научно-методическое обоснование разработки малых залежей

С.Ф. МУЛЯВИН, А.В. БЯКОВ, Н.И.ЗУЕВА,
М.В.КРАВЦОВА, А.Н. ЛАПЕРДИН, А.С.ЛЕБЕДЕВ, А.Н.ЮДАКОВ
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ
ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ
МАЛЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Санкт-Петербург − 2012
УДК 622.276
ББК 33.36
Н34
Мулявин С.Ф. Научно-методическое обоснование разработки малых залежей нефти и
газа/ С.Ф. Мулявин, А.Н. Лапердин, А.В.Бяков., Н.И.Зуева, М.В.Кравцова, А.С.Лебедев,
А.Н.Юдаков. г. Санкт-Петербург: Издательство «Недра», типография «Полипресс»,
2012. - 300 с.
В монографии раскрываются особенности современного этапа развития нефтяной и
газовой промышленности, предлагаются проектные решения для повышения эффективности
разработки малых нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся сложным
геологическим строением на основе обобщения практического опыта, геолого-промыслового
анализа и применения новых научно-технических и технологических решений.
Книга адресована специалистам, занятым в нефяной и газовой промышленности,
преподавателям вузов, аспирантам, а также студентам соответствующих направлений
подготовки/специальностей.
Рецензенты:
А.И. Ермолаев, заведующий кафедрой разработки газовых и газоконденсатных
месторождений РГУ нефти и газа им. Губкина, д.т.н., профессор
В.Н. Маслов, первый заместитель генерального директора ООО «ТюменНИИгипрогаз»,
д.т.н., профессор
ISBN 978-5-905153-32-9
© Мулявин С.Ф., Лапердин А.Н., Бяков А.В.,
Н.И.Зуева, А.С.Лебедев, М.В.Кравцова, А.Н.Юдаков, 2012
2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .........................................................................................................................................7
1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕ- И ГАЗОДОБЫЧИ
НА ТЕРРИТОРИИ ЯНАО................................................................................................................11
1.1.Обзор предыдущих исследований в области разработки залежей нефти и газа ............... 11
1.2. Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО.......................................................................... 15
1.3. Перспективы развития газовой и нефтяной отрасли ЯНАО .............................................. 19
1.4. Классификации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири ........................ 20
1.5. Технико-экономическая эффективность освоения газовых залежей ................................ 26
1.6. Методики расчета коэффициента охвата ............................................................................. 29
1.7. Выводы и предложения по 1 главе ....................................................................................... 32
2. СОСТОЯНИЕ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЯНАО .................................................................................................................................................34
2.1. Характеристика месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ................... 34
2.2. Продуктивность залежей УВС .............................................................................................. 37
2.3. Рекомендации по совершенствованию дальнейшей разработки залежей ........................ 41
2.4. Особенности гравитационного разделения флюидов в монолитных и слоистых пластах58
2.5. Учет гравитационных сил при анализе выработки запасов нефти Пограничного
месторождения............................................................................................................................... 66
2.6. Выводы и предложения по 2 главе ..................................................................................... 103
3. НОВЫЕ ПОДХОДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МАЛЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА И
РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА ......................................................................................105
3.1. Традиционный подход при анализа выработки запасов малых нефтяных залежей ...... 107
3.2. Расчет коэффициента охвата для систем горизонтальных и многоствольных скважин116
3.3. Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере Западной
Сибири .......................................................................................................................................... 126
3.4. Геолого-промысловые модели малых газовых залежей ................................................... 128
3.5. Научно-технические предложения по разработке малых залежей газа .......................... 136
3.6. Выводы и предложения по 3 главе ..................................................................................... 138
4. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ........................................141
4.1. Обоснование эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов ............ 142
4.2. Анализ эффективности применения ГРП .......................................................................... 150
4.3. Исследование эффективности применения одновременно-раздельной закачки воды на
нефтяных месторождениях ......................................................................................................... 154
4.4. Обоснование систем разработки с горизонтальными скважинами ................................. 164
4.5. Выводы и предложения по 4 главе ..................................................................................... 172
5. АКТУАЛИЗАЦИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕ- И,
ГАЗОИЗВЛЕЧЕНИЯ ......................................................................................................................175
5.1. Методика анализа и оценка перспектив освоения нефтяных месторождений по их
геолого-физической характеристике ......................................................................................... 176
5.2. Методические подходы к обоснованию выбора оптимальных геолого-технологических
мероприятий на скважинах......................................................................................................... 185
5.3. Аналитическое решение задачи учета гравитационного разделения флюидов в слоистой
модели ........................................................................................................................................... 197
5.4. Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения
флюидов........................................................................................................................................ 202
5.5. Вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при разработке нефтяных
залежей ......................................................................................................................................... 208
5.6. Выводы и предложения по 5 главе ..................................................................................... 213
6. ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ ........................................................................216
6.1. Совершенствование разработки Северо-Янгтинского нефтяного месторождения ....... 218
Гл.1
3
6.2. Внедрение ЗБС при разработке Тамбовского газоконденсатного месторождения ....... 225
6.3. Новые решения при разработке Марковского нефтегазоконденсатного месторождения233
6.4. Перспективные проектные решения по разработке Высоковского нефтегазового
месторождения............................................................................................................................. 238
6.5. Совершенствование разработки Хвойного нефтяного месторождения.......................... 246
6.6. Анализ результатов разработки Мессояхского газового месторождения и предложения
по повышению газоотдачи ......................................................................................................... 251
6.7. Применение авторских инноваций при разработке Ай-Еганского месторождения ...... 259
6.8. Особенности реализации новых технологий разработки на Лиственском
месторождении Удмуртской республики ................................................................................. 265
6.9. Выводы и предложения по 6 главе ..................................................................................... 274
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...............................................................................................................................276
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.................................................................... 280
Гл.1
4
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ
АВПД – аномально высокое пластовое давление
АНПД – аномально низкое пластовое давление
а.о. – абсолютная отметка
АСПО – асфальто-смоло-парафинистые отложения
АКЦ – акустический цементомер
БГС – боковой горизонтальный ствол
БКГ – безкомпрессорный газлифт
ВНЗ – водонефтяная зона
ВНК – водонефтяной контакт
ВНФ – водонефтяной фактор
ВПП – выравнивание профиля приемистости
ВСГ – внутрискважинный газлифт
ВУС – вязкоупругие системы
ГВК – газоводяной контакт
ГДИ – гидродинамические исследования
ГИС – геофизические исследования скважин
ГКЗ – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых
ГКМ – газоконденсатное месторождение
ГКО – глинокислотная обработка
ГНВЗ – газонефтеводяная зона
ГНЗ – газонефтяная зона
ГНК – газонефтяной контакт
ГОС – гелеобразующие системы
ГРП – гидроразрыв пласта
ГС – горизонтальная скважина
ГСК – гидродинамически связный коллектор
ГСР – геолого-статистический разрез
ГТМ – геолого-технологическое мероприятие
д.ед. – доли единиц
ЗБГС – зарезка бокового горизонтального ствола
ЗБС – зарезка бокового ствола
ИННК – импульсный нейтрон-нейтронный каротаж
КИН – коэффициент извлечения нефти
КП – куполовидное поднятие
КРС – капитальный ремонт скважин
МЗС – многозабойная скважина
МОФП – модифицированная относительная фазовая проницаемость
МСП – модель слоистого пласта
МУН – методы увеличения нефтеотдачи
НГЗ – начальные геологические запасы
НИИ –научно-исследовательский институт
НИЗ – начальные извлекаемые запасы
НК – нефтяная компания
НКТ – насосно-компрессорная труба
НСР – начальные суммарные ресурсы
ОАО – открытое акционерное общество
ОПЗ – обработка призабойной зоны
ОРД – одновременно-раздельная добыча
ОРЗ – одновременно-раздельная закачка
ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация
ПАА – полиакриламид
ПАВ – поверхностно-активные вещества
Гл.1
5
ПГИ – промысловые геофизические исследования скважин
ПЗП – призабойная зона пласта
пос. – поселок
ППД – поддержание пластового давления
ППЭ – проект пробной эксплуатации
ПРС – подземный ремонт скважин
ПХГ – подземное хранилище газа
РД – руководящий документ
РИР – ремонтно-изоляционные работы
РК – разделитель колонн
ОАО СибНИИНП – открытое акционерное общество Сибирский
исследовательский институт нефтяной промышленности
ТюмГНГУ – Тюменский государственный нефтегазовый университет
скв. – скважина
СКО – соляно-кислотная обработка
ТИЗ – текущие извлекаемые запасы
т.у.т – тонна условного топлива
ТЭО – технико-экономическое обоснование
УВС – углеводородное сырье
УОС – устройство для освоения скважин
УЭС – удельное электрическое сопротивление
УКПГ – установка комплексной подготовки газа
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства
ФОЖ – форсированный отбор жидкости
ЧНЗ – чистонефтяная зона
ШГН – штанговый глубинный насос
ЩСПК – щелочной сток производства капролактама
ЦКР – Центральная комиссия по разработке УВС
ЦКЗ – Центральная комиссия по запасам УВС
ЭЦН – электроцентробежный насос
ХМАО – Ханты-Мансийский автономный округ
ЯНАО – Ямало-Ненецкий автономный округ
научно-
Кисп – коэффициент использования фонда скважин
Кохв – коэффициент охвата вытеснением
Кп – коэффициент пористости
Кпр – коэффициент проницаемости
Кпесч – коэффициент песчанистости
Кпрод –коэффициент продуктивности
Кф – конденсатный фактор
Рпл – пластовое давление
Тпл – пластовая температура
L – глубина скважины
h – эффективная толщина
S –плотность сетки скважин.
