Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения — страница 3

  • Просмотров 256
  • Скачиваний 15
  • Размер файла 26
    Кб

расстоянии 3-5 км от залежи пластовое давление в настоящее время практически равно начальному. В условиях массивных залежей, когда запасы вырабатываются снизу вверх, бурение горизонтальных скважин в верхней части залежи обеспечивает наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН). Реализуемая система предусматривает разработку залежи 1 вертикальной и 16 горизонтальными скважинами (ГС) как в одноствольном, так и в многоствольном

(разветвленном) исполнении (РГС), расположенными в при-кровельной части залежи. В зоне отбора фильтрация жидкости в основном вертикальная, т.е. происходит подъем ВНК, равномерность которого зависит от анизотропии продуктивного пласта по проницаемости - отношения kX),/kr В модели, использованной в проектном документе, это отношение принято равным 10. Для целей мониторинга специалистами ЦГГМ в 2005 г. была создана постоянно

действующая геолого-технологическая модель месторождения. Мониторинг разработки включает: - ежемесячное пополнение геолого-промысловыми данными - сопровождение в реальном масштабе времени бурения каждой скважины с корректировкой траектории стволов; - уточнение геологического строения и модели в процессе бурения новой скважины; - настройку модели по результатам каждого гидродинамического исследования; - постоянное

обновление (оптимизацию) реализуемой системы разработки месторождения (непрерывное проектирование), предусматривающее уточнение местоположения скважин, их конструкции и режимов эксплуатации. Моделирование осуществляется с использованием программных комплексов RMS и Tempest MORE норвежской компании ROXAR. Параметры эксплуатируемых в ЦГГМ цифровых геологической и гидродинамической моделей приведены в табл. 1. Модель Размеры ячеек,

м Число X У z столбцов строк слоев ячеек Геологическая 50 50 0,2 156 206 391 12565176 Гидродинамическая 100 100 0,4-0,8 (НЗ) 78 103 78 626652 0,8-5,2 (ВЗ) Примечание. НЗ, ВЗ - соответственно нефтяная и водяная зона. Гидродинамическая модель двухфазная, трехмерная, изотермическая. Жидкости и поровая среда сжимаемы. Ремасштабирование геологической модели в гидродинамическую проведено таким образом, чтобы сохранить алевритистые прослои в неизменном виде,

поскольку они существенно влияют на направления потоков жидкостей в пласте. Кроме того, они в значительной степени определяют анизотропию пласта по проницаемости. Настройка гидродинамической модели проводилась на основании исследований расчетной и фактической динамики пластовых давлений и была начата с проверки гипотез о режиме залежи, т.е. о путях поступления в нее воды. Были рассмотрены три основных варианта: латеральное