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность,
ускорить добычу и сократить обводнение добытой продукции

4. Геолого-физическая характеристика
продуктивного пласта АВ1-3
4
Скважина
Эффективная
нефтенасыщенная
толщина, м
Коэффициент
песчанистости,
д. ед.
Коэффициент
нефтенасыщенности,
д. ед.
Коэффициент
пористости, д. ед.
Коэффициент
проницаемости,
*10-3 мкм2
Расчлененность
26Р 3,8 0,00 0,56 0,21 0,0 2
1164Г 12,8 0,73 0,43 0,21 22,0 7
1165Г 13,6 0,84 0,46 0,21 24,1 4
1217Г 6,8 0,68 0,60 0,21 11,1 3
1241Г 6,1 0,45 0,45 0,19 1,9 9
1255Г 10,3 0,76 0,59 0,21 8,5 7
1256Г 11,4 0,65 0,61 0,21 13,5 15
1258Г 12,7 0,85 0,39 0,20 10,8 3
1307Г 2,0 0,32 0,64 0,22 17,1 7
1366Г 2,8 0,45 0,66 0,22 24,4 10
1384Г 6,3 0,69 0,44 0,19 7,1 9
1445 7,7 0,88 0,43 0,20 9,5 6
1725Г 4,6 0,64 0,57 0,22 48,1 4
1738 5,4 0,36 0,46 0,21 20,1 4
1740 9,3 0,55 0,44 0,20 7,0 6
1870Г 3,0 0,52 0,45 0,19 2,2 5
1871Г 8,3 0,58 0,57 0,22 49,9 4
1943Г 4,4 0,67 0,49 0,21 25,6 5
2090 5,9 0,75 0,43 0,20 4,5 3
3506У 8,3 0,45 0,15 0,20 9,4 4
3507 10,8 0,62 0,31 0,19 8,1 4
3511У 16,7 0,84 0,37 0,22 34,4 5
3523 11,4 0,67 0,47 0,21 26,8 9
3524 8,3 0,58 0,41 0,20 13,5 6
3524Л 6,5 0,56 0,62 0,21 21,6 20
3532У 3,8 0,21 0,17 0,19 3,1 5
3534 8,3 0,61 0,16 0,19 2,0 2
3535 5,9 0,43 0,20 0,19 6,4 3
3545 3,2 0,27 0,14 0,19 2,6 5
3546 6,1 0,30 0,12 0,18 2,0 6
3551У 3,0 0,20 0,43 0,18 1,4 4
3553 10,7 0,50 0,51 0,20 12,5 9
3557 5,8 0,38 0,48 0,19 13,7 5

5. Динамика энергетики процесса
разработки. Объект АВ1-3
5

6. Схематический геологический профиль
пласта АВ1-3
6

7. Динамика бурения новых скважин
7
Объект
Годы
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2009-2015
АВ1-3 7 13 1 8 5 3 1 38
АВ8 6 3 0 0 8 0 0 17
БВ1-2 2 0 1 4 0 1 1 9
ЮВ1 47 46 27 54 28 22 19 243
Месторождение 62 62 29 66 41 26 21 307

8. 8
Показатели эффективности
ввода новых скважин
Динамика среднего дебита нефти новых скважин 2009-2015 гг. сведенная на
дату ввода
 Средний входной дебит нефти горизонтальных скважин (42,4 т/сут)
выше дебита наклонно-направленных скважин (17,1 т/сут) в 2,5
раза.

9. Показатели эффективности
ввода новых скважин
9
 Доп. добыча на 1 скв/операцию = 38,2 ты.т./скв-оп.
01.01.2009-01.01.2016 г
ГТМ Количество
скважинно-
операций
Доля, % Доп. Добыча нефти при данном
ГТМ
проект факт
ГРП 299 6,6 343,2 674,5
Ввод горизонтальных
скважин
67
1,5
1284,7 2557,4
Ввод разветвлено-
горизонтальных скважин
2 500,4 5,2
Бурение боковых
стволов
333 7,4 6568,8 10268,0
Физико-химическое
воздействие в
нагнетательных
скважинах
1039 22,9 126,1 1167,3
Гидродинамические
методы
450 9,9 200,1 571,8
Потокоотклоняющие
технологии
1315 29,0 884,2 1366,0
Перфорационные
методы
632 14,0 134,6 1165,7
Переводы на другие
объекты
141 3,1 672,5 518,7
ВИР и РИР 250 5,5 205,3 183,6
Всего 4528 10919,9 16540,4

10. Показатели эффективности ввода
новых скважин
10
Годовые объемы добычи нефти за счет новых ГС
Новые ННС, ГС (тыс.
т)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Итого
АВ1-3 52,4 27,2 - 121,8 69,6 54,1 3,6 328,7
АВ8 87,9 63,3 - - 36,1 - - 187,2
БВ1-2 24,1 - 28,8 83,2 - 15,3 - 151,4
ЮВ1 - - 327,6 421,0 46,3 69,9 10,4 875,2
Месторождение в
целом
164,4 90,5 356,4 625,9 152,0 139,3 13,9 1542,4
Новые ННС, ГС
(тыс. т)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Итого
АВ1-3 242,1
150,
0
14,1 259,3 74,7 54,1 3,6 797,9
АВ8 197,9 63,3 - - 78,8 - - 340,0
БВ1-2 24,1 - 28,8 83,2 - 15,3 3,8 155,1
ЮВ1 735,8
747,
6
542,
3
873,6
189,
0
188,
9
35,3 3312,4
Месторождение в
целом
1199,
9
960,
9
585,
1
1216,
1
342,
4
258,
2
42,7 4605,4
Годовые объемы дополнительной добычи нефти за счет всех новых скважин