Гл.1
6
«Разнообразие типов горизонтальных скважин
является одним из главных ключей к тому,
чтобы коэффициент охвата стремился к
единице. Тогда КИН перестанет быть
«журавлем в небе».
С.Н.Закиров
ВВЕДЕНИЕ
Характерной
особенностью
современного
развития
нефтяной
и
газовой
промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений на
стадию падающей добычи. Вновь осваиваемые месторождения в течение последних 20-30
лет имели тенденцию к снижению запасов по каждому вновь открываемому
месторождению: если в 1985-1990 гг. средняя величина начальных геологических запасов
оценивалась примерно в 18 млн.т., то в последнее десятилетие она снизилась примерно
до 7 млн.т.
Можно
констатировать,
что
на
фоне
постоянного
роста
потребления
углеводородного сырья (УВС) ресурсы недр неуклонно истощаются. Отсюда вытекает
необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, имеющей важное значение
для экономики страны – обеспечения объемов добычи нефти и газа и повышение
коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%, представленные в «Энергетической
стратегии России на период до 2030г.»
Реальным путем решения этой проблемы является ввод в разработку новых
месторождений, расположенных в обустроенных районах, но характеризующихся
сложным геологическим строением, фазовым составом и, как правило, малыми
извлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд м3).
На территориях Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов
(ЯНАО и ХМАО–Югра), в других регионах России находится большое количество малых
по запасам нефти и газа месторождений и залежей, не введенных в разработку, которые
являются значительным резервом повышения нефте- и газодобычи. Естественно, что
подходы к освоению и разработке таких месторождений должны существенно отличаться
от традиционных. Это касается не только темпов добычи, систем разработки, а также
новых подходов и методов проектирования разработки, основанных на применении
систем скважин сложной архитектуры (горизонтальные, многозабойные). Принципы их
освоения, а также расчет плотности сетки скважин, оценка коэффициента охвата для
систем горизонтальных скважин в настоящее время обозначены недостаточно четко, в
результате чего стандартные схемы разработки часто оказываются неэффективными.
Исходя из вышесказанного можно выделить несколько уровней актуализации
проблемы
освоения
малых
месторождений:
методологический
–
создание
и
совершенствование методов проектирования разработки малых залежей, основанных на
Гл.1
7
учете сложной архитектуры скважин; научно-методический – создание научно
обоснованных способов повышения эффективности разработки малых месторождений;
практический – повышение качества проектных работ и эффективного контроля за
разработкой; организационный – подготовка квалифицированных кадров в области
разработки малых месторождений углеводородного сырья.
Работа выполнена в соответствии с перспективной программой развития ОАО
СибНИИНП, которая учитывает основные положения «Энергетической стратегии России
на период до 2020г и до 2030г.»
Внедрение результатов работы. Авторские исследования, направленные на
совершенствование разработки мелких и средних месторождений нефти и газа, нашли
свое отражение в проектных документах, утвержденных Центральной комиссией по
разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра), основными из
которых являются:
1. «Комплексные геолого-технологические мероприятия на 1996-1997 годы по
оптимальному использованию добывающего фонда скважин и развитию системы
заводнения с целью стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз» (протокол ЦКР № 2178 от 9.10.1997 г.)
2. «Анализ
разработки
Пограничного
месторождения»,
ОАО
Сибнефть-
Ноябрьскнефтегаз, 2005 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №738 от 21.02.2006г.)
3. «Анализ
разработки
Чехлонейского
нефтяного
месторождения»,
ОАО
«Тюменнефтегаз», 2003 г.
4. «Анализ разработки Западно-Ермаковского нефтяного месторождения», ОАО
«Тюменнефтегаз», 2003 г.
5. «Проект пробной эксплуатации Новочасельского нефтегазоконденсатного
месторождения», ОАО Пурнефтегаз, 2003 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №12-03 от
16.10.2003г.)
6. «Проект пробной эксплуатации Пякутинского нефтяного месторождения», ОАО
«Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз», 2006 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №14-06 от
27.04.2006г.)
7. «Проект пробной эксплуатации Малопякутинского нефтяного месторождения»,
ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз», 2006 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №15-06
от 27.04.2006г.)
8. «Авторский надзор за разработкой Северо-Соленинского газоконденсатного
месторождения», ОАО Норильскгазпром, 2006 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №2006 от 26.06.2006г., 32-06 от 26.12.2006г.)
Гл.1
8
9.
«Авторский надзор за разработкой Южно-Соленинского газоконденсатного
месторождения», ОАО Норильскгазпром, 2006 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №2106 от 26.06.2006г.)
10. «Авторский надзор за разработкой Мессояхского газового месторождения»,
ОАО Норильскгазпром, 2006 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №22-06 от
26.06.2006г.)
11. «Проект пробной эксплуатации Высоковского газонефтяного месторождения»,
ООО «Селена», Пермский край, 2006 г. (прот. ЦКР Роснедра №3888 от 12.12.2006 г.)
12. «Технологическая схема разработки Аспинского нефтяного месторождения»,
ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», 2006 г.
13. «Авторский надзор за разработкой Ай-Еганского нефтяного месторождения»,
ООО «СП «Ваньеганнефть», 2007 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №739 от
21.02.2006г.)
14. «Технологическая схема разработки Тамбовского газоконденсатного месторождения», ОАО «Саратовнефтегаз», 2007 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №42-07
от 14.12.2007г.)
15. «Дополнение
к
технологической
схеме
Ольшанского
нефтяного
месторождения», ОАО «Оренбургнефть», 2008 г.
16. «Дополнение к проекту разработки Лиственского нефтяного месторождения»,
ОАО «Удмуртнефть» , 2007 г.
17. Технологическая схема разработки Марковского нефтегазоконденсатного
месторождения Иркутской области, ООО УстьКутнефтегаз, 2008 г. (прот. ТО ЦКР
Роснедра по ЯНАО №26-08 от 14.10.2008г.)
18. «Проект пробной эксплуатации Западно-Аянского нефтегазоконденсатного
месторождения Иркутской области», ОАО Иркутская нефтяная компания, 2008 г. (прот.
ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №72-08 от 27.12.2008г.)
19. «Технологическая
схема
разработки
Восточно-Каменного
нефтяного
месторождения Водораздельного лицензионного участка», ХМНК, 2009 г. (прот. ТО ЦКР
Роснедра по ХМАО №1216 от 30.10.2009г.)
20. «Технологическая
схема
разработки
Высоковского
нефтегазового
месторождения Пермской области», ООО Селена-Пермь, 2009 г. (прот. ТО ЦКР Роснедра
по ЯНАО №?-09 от 23.12.2009г.)
21. «Анализ разработки Ключевского нефтяного месторождения», ОАО «ВТК»,
2010 г. и другие.
Гл.1
9
22. Дополнение к технологической схеме разработки Марковского нефтегазоконденсатного месторождения Иркутской области, ООО УстьКутнефтегаз, 2011 г. (прот.
ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №81-11 от 27.12.2011г.)
23. Дополнение к технологической схеме разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения Иркутской области, ООО УстьКутнефтегаз, 2011 г. (прот.
ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №55-11 от 14.12.2011г.)
Экономическая эффективность составила более 500 млн. руб.
