Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В.
description
Transcript of Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В.
Совершенствование разработки Заполярного месторождения ОАО «Газпром» на основе математического моделирования
Докладчики: Скрылев С.А. Красовский А.В.
Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А. – ООО «Газпром добыча Ямбург»Скрылев С.А., Лапердин А.Н., Красовский А.В. – ООО «ТюменНИИгипрогаз»Цой В.Е., Балашов А.Д. – НЦ «РИТ»
1
Одним из важных этапов, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений, является оптимальное размещение проектируемых скважин с точки зрения повышения коэффициентов извлечения нефти и газа, что во многом определяет качество проектирования разработки. В настоящее время в разных компаниях разработаны и нашли применение программные средства для автоматизации трудоемких операций в процессе проектирования разработки с использованием трехмерных моделей. Оптимальная расстановка скважин на залежи, в той или иной мере может выполняться вручную, но только автоматизация этого процесса с применением современной компьютерной техники позволяет качественно, прежде всего в отношении точности, безошибочное выполнение отработанного алгоритма, с возможностью выбора рационального решения из многовариантных расчетов и построений. Немалое значение имеет также резкое сокращение времени вычислительных работ. Функции автоматической расстановки скважин реализованы в программах – MEPO (в компании Schlumberger), Enable (в компании ROXAR), NewWellsPro (в компании ОАО «ЦГЭ») и другие. Однако, в таких программах недостаточно полно или вообще не были решены вопросы оптимизации проводки пологонаправленного ствола скважины, с определением длины ствола, положение его по разрезу или азимуту. Также, нет информации о применимости данных программ при разработке газовых месторождений. Таким образом, актуальной задачей являлось разработка методики, позволяющей выполнить элементы количественного анализа эффективности системы разработки с определением потенциальных возможностей пологонаправленных добывающих скважин с учетом зон дренирования и распределения текущих запасов.
Актуальность
2
Заполярное месторождениеСеноманская газовая залежь
Проектный документ - «Дополнение к проекту разработки сеноманской газовой залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения»(Протокол №100-р/2009 г. Комиссии газовой промышленности от 30.12.2009 г.)
Проектным документом предусматривается:- ввод в конце 2010 года ЦДКС (ГКС) для подачи подготовленного газа в систему МГ;- ввод в конце 2011 года – 42 пологонаправленных скважин;- выход в 2012 году на проектную добычу газа – 115 млрд.м3.
Показатели разработки на 01.01.2011г. Суммарный отбор газа - 787,5 млрд. м3
(27,9% от утвержденных запасов) Годовой отбор газа - 101,1 млрд.м3
Фонд скважин: - общий: 472 ед. - действующий: 446 ед.
Добыча газа по месторождению за 2010 год составила 19.8% от годовой одобычи
компании ОАО «ГАЗПРОМ»
3
Нижнемеловые отложения. Освоение нижнемеловых отложений
ДЕЙСТВУЮЩИЙ ДОКУМЕНТ ПО РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ: Проект опытно – промышленной эксплуатации нижнемеловых залежей Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения Утвержден: Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол №40-Р/2009 от 1.09.2009г.) и ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО (протокол №25-09 от 1.07.2009г.).
ОСНОВНЫЕ УТВЕРЖДЕННЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТА:• Ввод в опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатных залежей I и II объектов с доведением
максимального объема добычи газа до 15,0 млрд.м3, нестабильного конденсата 3,15 млн.т в год, при бурении 140 эксплуатационных скважин.
• Проведение доразведки и опытно-промышленной эксплуатации нефтяной оторочки пласта БТ101 с
доведением максимальной добычи нефти к 2013 г. в объеме 0,245 млн.т при бурении 26 скважин.
СОСТОЯНИЕ ОСВОЕНИЯ:• 2004-2009гг. пробная эксплуатация скважин куста 24.• 2007-2009гг. разбуривание газоконденсатных залежей, по состоянию на 1.01.2010 г. пробурено
87 эксплуатационных скважин из которых приняты ООО «Газпром добыча Ямбург» - 55 газоконденсатных скважин и 32 не завершены строительством.
• Ввод в эксплуатацию газоконденсатных залежей планируется в III кв. 2010г., нефтяных оторочек в 2013г.
