Методы проектирования разработки газовых месторождений с применением боковых стволов скважин

• Автор: Исхаков, Роберт Рустямович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 138 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
1.1 Анализ истории и текущего состояния разработки сеноманских газовых залежей. Проблемы и возможные пути их решения
1.2 Опыт применения боковых стволов на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении
1.3 Область применения БС на газовых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона, находящихся на поздней стадии разработки
1.4 Проблемы проектирования боковых стволов скважин. Постановка целей и задач исследования
1.4.1 Технологические и технические аспекты забуривания боковых стволов
1.4.2 Проектирование разработки при применении боковых стволов
Выводы по разделу
2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения с применением боковых стволов скважин
2.2 Метод оценки рационального числа скважин-кандидатов, подлежащих восстановлению забуриванием боковых стволов
2.3 Метод выбора скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов
2.3.1 Модификация, основанная на методе анализа иерархий
2.3.2 Формирование критериев с использованием метода нечетких множеств.
2.3.3 Модификация, основанная на использовании классификационных схем .
2.4 Алгоритм выбора оптимального направления для забуривания боковых стволов
2.5 Алгоритм выбора оптимальной длины горизонтального участка, в условиях неопределенности исходной геолого-промысловой информации
2.5.1 Оценка продуктивности скважин с боковым горизонтальным стволом
2.5.2 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола без учета факторов неопределенности

2.5.3 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола с учетом технологических и геологических факторов неопределенности и использованием аналитических зависимостей дебита скважин
2.5.4 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели
Выводы по разделу
3 ЧИСЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕТОДОВ И ИХ ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТРЕХМЕРНОЙ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ
МОДЕЛИ РЕАЛЬНОГО ОБЪЕКТА ДОБЫЧИ ГАЗА
3.1 Краткая характеристика геолого-технологической модели и схемы проведения расчетов основных технологических показателей разработки при оценке эффективности мероприятий по забуриванию боковых стволов
3.2 Краткая характеристика исследуемого объекта разработки
3.3 Оценка рационального числа скважин, подлежащих восстановлению
забуриванием БС
3.4 Обоснование выбора скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов.
3.5 Оценка продуктивности скважин с боковым стволом по результатам
газодинамических исследований вертикальных скважин на стационарных режимах

3.6 Оптимизация длины горизонтального участка по результатам гидродинамического моделирования
3.6.1 Оценка величины скин-фактора скважин с боковым стволом
3.6.2 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола
3.7 Исследование влияния работы боковых стволов на работу соседних кустовых скважин. Выбор оптимального направления забуривания боковых стволов
3.8 Расчет варианта разработки месторождения с забуриванием боковых стволов. Оценка технологического эффекта по сравнению с базовым (без забуривания боковых стволов) вариантом
3.9 Оценка экономического эффекта от применения боковых стволов
Выводы по разделу
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время значительная часть газодобычи в Российской Федерации обеспечивается за счет сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири. Базовые месторождения Уренгойское, Ямбургское, а также ряд других месторождений этого региона находятся на заключительном этапе разработки, который характеризуется истощением пластовой энергии, активным проявлением упруговодонапорного режима, ухудшением фильтрационных характеристик продуктивных пластов.
На месторождениях растет число скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, скважин, простаивающих после неудачно проведенных ремонтных работ, низкопродуктивных скважин. Большинство скважин вертикальные, но в таких скважинах еще имеется достаточно высокий, необводненный этаж газоносности со значительными по объемам остаточными запасами газа. По различным оценкам суммарные объемы остаточных запасов газа в сеноманских залежах превышают несколько триллионов кубических метров газа [4, 24, 64-66, 68-72, 79-80].
Поэтому на текущий момент значительно возрастает роль мероприятий по поддержанию действующего фонда скважин на газовых месторождениях, находящихся на стадии падающей добычи. Необходим возврат простаивающих скважин в работу и вовлечение в активную разработку запасов газа верхней пачки продуктивного горизонта, характеризующейся, как правило, относительно низкими фильтрационными свойствами пород-коллекторов, что в условиях низких пластовых давлений зачастую предопределяет низкую эффективность применяемых в настоящее время технологий ремонта скважин.
В этой связи для поддержания добычи газа требуются новые техникотехнологические решения. Одним из таких решений является забуривание боковых стволов (БС) из существующего фонда скважин.
Однако в настоящее время в недостаточной мере освещены вопросы оценки эффективности применения БС в скважинах, эксплуатирующих слабосцементированные коллектора на поздней стадии разработки газовых месторождений. Кроме того, забуривание БС является дорогостоящим и сложным мероприятием, а при проектировании БС существуют значительные риски, связанные с неопределенностью в значениях геологических, технико-экономических и технологических факторов.
В таких условиях проектирование систем разработки газовых залежей с

выше итоговая оценка, тем при исходном техническом состоянии скважины более целесообразно применение БС для восстановления продуктивности данной скважины и вывода ее из бездействия.
В каждом отдельном случае при анализе технического состояния скважин данный перечень может корректироваться и дополняться.
Следует отметить также, что, как правило, мероприятия по забуриванию БС направлены, прежде всего, на восстановление продуктивности простаивающего по различным причинам фонда скважин, однако в общем случае рассматриваемые показатели могут быть применены и к скважинам действующего фонда.
Вторая группа факторов.
Вторая группа факторов включает в себя характеристики геологического состояния призабойной зоны и пласта в районе скважины, геолого-геофизическую характеристику разрезов скважин, выявляются высокопроницаемые газонасыщенные коллектора, а также глинистые пропластки, способные замедлить темпы продвижения

Учитывая особенности геологического строения и обводненность эксплуатационного фонда, одним из важнейших факторов в данной группе является уровень активности водонапорного бассейна в зоне дренирования рассматриваемых скважин, и оценка степени риска обводнения скважины в процессе проведения работ и последующей эксплуатации. Исходя из скорости подъема ГВК по каждой скважине и геологического строения разреза, прогнозируется продвижение ГВК, выявляются факторы, которые могут препятствовать бурению и дальнейшей эксплуатации БС, а также выявляются направления для бурения БС, которые обеспечат максимальный срок безводной эксплуатации.
На основе анализа газодинамических и промыслово-геофизических исследований скважин-кандидатов, а также кустовых и соседних скважин, выбираются скважины, по которым разрезы продуктивных горизонтов сложены породами с хорошими коллекторскими свойствами и имеют в нижней газонасыщенной части разреза выдержанные непроницаемые тинистые пропластки, способные препятствовать продвижению ГВК. Необходимо учитывать, что для разрезов, сложенных породами с очень высокими коллекторскими свойствами характерно быстрое продвижение пластовой воды как по вертикали, так и по напластованию, также характеры высокие риски кольматации призабойной зоны при бурении ствола и обрушения стенок при последующей эксплуатации.
По результатам анализа каждой скважине проставляется оценка в зависимости