Апробация результатов работы. Основные положения авторских исследований
докладывались: на Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии
в проектировании разработки и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири» (г.
Тюмень, 1997г.); Российской конференции «Тепловые методы воздействия» (г. Шепси,
Краснодарский край, 1997г.); Российской научной конференции «Пути повышения
уровней добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск,
1997г.); Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть - вчера и
сегодня» (г. Тюмень, 1997г.); научно-практической конференции, посвященной 25-летию
ОАО СибНИИНП; «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной
промышленности в XXI веке». (г.Тюмень, 2000г.); Международной конференции
«Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г.Салехард, 2003г.);
Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири»
(Тюмень, ТюмГНГУ, 2007г.); шестой региональной научно-практической конференции
«Новые технологии - нефтегазовому региону» (г.Тюмень, 2007г.); Международной
научно-практической конференции, посвященной 45-летию Тюменского индустриального
института им. Ленинского комсомола (Тюмень, 2008г.); Научной международной
академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового
потенциала Западной Сибири» (г.Тюмень, 2007г.); Научной конференции «Особенности
разработки газовых и газоконденсатных месторождений» (г.Тюмень, 2008г.); XVI научнопрактической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Сибири»,
(г.Тюмень, 2010г.) Основные результаты работ неоднократно докладывались и
обсуждались на заседаниях кафедры РЭНГМ ТюмГНГУ, Центральной комиссии по
разработке месторождений ЯНАО и ХМАО-Югра.
Автор благодарит за помощь, поддержку и практические советы д.г-м.н.,
профессора, Лапердина А.Н., д.т.н., профессора, Бастрикова С.Н., зав. кафедрой РЭНГМ
ИНИГ ТюмГНГУ – д.т.н., профессора, Грачева С.И., а также Бякова А.В., Андреева В.А.,
Баженову О.А, Дергачева Р.В., Жидкова В.В., Злобину Л.В., Зомарева В.В., Зуеву Н.И.,
Кильдышева С.Н., Кравцову М.В., Савченко С.И., Стешенко И.Г, Юдакова А.Н. и многих
других.
Гл.1
10
1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕ- И
ГАЗОДОБЫЧИ НА ТЕРРИТОРИИ ЯНАО
1.1.Обзор предыдущих исследований в области разработки залежей нефти и газа
Под разработкой месторождений углеводородного сырья понимается процесс
осуществления научно обоснованного извлечения из недр содержащихся в них
углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых [240]. Этот процесс включает
в себя разбуривание месторождения, обустройство промыслов и выработку запасов нефти
и газа.
По мнению одного из крупнейших ученых в области разработки месторождений
углеводородного сырья С.Н. Закирова [173], под рациональной системой разработки
месторождения понимается такая система, которая запроектирована и выполняется на
современной научно-технической и методологической основе и реализуется на принципах
получения максимальной доходности, обеспечения наименьшего ущерба недрам,
окружающей
среде,
при
условиях
неукоснительного
соблюдения
действующего
законодательства.
В разные годы вопросами повышения эффективности разработки нефтяных и
газовых месторождений, увеличения конечной нефте- и газоотдачи пластов и
интенсификации добычи нефти и газа занимались такие ученые и исследователи как
Алиев З.С., Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Баишев Б.Т., Базив В.Ф., Басниев К.С., Батурин
Ю.Е., Боксерман А.А., Борисов Ю.П., Бриллиант Л.С., Бурдынь Т.А., Вахитов Г.Г., Гавура
В.Е., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Гриценко А.И., Гузеев В.В.,
Даровских С.В., Дементьев Л.Ф., Дмитриевский А.Н., Долгих М.Е., Ермаков В.И.,
Ермилов О.М., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Забродин П.И., Закиров С.Н. , Закиров И.С.,
Зотов Г.А., Ибатуллин Р.Р., Иванова М.М., Казаков А.А., Карнаухов М.Л., Конторович
А.Э., Коротаев Ю.П., Кондрат Р.М., Крылов А.П., Крылов Г.В., Крянев Д.Ю., Кудинов
В.И., Кузнецов А.М., Курамшин Р.М., Лапердин А.Н., Лисовский Н.Н., Лысенко В.Д.,
Максутов Р.А., Малютина Г.С., Маслов В.Д., Масленников В.В., Мархасин В.И., Медведский
Р.И., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлов Н.Н., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Мухаметзянов
Р.Н., Нанивский Е.М., Нестеров И.И., Оганджанянц В.Г, Попов В.А., Ревенко В.М., Розенберг
М.Д., Саттаров М.М., Сафин С.Г., Севастьянов А.А., Сидоров И.А., Симкин Э.М., Сонич
В.П., Соколов С.В., Сургучев М.Л., Тер-Саркисов Р.М., Телков А.П., Тимчук А.С.,
Толстолыткин И.П., Требин Г.Ф., Фахретдинов Р.Н., Федоров К.М., Хавкин А.Я., Халимов
Э.М., Ханин А.А., Шахвердиев А.Х., Швецов И.А., Щелкачев В.Н., Шешуков Н.Л., Шмыгля
П.Т., Шпуров И.В., Щукин Е.Д., Ягафаров А.К., Янин А.Н., Адам Н.К., Барер Р., Бартелл
Ф.И., Вагнер О.Р., Вернеску А., Грахам Дж.В., Даннинг А.Н., Дейк Л.П., Деклауд Дж., Додд
Гл.1
11
С.Г., Кларк Н., Кодряну Д., Крейг Ф.Ф., Кроуфорд Р., Леверетт М.С., Лейк Л., Маскет М.,
Митчелл А.И., Мунган Н., Рапопорт Л.А., Ричардсон Дж.Г., Слобод Л., Торей П.Д., Уиллхайт
Г.П., Уолш М., Хатчинсон С.А., Хилл И. и др.
Основы рациональной разработки нефтяных месторождений заложены советскими
учеными еще в 50-е годы: Глаговский М.М., Крылов А.П., Мирчинк М.Ф., Николаевский
Н.М., Сургучев М.Л., Чарный И.А., Щелкачев В.Н и другие.
Основные принципы следующие:
•
выделение в качестве основных объектов разработки пласты, обеспечивающие
максимальную добычу УВС и содержащие более 50% промышленных запасов нефти
или газа;
•
системы заводнения внутриконтурные: рядные (трех - или пятирядная) или
площадные с оптимальной плотностью сетки скважин (25-50 га/скв);
•
смещение проектных сеток разных объектов, залегающих друг над другом, на
половину расстояния между скважинами и другие.
Внедрение и реализация основных подходов происходила на крупнейших
месторождениях
Урало-Поволжья
–
Ромашкинское,
Туймазинское,
Арланское,
Бавлинское и другие.
Особенности использования различных систем заводнения были изучены многими
авторами, в том числе Борисовым Ю.П. [49, 169], Желтовым Ю.П. [240], Закировым С.Н.
[173, 174], Крейгом Ф.Ф. [241], Крыловым А.П. [242, 243] , Лысенко В.Д. [142] и др.
Основные направления всех исследований были ориентированы на увеличение
коэффициента охвата продуктивных пластов разработкой и интенсификацию добычи
нефти за счет изменения плотности сетки скважин, установления правильной стратегии
разбуривания месторождений и регулирования режимов работы скважин.
Обзор основных проектных решений, реализованных на крупных и уникальных
месторождениях, приведены в работах Батурина Ю.Е. [156, 161, 162], Ефремова Е.П.
[156], Крылова Г.В. [218], Лысенко В.Д. [142], Максимова М.И. [133], Праведникова Н.К.
[9,156], Ревенко В.М. [66,135], Сазонова Б. Ф. [123], Сургучёва М. Л. [124], Щелкачева
В.Н. [10, 158, 208] и других авторов.
В период освоения Западной Сибири в 60-е и 70-е годы в проектирование и
совершенствование систем разработки, обоснование продуктивности, создание основ
моделирования большой вклад внесли тюменские ученые: Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е.,
Гарипов М.Г., Ефремов Е.П., Майер В.П., Праведников Н.К., Телишев А.Г и многие
другие. Результатом стали реализованные в жизнь проекты разработки крупнейших
месторождений Западной Сибири. Все это позволило вовлечь в разработку уникальные и
крупные месторождения и выйти в 1987г. на добычу нефти 570 млн т по России.