4
32605 32705
32707
32806
32805
32702 32703
32607 32603 32704 32701
32608 32606 32601 32706 32708 32804
32604 32602 32503 32505 32802 32801
32502 32501 32507 32803
32504 32506 32508
32904
32902
3290132903
3290532906
33002
3300133003
33004
3300633005
33101
3310233103
3310433202
33201
33203
33204
33205
33301
33302
33303
33305
33304
44504
44508
44509
44405
44407
44409
44501
44503
44403
44401
44404
44408
44502
44505
44304
44309
44402
44406
44301
44310
44206
44303
44305
44308
44203
44208
44207
44201
44204
44205
44108
44202 44106
44101
44104
44102
44103
44009
44007
44008
44005
44006
44002
44004
44003
44001
43907
43908
43909
43906
43904
43905
43903
43902
43901
43804
43805 43802
43803 43801
43704
43707
43706
43702
43701
43705
43703
43609
43607
43603
43610
43611
43605
43601
43507
43504
43608
43606
43602
43508
43505
43502
43407
43406
43604
43506
43503
43501
43408
43404
43402
43405
43403
43401
44105
44507
44302
44306
44506
44307
44107
11102
11103
11106
11201
11205
11302
11303
11307
11402
11405
1150411505
11602
11604
11605
11702
11705
11801
11901
11904
11906
12002
12101
12104
1220312204
12302
12305
20102
20103
20104
20203
20306
20302
20305 20502
20406
20602
20605
20702
20704
20802
2080620903
20905
21003
21004
21007
20403
20206
20505
242
243
12301
241
1110111104
11105 11107
11202
1120311204
11206
11301
11304 11305
1130611401 11403
11404 11406
115011150211503
1150611507
11601 11603
11606
11701
11703
11704
11802 11803
11804
11902
1190311905 12001
12003
12004
12005 1210212103
12105
12202
12205 12206 1230312304
20101
2010520106 20201 20202
20204
2030320301
20307
2030420401
20402
20404
20405 20501
20503
20504
20601 20603
20604
20701
20703
20705
20706
20803
20804
20801
20805
20901
20902
20904
20906
21001
21002
21005
21006
20205
20506
244
12201
6
305
219
309
205
209
212207
216
217
117
105 104
103
116
107
108
106
109
102
110
114
118
113
121 119
120
112
123
122
24
21
18
31
К у с т 2 9
К у с т 3 0
К у с т 3 1
К у с т 3 2К у с т 3 3
К у с т 2 5
К у с т 2 6 К у с т 2 7
К у с т 2 8
К у с т 3 4
К у с т 3 5
К у с т 3 6
К у с т 3 7
К у с т 3 8
К у с т 3 9К у с т 4 0
К у с т 4 1
К у с т 4 2
К у с т 4 3
К у с т 4 4
К у с т 4 5
У сл о в н ы е о б озн а ч ен и я
Г р а н и ц а к о н ту р а Г р а н и ц а к о н т у р агазо н о с тн о с т и п л а с т а : н е ф т е н о с т н о с ти п л а с та : Б Т 6 -8 Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 1 Б Т 1 1 (1 ) л и н и я гл и н и за ц и и п л а ст о в Б Т 1 1
П л о щ а д к а к у с т а с е н о м а н с к и х с к в а ж и нП л о щ а д к а к у с т о в га зо к о н д е н с а тн ы х и н еф тя н ы х с к в аж и н
З аб о и п ро б у р ен н ы х ск в аж и н (н а 0 1 .0 1 .20 0 9 ): За б о и п р о ек тн ы х с к важ и н : р азве до ч н ы е; газо к к он д ен сатн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 , Б Т 10 (1 ) и Б Т 11 ; эк сп л у атац и о н н ы е н а се н о м ан ; н еф тян ы к ск в аж и н ы н а Б Т 1 0 (1 ) и Б Т 1 1 (1 ); эк сп л у атац и о н н ы е газо к о н д ен са тн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 и Б Т 1 0 (1 )
М а сш т аб 1 :12 50 00
32605 32705
32707
32806
32805
32702 32703
32607 32603 32704 32701
32608 32606 32601 32706 32708 32804
32604 32602 32503 32505 32802 32801
32502 32501 32507 32803
32504 32506 32508
32904
32902
3290132903
3290532906
33002
3300133003