11. Показатели эффективности ввода новых
скважин
11
Показатели 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Ввод новых добывающих скважин,
шт.:
7 13 1 8 5 3 1
наклонно - направленных 5 11 1 5 1 - -
горизонтальных 2 2 - 3 4 3 1
Ввод новых нагнетательных
скважин, шт.
- - - - - - -
Средний дебит нефти новых
скважин, т/сут
19,8 12,9 8,0 69,5 25,4 31,9 49,6
наклонно - направленных 14,2 13,3 8,0 57,2 11,4 - -
горизонтальных 32,2 11,5 - 82,1 26,1 31,9 49,6
Средний дебит жидкости новых
скважин, т/сут
31,1 28,2 56,2 116,8 125,7 68,3 79,9
наклонно - направленных 21,5 16,6 56,2 86,2 20,7 - -
горизонтальных 52,2 75,3 - 148,3 131,4 68,3 79,9
Средняя обводненность продукции
новых скважин, %
36,3 54,1 85,7 40,6 79,8 53,3 37,9
наклонно - направленных 34,1 20,0 85,7 33,4 44,9 - -
горизонтальных 38,2 84,7 - 44,7 80,1 53,3 37,9
Средний входной дебит жидкости горизонтальных скважин (80,7 т/сут) выше
дебита наклонно-направленных скважин (38,2 т/сут) в 2,1 раза.

12. Расчет дебита горизонтальных
скважин
12
Формула S.D. Joshi:






























 



c
н
h
г
r
h
L
h
L
L
a
a
B
P
h
k
Q
2
ln
5
,
0
25
.
0
ln
2
2
2
0




Формула Борисова Ю.П:
J
B
P
h
k
Q
н
h
г

 

2
c
к
r
h
L
h
L
R
J
2
ln
4
ln
*
*

 



Формула Giger:
J
B
P
h
k
Q
н
h
г

 

2
c
k
k
r
h
L
h
R
L
R
L
J
2
ln
2
2
1
1
*
*
5
,
0
2

 






















13. Основные параметры пласта
13
Наименование параметра
Условное
обозначение
Единицы
измерения (СИ)
Значение
Нефтенасыщенная толщина h м 11,4
Проницаемость по горизонтали, м2
kh м2
154·10-15
Проницаемость по вертикали, м2
kv м2
34·10-15
Вязкость нефти
μн Па·с
0,00267
Пластовое давление
Рпл Па
16,9 ·106
Забойное давление Рзаб Па 8,8·106
Радиус горизонтального участка скважины
rc м
0,1
Радиус контура питания Rk м 300
Объемный коэффициент нефти B0 д.ед 1,094

14. Дебиты скважины по
различным методикам расчёта
14
L длина
горизонтального участка
Дебит ГС, м3/сут
(Joshi S.D.)
Дебит ГС, м3/сут
(Борисова Ю.П.)
Дебит ГС, м3/сут
(Giger)
50 1014.56 840.61 669.88
100 1542.25 1339.22 952.47
150 1865.72 1669.26 1108.33
200 2084.30 1903.86 1207.09
250 2241.89 2079.18 1275.27
300 2360.89 2215.18 1325.17
350 2453.93 2323.74 1363.27
400 2528.66 2412.42 1393.31
450 2590.02 2486.21 1417.61
500 2641.29 2548.58 1437.67
550 2684.77 2601.98 1454.51
600 2722.11 2648.22 1468.85
650 2754.53 2688.65 1481.21
700 2782.94 2724.30 1491.96
750 2808.04 2755.97 1501.41
800 2830.38 2784.29 1509.78
850 2850.38 2809.77 1517.24
900 2868.40 2832.81 1523.93

15. Зависимость изменения дебита
скважины от длины горизонтального
участка
15
0.00
300.00
600.00
900.00
1200.00
1500.00
1800.00
2100.00
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
Дебит,
М3/сут
Длина ГС-L, м
S.D.Joshi, м3/сут
Борисов, м3/сут
Giger, м3/сут

16. Недостатки применения супердлинных парных ГС
16
Повышенная стоимость в связи с повышенной
металлоемкостью и трудозатратами
Трудности связанные с освоением, исследованиями,
ремонтными работами
Увеличение общего метража бурения по отдельной
скважине
В процессе эксплуатации дебит горизонтальной скважины
снижается более интенсивно, чем вертикальной, однако
накопленная добыча в течение 4-6 лет повышается на
менее, чем в 2 раза

17. Выводы, рекоммендации
17
На объекте АВ1-3 отмечается высокая результативность
бурения новых скважин;
Для условий пласта АВ1-3 Ватьеганского месторождения
были построены графические зависимости прогнозного
дебита скважины от длины горизонтального участка, по
результатам анализа следует, что оптимальными будут
варианты в интервале L1=150 м. до L2=400 м;
Полученные значения являются первыми
приближенными результатами подбора оптимальной
длины горизонтального участка скважины, дальнейшее
обоснование строится на уточнении прогнозных значений
дебитов.

18. Список использованных источников
18
1. Грачев С.И. Повышение эффективности разработки нефтяных
месторождений горизонтальными скважинами / А.В. Стрекалов, А.С.
Самойлов – Тюмень: ТИУ, 2016.
2. Кононенко А.А., Кононенко К.А. Оценка применения
горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пластов в
низкопроницаемых коллекторах на месторождениях Газпромнефть-
ННГ[Текст]// Нефть и газ. - 2016. -№ 4.
3. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных
месторождений западной сибири горизонтальными скважинами с
многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган:
Зауралье,2015.
4. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными
скважинами: учебное пособие/ С.И. Грачев, А.С. Самойлов. - Тюмень:
ТюмГНГУ, 2015. - 144 с.
5. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и
наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности. НТС
ВНИИ, вып. 16, 1962.

19. 19
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!!!