Гл.1
12
Для оценки эффективности и рациональности разработки месторождений и
объектов
используется
параметр
коэффициент
-
извлечения
нефти
(КИН),
характеризующийся отношением объема извлекаемых запасов нефти к геологическим
запасам, который определяется по формуле:
КИН = КВЫТ * КОХВ = QИЗВ/QГЕОЛ
(1.1)
где QИЗВ - извлекаемые запасы нефти, млн.т., QГЕОЛ - геологические запасы нефти, млн.т.
Коэффициент вытеснения (КВЫТ) - отношение объема пор, насыщенных подвижной
нефтью к первоначальному объему нефтенасыщенных пор.
Коэффициент
охвата
процессом
вытеснения
(КОХВ)
–
отношение
нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения (дренирования)
под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасыщенному объему залежи. КОХВ
есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).
Основные методики расчета КОХВ следующие:
1.
геолого-статистический
представляется
двумерной
метод
областью,
(ГСМ1),
в
составленной
котором
из
реальный
квадратов
пласт
коллектора
и
неколлектора со стороной d и долей элементов коллектора в общем объеме пласта Р∗,
называемой аппроксимационной песчанистостью (А.Н. Юрьев, Ю.Е. Батурин);
2.
геолого-статистический метод (ГСМ2), в котором параметр Р∗ заменяется
эквивалентным КП, называемый геологической песчанистостью и определяемый по
геолого-статистическому разрезу (В.М. Ревенко, Л.С. Бриллиант, Р.М. Курамшин);
3.
по характеристикам вытеснения нефти водой, учитывающим фактическую
добычу нефти и воды по объекту.
Первые две методики определены для системы вертикальных скважин. Однако на
этапе бурного роста нефте- и газодобычи малым залежам в плане проектирования,
управления и совершенствования разработкой с реализацией скважин сложной
архитектуры, уделялось недостаточное внимание. Данный пробел в проектировании
разработки пытается восполнить автор в представленном исследовании.
Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин и
увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта, который
рассматривался в работах Блажевич В.А. [146], Гузеева В.В. [138], Каца Р.М., Каневской
Р.Д. [61, 139, 140], Клещенко И.И., Крылова Г.В.
[76], Курамшина Р.М. [36, 141],
Логинова Б.Г., Малышева А.Г., Малышева Г.А. [153], Позднякова А.А. [138], Усачева
П.М. [147], Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. [155], Экономидис М.Д, Нольте
К.Г. [148] и других.
В нашей стране поиски технических решений, позволяющих строить скважину
сложного профиля с несколькими дополнительными стволами в продуктивном пласте,
Гл.1
13
начаты А.М. Григоряном совместно с В.А. Брагиным и К.А. Царевичем в 1949 г. [21, 171].
Таким путем достигается многократное увеличение производительности скважин и
одновременно увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи.
Лучшие специалисты и ученые отрасли, такие как Борисов Ю.П. [49, 169, 170],
Закиров С.Н. [173], А.М. Пирвердян [168], В.П. Пилатовский, В.П.Табаков, В.И.Щуров
[167], И.А. Чарный [48] и другие в свое время проводили теоретические работы по
определению характера притока нефти и увеличению дебита при эксплуатации
многозабойных и ГС. Результаты эксплуатации построенных ГС однозначно доказали
экономическую оправданность их применения для повышения нефтеизвлечения.
Технологии ОРЭ и ОРЗ дают возможность наиболее интенсивно проводить
разработку
одной
сеткой
скважин
одновременно
нескольких
объектов,
резко
различающихся по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания.
Проблеме совместной и совместно-раздельной разработке пластов посвящены работы
Атанова Г.А., Батурина Ю.Е., Борисова Ю.П., Желтова Ю.П., Заббарова Р.Г. [180, 181,
182], Ибрагимова Г.Х., Сазонова Б.Ф., Сургучева М.Л., Крылова А.П., Ковалева В.С.,
Леонова В.А. [178, 179], Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Кондратюка А.Т., Курбанова А.К.,
Мухарского Э.Д., Медведского Р.И., Максимова М.И., Николаевского В.Н., Ревенко В.М.,
Саттарова М.Л., Сорокина А.В. [102, 103, 104, 177], Телкова А.П., Щелкачева В.Н. и
многих других.
Весьма
эффективные
принципы
физико-гидродинамического
регулирования
процесса вытеснения нефти водой описывают в своих работах Боксерман А.А., Закиров
С.Н., Медведский Р.И. и др. Общим является учет влияния гравитационной составляющей
на процесс фильтрации воды и нефти. В частности, Медведским Р.И. для обеспечения
максимальной выработки запасов нефти объекта предложен способ [120] разработки
нефтяной залежи, учитывающий гравитационное разделение флюидов.
В работах Боксермана А.А. [244, 246] также говорится об эффективности и
необходимости организации вертикального вытеснения нефти, в частности, разработанная
и запатентованная технология ИТНАВ, в ряде случаев предполагает усиление
вертикальной составляющей фильтрации за счет переноса отбора нефти в кровельную
часть пласта и закачки воды в подошвенную. Как видно, авторы сходятся во мнении, что
на процесс вытеснения нефти водой силы гравитации оказывают существенное влияние.
Общим для всех работ является перенос зоны отбора в кровельную часть пласта, а
нагнетание воды - в подошвенную.
Таким образом, вопросами повышения эффективности разработки нефтяных и
газовых месторождений, увеличения конечной нефте- газо и конденсатоотдачи пластов и
интенсификации добычи УВС занимались очень многие ученые и исследователи, внесшие
Гл.1
14
существенный вклад в теорию проектирования разработки нефтяных и газовых
месторождений. Однако малым залежам в плане проектирования, управления и
совершенствования разработкой с реализацией скважин сложной архитектуры, уделялось
недостаточное внимание.
1.2. Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО
На протяжении уже нескольких десятилетий Россия занимает одну из ведущих
позиций в мировом производстве первичных энергетических ресурсов, удовлетворяя до
25% мирового спроса на газ и 10% - на нефть. Учитывая уникальный ресурсный
потенциал, Россия надолго останется ведущей газовой и нефтяной державой.
"Газовым сердцем" России является Ямало-Ненецкий автономный округ, где
сегодня добывается около 90% всего российского газа или 22% мировой добычи.
Ямало-Ненецкий автономный округ расположен в центральной части Российской
Федерации, на севере Западно-Сибирской равнины, в нижнем течении одной из
крупнейших рек мира - Оби. Почти половина территории округа находится за Полярным
кругом. Столица округа - город Салехард - расположен на самом Полярном круге
(рис.1.1).
Естественной западной границей округа являются хребты Полярного Урала,
северной - воды одного из морей Северного Ледовитого океана – Карского.
Рисунок 1.1. Обзорная карта
С юга автономный округ граничит с Ханты-Мансийским автономным округом –
ЮГРА, восточным соседом является Норильский промышленный район Красноярского
края.
Гл.1
15
В ближайшие десятилетия Ямало-Ненецкий автономный округ останется
основным районом газодобычи страны. В округе сконцентрированы энергетические
ресурсы, замены которым в топливно-энергетическом секторе России в ближайшие два
десятилетия, а может быть и более, не предвидится [1, 2, 3, 4, 110, 112, 117, 118].
По ресурсам и запасам углеводородного сырья Ямало-Ненецкий автономный округ
является богатейшим и уникальным регионом мира. Ресурсный потенциал округа
составляет более 90 млрд т.у.т. по газу, около 16 млрд т.у.т. по нефти и порядка 6.0 млрд
т.у.т. по конденсату (табл. 1.1).
На открытых в округе месторождениях сосредоточено 15% текущих разведанных
запасов нефти России, 61% газового конденсата и более 70% газа. Разведанные запасы газа
ЯНАО составляют почти 20% от мировых. При этом еще недостаточно изучены ресурсы
углеводородов на глубинах более 3 км. Их разведанность, по сравнению с глубинами до
1,5 км, ниже в 8 раз по газу и в 10 раз по нефти.
Таблица 1.1. Характеристика запасов УВС по ЯНАО
Показатели
Газ, т.у.т.
Нефть, т.у.т.
Конденсат,
т.у.т.
Накопленная
добыча
Разведанные
запасы
А+В+С1
Выработанность
запасов,%
Предварительно
оцененные
Начальные
суммарные
ресурсы,
2006г.
Разведанность,%
12 238
640
34 250
9 810
35,7
6,5
11 541
9 738
95 193
15 882
49
66
99
1 134
8,7
1 214
5 744
21
За все время эксплуатации месторождений в автономном округе отобрано 35,7% от
начальных запасов газа, 6,5% от запасов нефти и 8,7% от запасов конденсата. Все это
подтверждает дальнейшие перспективы развития округа на ближайшие десятилетия.