33004
3300633005
33101
3310233103
3310433202
33201
33203
33204
33205
33301
33302
33303
33305
33304
44504
44508
44509
44405
44407
44409
44501
44503
44403
44401
44404
44408
44502
44505
44304
44309
44402
44406
44301
44310
44206
44303
44305
44308
44203
44208
44207
44201
44204
44205
44108
44202 44106
44101
44104
44102
44103
44009
44007
44008
44005
44006
44002
44004
44003
44001
43907
43908
43909
43906
43904
43905
43903
43902
43901
43804
43805 43802
43803 43801
43704
43707
43706
43702
43701
43705
43703
43609
43607
43603
43610
43611
43605
43601
43507
43504
43608
43606
43602
43508
43505
43502
43407
43406
43604
43506
43503
43501
43408
43404
43402
43405
43403
43401
44105
44507
44302
44306
44506
44307
44107
11102
11103
11106
11201
11205
11302
11303
11307
11402
11405
1150411505
11602
11604
11605
11702
11705
11801
11901
11904
11906
12002
12101
12104
1220312204
12302
12305
20102
20103
20104
20203
20306
20302
20305 20502
20406
20602
20605
20702
20704
20802
2080620903
20905
21003
21004
21007
20403
20206
20505
242
243
12301
241
1110111104
11105 11107
11202
1120311204
11206
11301
11304 11305
1130611401 11403
11404 11406
115011150211503
1150611507
11601 11603
11606
11701
11703
11704
11802 11803
11804
11902
1190311905 12001
12003
12004
12005 1210212103
12105
12202
12205 12206 1230312304
20101
2010520106 20201 20202
20204
2030320301
20307
2030420401
20402
20404
20405 20501
20503
20504
20601 20603
20604
20701
20703
20705
20706
20803
20804
20801
20805
20901
20902
20904
20906
21001
21002
21005
21006
20205
20506
244
12201
6
305
219
309
205
209
212207
216
217
117
105 104
103
116
107
108
106
109
102
110
114
118
113
121 119
120
112
123
122
24
21
18
31
К у ст 2 9
К у ст 3 0
К у ст 3 1
К у ст 3 2К у ст 3 3
К у ст 2 5
К у ст 2 6 К у ст 2 7
К у ст 2 8
К у с т 3 4
К у ст 3 5
К у ст 3 6
К у с т 3 7
К у с т 3 8
К у с т 3 9К у ст 4 0
К у с т 4 1
К у ст 4 2
К у ст 4 3
К у с т 4 4
К у ст 4 5
У сл о в н ы е о б озн а ч ен и я
Г р ан и ц а к о н ту р а Г р а н и ц а к о н т у р агазо н о с тн о сти п л а ста : н е ф т ен о стн о с ти п л ас та : Б Т 6 -8 Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 1 Б Т 1 1 (1 ) л и н и я гл и н и за ц и и п л а ст о в Б Т 1 1
П л о щ а д к а к у ста се н о м ан с к и х ск в аж и нП л о щ а д к а к у сто в га зо к о н д е н са тн ы х и н еф тя н ы х с к в аж и н
З аб о и п ро б у р ен н ы х ск в аж и н (н а 0 1 .0 1 .20 0 9 ): З а б о и п р о ек тн ы х с к важ и н : р азве до ч н ы е; г азо к к он д ен сатн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 , Б Т 10 (1 ) и Б Т 11 ; эк сп л у атац и о н н ы е н а се н о м ан ; н еф тян ы к ск в аж и н ы н а Б Т 1 0 (1 ) и Б Т 1 1 (1 ); эк сп л у атац и о н н ы е газо к о н д ен са тн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 и Б Т 1 0 (1 )
М а сш т аб 1 :12 50 00
32605 32705
32707
32806
32805
32702 32703
32607 32603 32704 32701
32608 32606 32601 32706 32708 32804
32604 32602 32503 32505 32802 32801
32502 32501 32507 32803
32504 32506 32508
32904
32902
3290132903
3290532906
33002
3300133003
33004
3300633005
33101
3310233103
3310433202
33201
33203
33204
33205
33301
33302
33303
33305
33304
44504
44508
44509
44405
44407
44409
44501
44503
44403
44401
44404
44408
44502
44505
44304
44309
44402
44406
44301
44310
44206
44303
44305
44308
44203
44208
44207
44201