Современная история округа, как крупнейшего газо- и нефтедобывающего региона,
начинается со второй половины XX века. Российские ученые уже в 50-е годы
прогнозировали, что на севере Западной Сибири могут быть выявлены огромные запасы
нефти и газа. В конце пятидесятых годов в округе были начаты геофизические работы и
глубокое разведочное бурение. Одна из первых скважин открыла крупное Тазовское
газовое месторождение в 1962 году. Через четыре года - в 1966 году - открыто
сверхгигантское Уренгойское месторождение. Затем в 1967 году - Медвежье, а в 1969
году – Ямбургское.
Всего же открыто более 200 месторождений нефти и газа, из которых только
четверть или 52 находится в промышленной разработке. Остальные месторождения, а это
более 70%,числятся пока в стадии разведки.
Гл.1
16
Более половины открытых нефтяных месторождений, по классификации ГКЗ
Роснедра, мелкие и содержат до 7% общих извлекаемых запасов нефти категории
В+С1+С2 или более 250 млн т. (табл. 1.2). Примерно четверть газовых месторождений
также мелкие и содержат в сумме более 100 млрд м3 газа (табл. 1.3).
Таблица 1.2. Распределение месторождений по величине извлекаемых запасов нефти
Группа
месторождений
(млн т)
Уникальные (> 300)
Крупные (30-300)
Средние (10-30)
Мелкие (< 10)
Всего:
Количество
месторождений
1
36
28
72
137
В % от запасов кат.
В+С1 округа
16,22
69,06
10,40
4,32
100,0
Запасы нефти
В % от запасов
кат. С2 округа
0,0
77,47
12,81
9,72
100,0
В % от запасов кат.
В+С1+С2 округа
8,11
73,26
11,61
7,02
100,0
Таблица 1.3. Распределение месторождений по величине запасов свободного газа
Группа
месторождений
(млрд м3)
Уникальные (> 500)
Крупные (30-500)
Средние (10-30)
Мелкие (< 10)
Всего:
Количество
месторождений
18
64
18
33
133
Запасы свободного газа
В % от запасов
В % от запасов кат.
В % от запасов
кат. С2 округа
В+С1+С2 округа
кат. В+С1 округа
78,32
64,52
71,42
20,97
33,27
27,12
0,55
1,55
1,05
0,16
0,66
0,41
100,0
100,0
100,0
Велико разнообразие месторождений по фазовому состоянию. Из всего числа
месторождений
27
газовых,
39
газоконденсатных
и
73
нефтяных.
Остальные
месторождения двухфазные (табл. 1.4).
Таблица 1.4. Классификация месторождений ЯНАО по фазовому состоянию
Тип
Газовые
Газоконденсатные
Нефтегазоконденсатные
Нефтегазовые
Нефтяные
Итого
Количество
27
39
62
15
73
216
В том числе
В промышленной
Подготовленные к
разработке
разработке
1
3
3
24
6
6
1
18
1
52
11
Добыча газа (свободного, растворенного и из газовых шапок) производится 39
предприятиями на 91 месторождении и составила в 2010 году 555,0 млрд м3 (рис.1.2).
Основными газодобывающими предприятиями на территории округа были и
остаются предприятия ОАО «Газпром». Суммарная добыча по ОАО «Газпром» составила
примерно 90% от добычи газа в целом по округу. Вторым предприятием по объему
добычи природного газа является ОАО «НОВАТЭК», доля которого составляет 6%.
Гл.1
17
Добыча нефти осуществляется 17 предприятиями на 59 место-рождениях. Большая
часть добычи приходится на предприятия ОАО «Газпром нефть» – 66,7%. Второе по
количеству добываемой нефти занимают предприятия ОАО «НК «Роснефть» – 24,3% от
общей добычи. На все остальные предприятия приходится 9% добычи.
800
Добыча газа,млрд.м3.
700
ЯНАО, газ
600
Россия, газ
500
400
300
200
100
2010
Годы
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
0
Рисунок 1.2. Динамика добычи газа по ЯНАО
Разработка введенных месторождений позволила достичь по ЯНАО максимума в
объеме 41.2 млн т нефти в 1990г., а второй максимум в объеме 42.2 млн т был достигнут в
2004г. В настоящее время добыча нефти по ЯНАО падающая и в 2010 году добыто 24,7
млн т нефти (рис.1.3).
45
40
ЯНАО, нефть
30
25
20
15
10
5
2010
годы
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
0
1980
Добыча нефти,млн.т.
35
Рисунок 1.3. Динамика добычи нефти по ЯНАО
Исходя из этого, месторождения, находящиеся в разведке и подготовленные, но еще
не введенные в промышленную эксплуатацию, в ближайшей перспективе позволят
поддержать добычу нефти по округу.
Добыча
газового
конденсата
осуществляется
22
предприятиями
на
27
месторождениях. Основной объем добычи конденсата приходится на предприятия ОАО
«Газпром» – 63,1%. Доля добычи предприятий ОАО «НОВАТЭК» – 16,6%, ОАО
«Роснефть» – 10,7%.
Гл.1
18
1.3. Перспективы развития газовой и нефтяной отрасли ЯНАО
Перспективы развития газовой отрасли Ямало-Ненецкого автономного округа
связаны, в первую очередь, с освоением глубоких ачимовских и юрских горизонтов,
вводом в разработку месторождений полуострова Ямал, геологическим изучением
западных и восточных территорий.
Большие перспективы разработки месторождений углеводородного сырья связаны
с геологическим малоизученным Гыданским полуостровом, степень разведанности
которого составляет не более 30%. По прогнозам на Гыданском полуострове можно
добывать до 80 млрд м3природного газа.
Региону отводится ключевая роль в Энергетической стратегии России, в
соответствии с которой поставлена цель к 2020 году выйти на уровень добычи газа в
объеме 650 млрд м3, а в перспективе довести добычу природного газа до 750 млрд м3 (рис.
1.4) [1, 2, 3, 110].
800
Не открытые
месторождения
700
Полуостров
Ямал
600
Новые объекты
разработки
млрд.м3
500
400
Подготовленные
к разработке
месторождения
300
200
Разрабатываемые
месторождения
100
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Рисунок 1.4. Перспектива добычи природного газа в Ямало-Ненецком автономном
округе
Большие перспективы развития региона связаны с увеличением добычи жидких
углеводородов. На территории ЯНАО возможно довести добычу нефти и конденсата до
90 млн т в год (рис. 1.5) [3, 117]. Причем мелкие нефтяные месторождения при темпе
отбора 10% могут обеспечить годовую добычу до 20-30 млн т или 20-30% перспективной
добычи округа.
Наиболее перспективными объектами разведки месторождений нефти и газа в уже
освоенных районах округа являются залегающие в основании нижнемеловых отложений
Гл.1
19
ачимовская толща, вскрытая восточней Уренгойского месторождения, меловые и юрские
отложения Большехетской впадины, палеозойские карбонатные толщи восточной части
Западно-Сибирского бассейна, верхне- и нижнемеловые отложения, приуроченные к
акватории Обской и Тазовской губ, месторождения шельфа Карского моря.
Ввод в эксплуатацию новых месторождений потребует существенных капитальных
вложений в обустройство новых промыслов и реконструкцию действующих нефте- и
газопроводов [4].
Конденсат, млн т
Нефть, млн т
30
30
30
57
58
60
2020
2025
2030
28
20
12
4
39
50
52
2010
2015
26
2000
2005
Рисунок 1.5. Прогноз добычи нефти и конденсата по ЯНАО до 2030 года
Не все открытые на территории ЯНАО месторождения нефти и газа находятся в
промышленной разработке, а только четверть или 52 месторождения. Остальные
месторождения, а это более 70%, пока находятся в стадии разведки. Более половины
нефтяных и примерно четверть газовых месторождений относится к категории мелких.
Наряду с месторождениями, имеющими трудно извлекаемые запасы, они могут стать
существенным резервом добычи нефти, так как большая часть месторождений
расположена в обустроенных районах и может быть быстро и эффективно введена в
разработку с минимальными капитальными затратами. Мелкие газовые месторождения
могут и должны быть использованы для местного газоснабжения.
1.4. Классификации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири
Сеноманские залежи газа классифицируются по следующим признакам [218 - 223]:
географическому положению, высоте залежи (высокоамплитудные, если h>60м и
малоамплитудные, если h<60м), величине запасов, глубине залегания залежи, наличию
потенциальных потребителей, степени разведанности. Здесь же отметим, что залежь
является высоконапорной, если начальное пластовое давление позволяет подавать газ в
магистральный газопровод. В противном случае, залежь относится к низконапорной. По
величине запасов газа залежи классифицируются так: гиганские (более 1000 млрд м3),
Гл.1
20
крупнейшие (300-1000 млрд м3), крупные (100-300 млрд м3), средние (30-300 млрд м3) и
мелкие (менее 30 млрд м3).
По территориальному признаку все сеноманские газовые залежи на севере
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции можно подразделить на три группы:
Арктическая, Северная и Южная.
Арктическая группа залежей
Высокоамплитудные (высота залежи 150-86 м): Крузенштернская (по запасам гигантская); Бованенковская и Харасавэйская (крупнейшие); Арктическая (крупная).
Всего выделено 4 залежи. Все залежи неразрабатываемые, из них Крузенштерновская и
Харасавэйская высоконапорные, две другие низконапорные. В обозримой перспективе
указанные залежи будут обеспечивать подачу газа в строящийся магистральный
газопровод "Ямал-Центр".
Малоамплитудные
неразрабатываемые.
В
(высота
т.ч.
залежи
менее
52 м).
контактирующие
залежи
Всего
с
24
залежи,
все
высоко-амплитудными:
Верхнетиутейская (крупная); Нейтинская (средняя); Северо-Бованенковская, ВосточноБованенковская, Нерстинская, Среднеямальская (4 мелкие) залежи. Все залежи (кроме
Нейтинской) высоконапорные. Залежи удаленные от высокоамплитудных: ЮжноТамбейская
и
Северо-Тамбейская,
Тасийская,
Геофизическая,
Малоямальская,
Каменномысcкая, Западно-Сеяхинская, Сядорская, Западно-Тамбейская, Малыгинская,
Утренняя, Нурминская, Ростовцевская, Новопортовская и Гыданская. Все залежи, кроме
Новопортовской и Малоямальской, высоконапорные. Всего выделено 20 залежей.
Северная группа залежей
Высокоамплитудные залежи (высота залежи 235-65 м): Уренгойская, Ямбургская,
Медвежья, Ен-Яхинская, Ямсовейская, Юбилейная, Северо-Уренгойская, Песцовая,
Западно-Таркосалинская,
Харвутинская,
Антипаютинская,
Юрхаровская,
Западно-
Мессояхская, Восточно-Мессояхская. Всего выделено 14 залежей.
Многие залежи, кроме Антипаютинской, Западно-Мессояхской и ВосточноМессояхской, находятся в разработке. Причем Медвежья, Уренгойская и Ямбургская
залежи находятся на стадии падающей добычи. Все высокоамплитудные залежи работают
в единую систему магистральных газопроводов.
Малоамплитудные (высота залежи 60-8 м). Все они неразра-батываемые,
высоконапорные. В т.ч. залежи, контактирующие с высоко-амплитудными: ЗападноПесцовая (средняя залежь), Парусовая, Пангодинская, Восточно-Харвутинская. Залежи,
удаленные от высокоамплитудных: Семаковская, Тотояхинская, Минховская. Всего
выделено 7 залежей.
Гл.1
21
Высокоамплитудные залежи Пур-Тазовского междуречья (высота залежей 223-80
м): Заполярная, Тазовская, Русская. Все залежи высоконапорные. Разрабатываются
Заполярное месторождение и Тазовское (на собственные нужды). Всего выделено 3
залежи.
Малоамплитудные
залежи
(высота
залежей
52-3
м).
контактирующие с высокоамплитудными: Ярейская (средняя
В
т.ч.
залежи,
залежь), Западно-
Заполярная, Северо-Часельская, Танусалинская. Все залежи высоко-напорные. Залежи,
удаленные от высокоамплитудных: Восточно-Тарко-алинская, Находкинская и Береговая,
Перекатная, Южно-Мессояхская, Южно-Пырейная и Хадырьяхинская. Все залежи
высоконапорные. Всего выделено 11 залежей.
Южная группа залежей
Высокоамплитудные залежи (высота 130-70 м): Комсомольская, Губкинская и
Вынгапуровская, Етыпуровская, Вынгаяхинская и Харампурская, Ваньеганская (средняя
залежь). Ресурсы последних 2-х залежей в ближайшей перспективе должны работать на
магистральный транспорт газа. Всего выделено 7 залежей.
Малоамплитудные залежи. Залежи, контактирующие с высоко-амплитудными:
Северо-Комсомольская, Муравленковская, Тарасовская, Верхнепурпейская, Варьеганская,
Новогодняя, Верхнечасельская, Усть-Часельская, Ново-Часельская. Всего выделено 9
залежей. Крупные и средние залежи в перспективе будут "подпитывать" газом
магистральный газопровод. Запасы большинства мелких залежей можно использовать на
местные нужды.
Абсолютное большинство мелких и средних сеноманских газовых залежей севера
Западной Сибири с ресурсами категории С3 залегает в интервале глубин 700-1400 м.
Исключение составляют 3 залежи: Быкшорская - 1425 м; Няхарская -1910 м; Танловская 1450 м. Ниже приведено распределение залежей по глубинам с шагом 100 м.
Интервал 700-800 м. К ним приурочено 6 мелких залежей (2,8 % от суммарных
ресурсов газа категории С3).
Интервал
800-900 м
включает
2
средние
залежи
(Остромысовская
и
Светлогорская) и 5 мелких залежей. Общая величина ресурсов категории С3 на этих
глубинах составляет 16,1 % от общей величины ресурсов категории С3.
Интервал 900-1000 м. В этом диапазоне глубин располагается наибольшее
количество залежей (21) с запасами 30,9 %. Из них: 2 средние залежи (Хобская и ЮжноНиливойская); остальные запасы газа сосредоточены в 19 мелких залежах.
Интервал 1000-1100 м. Общие запасы 9 мелких залежей на этих глубинах - 13,2 %.
Интервал 1100-1200 м. Общие запасы 9 мелких залежей - 7,2 %.
Гл.1
22
Интервал 1200-1300 м. Общие запасы 8 залежей - 17,2 %. Из них 12,3 % газа
приходится на 2 средних залежи (Северо-Юбилейная и Средненадымская), а остальные
запасы 4,9 % на 6 мелких залежей (Вэркская, Восточно-Хосырейская, ЗападноТюпсалинская, Тобасалинская, Южно-Кушелевская и Южно-Тюпсалинская).
Интервал 1300-1400 м и глубже. Общие запасы 13 залежей на этих глубинах 12,6 %.
Итак, если принять общую величину ресурсов газа 73 сеноманских залежей по
категории С3 за 100 %, то 53,2 % сосредоточены в 54 мелких залежах, остальные 46,8 %
приходятся на 6 средних залежей: Остромысовская
и Светлогорская залегают на
глубинах 800-900 м; Хобская и Южно-Ниливойская на глубинах 900-1000 м; СевероЮбилейная и Средненадымская на глубинах 1200-1300 м.
Распределение сеноманских газовых залежей с ресурсами категории С3 по близости
к крупным населенным пунктам Ямало-Ненецкого автономного округа выполнено
относительно десяти населенных пунктов, к которым геологи привязывали локальные
структуры, и где выявлены залежи с прогнозными запасами свободного газа категории С3.
Пос. Новый Порт. К нему отнесено
наибольшее число 23 (31 %) залежей с
суммарными запасами газа 31,6 %. Все залежи, кроме трех средних (Остромысовская,
Южно-Ниливойская и Хороводная), мелкие. Расстояния от пос. Новый Порт до залежей
изменяются от 110 км (Южно-Нурминская) до 570 км (Верхнемалыгинская), в среднем
300-400 км.
Пос. Газ-Сале. К нему относится всего одна мелкая залежь (Перекатная)
расположенная от него в 40 км.
Город Тарко-Сале. К нему отнесено 5 (7 %) залежей с долей общих запасов 13,9 %.
Из них одна средняя (Светлогорская) и четыре мелких (Вэркская, Намысская, Танловская
и Толькинская). Расстояния до них колеблются от 80 км (Намысская) до 280 км
(Светлогорская), в среднем 164 км.
Пос. Гыда. К нему отнесено 7 (9 %) мелких залежей с суммарными запасами 6,7 %,
расположенных в 90-160 км от поселка.
Пос. Тазовский. К нему отнесено 20 (27 %) залежей с суммарными запасами 3,3 %.