44204
44205
44108
44202 44106
44101
44104
44102
44103
44009
44007
44008
44005
44006
44002
44004
44003
44001
43907
43908
43909
43906
43904
43905
43903
43902
43901
43804
43805 43802
43803 43801
43704
43707
43706
43702
43701
43705
43703
43609
43607
43603
43610
43611
43605
43601
43507
43504
43608
43606
43602
43508
43505
43502
43407
43406
43604
43506
43503
43501
43408
43404
43402
43405
43403
43401
44105
44507
44302
44306
44506
44307
44107
11102
11103
11106
11201
11205
11302
11303
11307
11402
11405
1150411505
11602
11604
11605
11702
11705
11801
11901
11904
11906
12002
12101
12104
1220312204
12302
12305
20102
20103
20104
20203
20306
20302
20305 20502
20406
20602
20605
20702
20704
20802
2080620903
20905
21003
21004
21007
20403
20206
20505
242
243
12301
241
1110111104
11105 11107
11202
1120311204
11206
11301
11304 11305
1130611401 11403
11404 11406
115011150211503
1150611507
11601 11603
11606
11701
11703
11704
11802 11803
11804
11902
1190311905 12001
12003
12004
12005 1210212103
12105
12202
12205 12206 1230312304
20101
2010520106 20201 20202
20204
2030320301
20307
2030420401
20402
20404
20405 20501
20503
20504
20601 20603
20604
20701
20703
20705
20706
20803
20804
20801
20805
20901
20902
20904
20906
21001
21002
21005
21006
20205
20506
244
12201
6
305
219
309
205
209
212207
216
217
117
105 104
103
116
107
108
106
109
102
110
114
118
113
121 119
120
112
123
122
24
21
18
31
К у ст 2 9
К у ст 3 0
К у ст 3 1
К у ст 3 2К у ст 3 3
К у ст 2 5
К у ст 2 6 К у ст 2 7
К у ст 2 8
К у с т 3 4
К у ст 3 5
К у ст 3 6
К у с т 3 7
К у с т 3 8
К у с т 3 9К у ст 4 0
К у с т 4 1
К у ст 4 2
К у ст 4 3
К у с т 4 4
К у ст 4 5
У сл о в н ы е о б озн а ч ен и я
Г р ан и ц а к о н ту р а Г р а н и ц а к о н т у р агазо н о с тн о сти п л а ста : н е ф т ен о стн о с ти п л ас та : Б Т 6 -8 Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 1 Б Т 1 1 (1 ) л и н и я гл и н и за ц и и п л а ст о в Б Т 1 1
П л о щ а д к а к у ста се н о м ан с к и х ск в аж и нП л о щ а д к а к у сто в га зо к о н д е н са тн ы х и н еф тя н ы х с к в аж и н
З аб о и п ро б у р ен н ы х ск в аж и н (н а 0 1 .0 1 .20 0 9 ): З а б о и п р о ек тн ы х с к важ и н : р азве до ч н ы е; г азо к к он д ен сат н ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 , Б Т 10 (1 ) и Б Т 11 ; эк сп л у атац и о н н ы е н а се н о м ан ; н еф тян ы к ск в аж и н ы н а Б Т 1 0 (1 ) и Б Т 1 1 (1 ); эк сп л у атац и о н н ы е газо к о н д ен са тн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 и Б Т 1 0 (1 )
М а сш т аб 1 :12 50 00
32605 32705
32707
32806
32805
32702 32703
32607 32603 32704 32701
32608 32606 32601 32706 32708 32804
32604 32602 32503 32505 32802 32801
32502 32501 32507 32803
32504 32506 32508
32904
32902
3290132903
3290532906
33002
3300133003
33004
3300633005
33101
3310233103
3310433202
33201
33203
33204
33205
33301
33302
33303
33305
33304
44504
44508
44509
44405
44407
44409
44501
44503
44403
44401
44404
44408
44502
44505
44304
44309
44402
44406
44301
44310
44206
44303
44305
44308
44203
44208
44207
44201
44204
44205
44108
44202 44106
44101
44104
44102
44103
44009
44007
44008
44005
44006
44002
44004
44003
44001
43907
43908
43909
43906
43904
43905
43903
43902
43901
43804
43805 43802
43803 43801
43704
43707
43706
43702
43701
43705
43703
43609
43607
43603
43610
43611