Из них 19 мелких и одна (Средне-Надымская) средняя с запасами 0,7 %. Расстояния от
поселка до залежей колеблются от 60 км (Тасийско-Заполярная) до 200 км (ЮжноПриречная).
Пос. Пангоды. К нему отнесена одна мелкая залежь (Быкшорская), расположенная
в 60 км от поселка и имеющая запасы 0,8 %.
Пос. Ямбург. К нему отнесено 2 мелкие залежи (Бухаринская и Новолунная) с
общими запасами 6,3 % и находящиеся на расстоянии 140-175 км от поселка.
Гл.1
23
Пос. старый Уренгой. К нему отнесена одна средняя залежь (Северо-Юбилейная)
с запасами 5,4 % и две мелкие (Вавиловская и Нивлюяхинская) с общими запасами 1,1 %.
Расстояния от поселка до этих залежей 80-205 км.
Город Надым. К нему отнесено 4 мелкие залежи с общими запасами 2,7 % с
расстояниями от поселка 55-150 км.
Город Новый Уренгой. К городу отнесено 8 (11 %) мелких залежей с общими
запасами 9,0 %, из них выделяются только две: Северо-Ныдинская с запасами 2 % и
Южно-Заполярная с запасами 3,9 %. Расстояния от залежей до города изменяются от 85
км (Ягенетская) до 202 км (Западно-Кынская).
Исходя из величины запасов (абсолютное большинство залежей мелкие) и
огромных расстояний (от 55 до 500 км) до ближайших промышленных объектов, запасы
отдельных залежей, содержащих прогнозные ресурсы категории С3, как правило, не могут
работать в систему магистральных газопроводов и их следует использовать комплексно на
местные нужды, объединяя с залежами, имеющими запасы газа промышленных категорий
(АВС1).
Для оценки степени достоверности запасов газовых залежей можно предложить
пять показателей:
- процентное содержание запасов газа категории ВС1 в общих запасах (ВС1 + С2);
- доля продуктивного разреза, охваченная испытаниями в разведочных скважинах;
- количество пробуренных скважин (всего и в том числе внутри контура
газоносности);
- количество испытанных объектов (всего и внутри контура газоносности);
- степень заполнения ловушки.
По степени разведанности можно выделить три группы залежей: высокая (50–100
% запасов категории ВС1, остальные - категории С2), средняя (25 – 50 % запасов
категории ВС1) и низкая (менее 25 % запасов категории ВС1).
При такой градации, естественно, к низкой разведанности относятся все 73 залежи
с ресурсами категории С3 и Новопортовская залежь, где запасы категории С2 составляют
100 %.
Высокой степенью разведанности (доля запасов категории С2 менее 20%)
характеризуются следующие залежи: Малыгинская, Северо-Тамбейская, Тасийская,
Сядорская,
Западно-Тамбейская,
Южно-Тамбейская,
Верхнетиутейская,
Восточно-
Бованенковская, Нерстинская, Нурминская, Малоямальская, Ростовцевская, Утренняя,
Геофизическая, Каменномысская, Тотояхинская, Береговая, Южно-Пырейная, ВосточноТаркосалинская,
Гл.1
Северо-Комсомольская,
Усть-Часельская,
Верхне-Часельская,
24
Тарасовская, Верхнепурпейская, Новогодняя, которые и могут быть вовлечены в
разработку в первую очередь.
Современное состояние сырьевой базы севера Западной Сибири характеризуется
следующими показателями [218]. Открыты 73 газовых и четыре газонефтяных залежи с
начальными доказанными разведанными запасами 97,3 % от общих запасов. Кроме того,
по данным сейсморазведки оценены перспективные ресурсы категории С3 по 73 залежам
сеномана, которые составляют 2,7 % от общих запасов.
Запасы высокоамплитудных разрабатываемых залежей сосредоточены в пяти
гигантских (Уренгойская, Ен-Яхинская, Ямбургская, Заполярная и Медвежья) с общими
доказанными начальными запасами 49,9 % и семи крупнейших залежах (Ямсовейская,
Юбилейная,
Комсомольская,
Северо-Уренгойская,
Вынгапуровская,
Западно-
Таркосалинская, Харвутинская) с общими запасами 14,2 %. Общие запасы 11
разрабатываемых залежей на момент их начала освоения составляли 64,1 % всех запасов
доказанных категорий.
Запасы неразрабатываемых залежей сосредоточены в 14 объектах (26,5 % от
запасов промышленных категорий). Последние по крупности залежей распределяются
следующим образом: одна – гигантская (Крузенштерновская), 4 - крупнейшие, 5 крупных и 4 - средних.
Запасы малоамплитудных неразрабатываемых залежей сосредоточены в 51
структуре (9,5 %). По категориям запасов последние распределяются следующим
образом: одна – крупнейшая (Восточно-Таркосалинская), 10 – крупных, 8 – средних и 32 –
мелких залежей.
В
целом
запасы
газа
сеноманских
залежей
промышленных
категорий
сосредоточены в 77 залежах, в т.ч. в 6 гигантских, 12 крупнейших, 15 крупных и 32
мелких залежах.
Прогнозные ресурсы (категория С3) сосредоточены в 73 залежах, из них 33%
ресурсов данной категории приурочены к 6 средним залежам (Остромысовская,
Светлогорская, Северо-Юбилейная, Средне-Надымская, Хобская и Южно-Ниливойская),
а 67 % сосредоточены в 67 мелких залежах.
Запасы неразрабатываемых сеноманских газовых залежей (включая промышленно
доказанные и прогнозные) являются наиболее подходящими объектами для их
ускоренного освоения, что связано в первую очередь со свойствами газа (газ сухой
метановый).
Запасы этих структур сосредоточены в 167 залежах, из них на малоамплитудные
приходится 75,6 % запасов. По величине запасов они распределяются следующим
Гл.1
25
образом: одна крупнейшая (Восточно-Таркосалинская), 10 крупных, 20 средних и 101
мелкая залежь.
В качестве сырьевой базы для местного газоснабжения из общего фонда наиболее
предпочтительными являются 20 мелких залежей. Список этих месторождений,
рекомендуемых в качестве источников местного газоснабжения на территории ЯНАО, и
расчет уровней добычи газа приведен в табл.1.5.
Таблица 1.5. Расчет годового отбора по первоочередным месторождениям ЯНАО
№
Наименование
пункт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Верхнепурпейское
Верхнечасельское
Восточно-Бованенковское
Восточно-Мессояхское
Западно-Заполярное
Минховское
Нерстинское
Новогоднее
Новопортовское
Перекатное
Северо-Бованенковское
Северо-Часельское
Среднеямальское
Танусалинское
Тэрельское
Усть-Часельское
Фестивальное
Хадырьяхинское
Южно-Мессояхское
Южно-Пырейное
ИТОГО:
Запасы,
млрд т.у.т
22.7
10.0
4.8
90.9
7.7
3.2
1.7
9.3
1.7
1.7
14.5
21.4
65.3
3.3
71.4
17.2
1.0
37.1
43.5
14.8
Годовой отбор
(2.0%), млрд т.у.т
0.453
0.200
0.095
1.817
0.154
0.065
0.034
0.187
0.034
0.033
0.290
0.429
1.306
0.066
1.429
0.344
0.020
0.743
0.870
0.296
8.87
При прогнозировании уровня добычи газа [218] в качестве расчетных (наиболее
надежных) запасов обычно принимаются полностью запасы категории АВС1, 50 %
балансовых запасов категории С2, 40 % - ресурсы кат. С3 и 30 % - ресурсы кат. Д1.
Исходя
из
указанных
критериев,
применительно
к
неразрабатываемым
сеноманским газовым залежам севера Западной Сибири, сумма запасов всех категорий,
позволяющая прогнозировать уровни добычи, составит:
76,4 % - запасы АВС1+½·С2 неразрабатываемых высокоамплитудных залежей;
20,7 % - запасы АВС1+½·С2 неразрабатываемых малоамплитудных залежей;
2,9 % - перспективные ресурсы категории С3.
1.5. Технико-экономическая эффективность освоения газовых залежей
Для оценки добывных возможностей малоамплитудных газовых залежей севера
Западной Сибири с высотой залежи менее 60 м были приняты следующие критерии:
Гл.1
26
- начальные запасы газа по промышленным категориям С1+ ½·С2 [218] и
прогнозные ресурсы газа по категории С3·0,4 [225];
- начальные
пластовые
давления
и
ограниченное
число
испытаний
на
продуктивность;
- материалы геологических документов по отдельным залежам (структурные
карты по горизонту "Г", подсчетные планы и т.д.)