43605
43601
43507
43504
43608
43606
43602
43508
43505
43502
43407
43406
43604
43506
43503
43501
43408
43404
43402
43405
43403
43401
44105
44507
44302
44306
44506
44307
44107
11102
11103
11106
11201
11205
11302
11303
11307
11402
11405
1150411505
11602
11604
11605
11702
11705
11801
11901
11904
11906
12002
12101
12104
1220312204
12302
12305
20102
20103
20104
20203
20306
20302
20305 20502
20406
20602
20605
20702
20704
20802
2080620903
20905
21003
21004
21007
20403
20206
20505
242
243
12301
241
1110111104
11105 11107
11202
1120311204
11206
11301
11304 11305
1130611401 11403
11404 11406
115011150211503
1150611507
11601 11603
11606
11701
11703
11704
11802 11803
11804
11902
1190311905 12001
12003
12004
12005 1210212103
12105
12202
12205 12206 1230312304
20101
2010520106 20201 20202
20204
2030320301
20307
2030420401
20402
20404
20405 20501
20503
20504
20601 20603
20604
20701
20703
20705
20706
20803
20804
20801
20805
20901
20902
20904
20906
21001
21002
21005
21006
20205
20506
244
12201
6
305
219
309
205
209
212207
216
217
117
105 104
103
116
107
108
106
109
102
110
114
118
113
121 119
120
112
123
122
24
21
18
31
К у ст 2 9
К у ст 3 0
К у ст 3 1
К у ст 3 2К у ст 3 3
К у ст 2 5
К у ст 2 6 К у ст 2 7
К у ст 2 8
К у с т 3 4
К у ст 3 5
К у ст 3 6
К у с т 3 7
К у с т 3 8
К у с т 3 9К у ст 4 0
К у с т 4 1
К у ст 4 2
К у ст 4 3
К у с т 4 4
К у ст 4 5
У сл о в н ы е о б озн а ч ен и я
Г р ан и ц а к о н ту р а Г р а н и ц а к о н т у р агазо н о с тн о сти п л а ста : н е ф т ен о стн о с ти п л ас та : Б Т 6 -8 Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 0 (1 ) Б Т 1 1 Б Т 1 1 (1 ) л и н и я гл и н и за ц и и п л а ст о в Б Т 1 1
П л о щ а д к а к у ста се н о м ан с к и х ск в аж и нП л о щ а д к а к у сто в га зо к о н д е н са тн ы х и н еф тя н ы х с к в аж и н
З аб о и п ро б у р ен н ы х ск в аж и н (н а 0 1 .0 1 .20 0 9 ): З а б о и п р о ек тн ы х с к важ и н : р азве д о ч н ы е; г азо к к он д ен сат н ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 , Б Т 10 (1 ) и Б Т 11 ; эк сп л у атац и о н н ы е н а се н о м ан ; н еф тян ы к ск в аж и н ы н а Б Т 1 0 (1 ) и Б Т 1 1 (1 ); эк сп л у атац и о н н ы е газо к о н д ен са тн ы е ск в аж и н ы н а Б Т 6 -8 и Б Т 1 0 (1 )
М а сш т аб 1 :12 50 00
БТ6-8
Залежь г/к г/к нефт. г/к нефт.
Количество кустов
5 4 12
Количество скважин, ед.
85 55 26 30 101
Расстояние между забоями, м
1500 25001100-600
1000 900
Характер вскрытия пласта
пологий забой
пологий забой
гориз. забой
пологий забой
гориз. забой
Минимальная вкрываемая эффективная мощность, м
30 12 4 25 4
24
БТ101 БТ11
1
Пласты
Нижнемеловые отложения. Размещение проектных
эксплуатационных скважин.
5
Оптимизация схем размещения эксплуатационных скважин.
Постановка задачи
Основная цель – разработать рекомендации по схеме вскрытия продуктивного пласта пологонаправленными скважинами при кустовом размещении.
Задачи:•Оптимально разместить проектные кусты скважин.•Определить оптимальную траекторию скважин.•Рассчитать проектные показатели по оптимальному варианту.
6
Исходные данные
Модель сеноманской газовой залежи Заполярного
месторождения: •размеры 225 х 300 х 30 (45км х 60км);•700 тыс. активных ячеек;•разработка с октября 2001 г.;•текущее количество скважин 450.
Проектный фонд новых скважин:
•14 кустов;•42 скважины.
7
Изменяемые параметры:
Количество кустов 14
Количество скважин в кусте 2-4
Минимальное расстояние между кустами 1000м
Минимальная длина вертикального участка ствола скважины
500м
Максимальное изменение угла наклона 2° на 10м
Рекомендуемый максимальный зенитный угол 75°
Рекомендуемая максимальная длина перфорированного участка
1000м
Азимутный угол Ω
Зенитный угол входа скважины в пласт Θ
Длины перфорированного участка L
Отход от устья на кровле r
Определяется из оценок:
Радиус дренирования скважины R
Ограничения:
8
Приток к пологонаправленной газовой скважине:
1. Модификация формулы Писмана
2. Квадратичный закон фильтрации (закон Форхгеймера)учитывается через D-фактор
3. Падение давления газа в стволе скважины
22222 cos)(sinsin)(cossin)( yxzxzyp kkkkkkLKh
b
12
22
22
1
bcbc e
DF
ZRTLMPeP
22222222
222
2222
2222
cos)11
(sinsin)11
(cossin)11
(
cos)(sinsin)(cossin)(
28.0
yxzxzy
yxzxzy
e
kkkkkk
k
y
k
x
k
z
k
x
k
z
k
y
r
9
Блок-схема процесса оптимизации:
Расстановка кустов1.Оценка радиуса дренирования скважин
2. Выделение областей с невыработанными подвижными запасами для расстановки кустов
Переход к секторным моделям 1.Выделение секторов: один куст - один сектор
2. Расчет базового варианта полной модели и граничных условий по каждому сектору
Оптимизация размещения скважин в кусте 1. Определение диапазонов изменения параметров траектории пологонаправленных
скважин, соответствующих наилучшим показателям ФЕС 2. Автоматизированная подготовка различных проектных вариантов для каждого сектора:
варьирование траекторий в определенных выше диапазонах3. Запуск на расчет подготовленных вариантов для секторов
4. Анализ оперативных отчетов, выбор оптимального варианта
Применение полученных результатов для единой моделиРасчет, анализ результатов, при необходимости повтор оптимизации для кустов с
максимальных расхождением от результатов секторной модели
10
Реализация алгоритма:
êìRrL 2)sin(2 Линейный размер области, занимаемой кустом:
Расстановка фиксированного количества кустов на карте подвижных
запасов с учетом минимального расстояния между кустами D~1-2 км
Критерии:1. Величина подвижных запасов. 2. Исключение пересечения с зонами фактических скважин.
Блок 1. Расстановка кустов
11
•Разбиение модели на сектора – каждый сектор включает один куст.
•Расчет базового варианта полной модели с выгрузкой потоков на границе секторов
Блок 2. Выделение секторов
12
Определение диапазонов изменения параметров траекторий на основе анализа ФЕС
Оптимизация траекторий скважин в кусте
Критерии:1. Суммарные подвижные запасы в области дренирования
скважин. 2. Суммарная проводимость скважина-пласт (K∙h).3. Песчанистость в зоне ГВК под забоем.
13
Куст 135, фиксированный зенитный угол 75° 14
•Расстановка производится последовательно.•Оценка для углового сектора для одной скважины: ~45° (из оценки области дренирования).•Исключает перекрытие секторов.
Расстановка скважин в выделенные зоны
15
Оценка эффективности алгоритма. Зависимость добычи от углов Ω и Θ
Зенитный угол (Θ)
Ази
мут
ны
й у
гол
(Ω
)
16
1. Прогнозный расчет полной модели с найденными для секторов траекториями.
2. В случае если показатели добычи для некоторого куста существенно отличаются от полученных при расчете секторной модели, проводится повторный анализ этого сектора с использованием опции неравномерного укрупнения (coarsening).
Блок 3. Пересчет полной модели
17
1. Число проектных скважин после оптимизации уменьшилось с 42 до 41 единицы. Число кустов скважин (14 ед.) осталось без изменения.
Результаты оптимизации
2. По результатам расчетов забои проектных скважин смещены в более продуктивные участки залежи, тем самым определены оптимальные траектории скважин.
3. За счет оптимизации схемы размещения проектных скважин за период 2011-2032 гг. накопленный отбор газа достигнет 2531,11 млрд.м3 (89,71 % от запасов, утвержденных в ГКЗ), тем самым будет получена дополнительная добыча газа в размере 4,67 млрд.м3.
18
1. Создан алгоритм оптимизации схемы расстановки эксплуатационных кустов.
2. Разработан алгоритм подбора оптимальной траектории скважин в кусте на основе максимальной продуктивности скважин с учетом предварительного анализа ФЕС: подвижных запасов, сообщаемости, литологии.
3. Использование опций секторного моделирования позволило значительно сократить время на подбор оптимальных вариантов.
4. Разработанная методика позволила оптимизировать проектную схему вскрытия и сравнить эффективность технологических показателей разработки.
5. Внедрение рекомендуемых мероприятий позволит увеличить накопленную добычу газа за расчетный период (прирост - 4,67 млрд.м3) в целом по месторождению и снизить капитальные вложения. Чистая прибыль предприятия за период разработки увеличится на 7,07 млрд.р.
Основные выводы
19