Одним
из
главных
вопросов
формирования
стратегии
освоения
малых
месторождений для газоснабжения местных потребителей являются темпы разработки
группы и отдельных залежей или группы месторождений (уровни годовых отборов по
отношению к начальным запасам газа). Оптимальные темпы разработки определялись на
основе
технологических
и
технико-экономических
расчетов
с
использованием
композиционных и других газогидродинамических математических моделей.
При определении темпов разработки мелких месторождений для местного
газопотребления следует исходить из основного принципа: в качестве базовой величины
годовых отборов газа по группе мелких залежей (или одной залежи) должна быть выбрана
местная потребность в газе, либо уровни добычи необходимые для покрытия пиковых
нагрузок потребителей, получающих газ из систем региональных газопроводов.
При определении годовых отборов отдельных месторождений или группы
месторождений должны прорабатываться различные подходы к очередности ввода
месторождений в эксплуатацию.
Первый подход связан с традиционными представлениями, когда мелкая залежь
разрабатывается длительное время 25 - 30 лет с таким темпом, чтобы отобрать за этот
период 60-65 % запасов газа при устьевом давлении, обеспечивающим безкомпрессорную
подачу газа потребителям. При этом вся промысловая обработка газа производится
традиционными методами на стационарных установках, работающих длительное время.
Отметим, что отбор 60-65 % запасов газа при устьевом давлении более 2,5 МПа возможен
только для залежей с начальным пластовым давлением более 10,0 МПа.
Второй подход связан с использованием мобильных блочных установок для
промысловой подготовки газа, который позволяет использовать одни и те же установки
для поочередно вводимых в эксплуатацию месторождений. В этом случае можно
повысить темпы разработки отдельных залежей, сохранив при этом необходимый темп по
группе, за счет поочередного ввода месторождений.
Третий подход заключается в комбинации двух перечисленных.
Выбор
рекомендуемого
варианта
определяется
на
основании
технико-
экономических расчетов в каждом конкретном случае. В каждом рассматриваемом
Гл.1
27
варианте определяются среднегодовые темпы разработки и добывные возможности,
которые обеспечат возможные пиковые потребности газа в ограниченный зимний период.
Западно-Сибирский регион обладает обширной ресурсной базой для развития
частного предпринимательства. В газовой промышленности - это малоамплитудные
сеноманские газовые залежи, на 95 - 97 % состоящие из сухого природного метанового
газа и не имеющие агрессивных компонентов. К ним относятся 47 залежей с запасами
категорий (В+С1+С2) и 73 залежи с ресурсами категории С3, а также огромное количество
локальных структур с потенциальными ресурсами, выявленных по сейсморазведке.
Абсолютное большинство малых залежей не планируется использовать в
ближайшее время в современных системах регионального и межрегионального
газоснабжения и транспортировки газа. Тем не менее, подобные залежи уже сегодня или в
ближайшей перспективе могут быть задействованы в качестве источников энергоресурсов
и сырья для региона в целом и для местных нужд. При благоприятных экономических,
горно-геологических и промысловых условиях запасы газа этих залежей могут быть
использованы для газификации населенных пунктов и местной промышленности, для
улучшения социально-экономических условий жизни населения.
Проведенный выше анализ 16 групп малых сеноманских газовых залежей позволил
выделить из них узлы с наиболее благоприятными технико-экономическими показателями
для первоочередного освоения. Ввод в эксплуатацию первоочередных залежей позволит
добывать 5 - 10 млрд м3 газа в год (см. табл.1.5).
Как показывают расчеты [206], освоение малых сеноманских газовых залежей,
может быть рентабельным только при условии соответствующей организационной,
финансовой и экономической поддержки со стороны правительства РФ и ОАО "Газпром",
а именно льготного налогообложения, изменения ценовой и кредитной политики, а также
изменения законодательной базы, которая стимулировала бы освоение малых залежей.
Среди законсервированных и неразрабатываемых в настоящее время газовых
залежей Западной Сибири можно выделить особую группу разведанных объектов,
характеризующуюся сравнительно небольшими запасами углеводородов, удаленностью
от трасс магистральных газопроводов, низкой продуктивностью скважин и сложностью
геологического строения залежей. Как правило, эти залежи не осваиваются добывающими
организациями ОАО "Газпром". Проведенный анализ показал, что сырье эти залежей уже
в ближайшее время может быть использовано в качестве энергоресурсов для местных и
региональных нужд. УВС может послужить для улучшения социально-экономических
условий и комфортности жизни местного населения, газификации населенных пунктов и
объектов сельскохозяйственного производства, выработки электроэнергии для местных
потребностей,
Гл.1
моторного
топлива,
удобрений и
других
продуктов,
повышения
28
эффективности использования энергоресурсов крупных государственных энергосистем
(магистрального транспорта газа, электросистем).
Освоение малых газовых залежей является важным направлением сбережения
запасов газа, содержащихся в уникальных и крупных месторождениях, находящихся в
падающей стадии добычи.
Экономический механизм содействия освоению малых угле-водородных ресурсов
должен включать системное проектирование освоения и комплексное использование
ресурсов с ориентацией на максимальную прибыль на весь срок реализации проекта. В
нее должны входить:
- проведение регулярной системной оценки эффективности и рентабельности
освоения малоамплитудных газовых залежей;
- комплексная оценка ТЭО с ориентацией на максимальную прибыль за весь срок
реализации проекта (жизненный цикл);
- поиск наиболее эффективных технологических и технических решений для
комплексного использования ресурсов и снижения издержек при строительстве и
эксплуатации объектов освоения;
- определение
условий
выдачи
лицензией
в
соответствии
с
оценками
представленными в ТЭО.
Технико-экономический анализ выполненных расчетов позволяет сделать вывод,
что из рассмотренных месторождений только 40 % перспективны для разработки при
существующей технологии. Следует заметить, что изменение экономических показателей
в сторону улучшения возможно при переводе части фонда разведочных скважин после их
ремонта, в разряд эксплуатационных.
На многих месторождениях, кроме сеноманских залежей, имеются в наличии
выше- и нижележащие продуктивные горизонты, содержащие газ,
конденсат и нефть. Рассмотрение разработки данных месторождений в комплексе также
позволит улучшить экономические показатели.
Наряду с использованием газа малых месторождений в качестве подпитки
магистральных газопроводов возможно также использование их в качестве базовых для
строительства электростанций и выработки местной, сравнительно дешевой
электроэнергии.
1.6. Методики расчета коэффициента охвата
Коэффициент
охвата
процессом
вытеснения
(КОХВ)
–
отношение
нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения (дренирования)
под воздействием вытесняемого агента, ко всему нефтенасыщенному объему залежи.
КОХВ есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта
(d).
Гл.1
29
Основные методики расчета КОХВ следующие:
– геолого-статистический метод (ГСМ1) через аппроксимационную песчанистость Р*
(А.Н. Юрьев) [136];
– геолого-статистический метод (ГСМ2) через геологическую песчанистость КП
В.М. Ревенко, Л.С. Бриллиант, Р.М. Курамшин) [137];
– по характеристикам вытеснения.
В процессе геологического моделирования реальный пласт представляется
двумерной областью, составленной из квадратов коллектора и неколлектора со стороной d
и долей элементов коллектора в общем объеме пласта – Р∗.
Установлено [136], что коэффициент охвата (Кохв) можно представить в виде
произведения статической и динамической составляющих:
Кохв = Кохв ст. × Кохвдин.
Статическая
составляющая
(1.2)
определяет
долю
запасов
нефти
коллектора,
гидродинамически связанного с областями нагнетания и отбора, динамическая – долю
запасов, вовлекаемых в активную разработку.
Стандартная плотность сетки скважин определяется по формуле:
S=Sзалежи/NВС.
(1.3)
Для расчета коэффициента охвата по методике ГСМ1 строится функция
распределения пропластков по толщинам (рис. 1.6). Сначала определяют долю монолита δ
затем, используя геометрическое распределение вида:
р(х) = h (1-h)х,
(1.4)
или биномиальное распределение:
р(х) = Сnх h (1-h)n-х,
(1.5)
частота
вычисляют аппроксимационную песчанистость Р∗, где Сnх – число сочетаний из n по х.
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10
h, м
Рисунок 1.6. Гистограмма распределения пропластков по толщинам и
аппроксимация ее геометрическим распределением.
Гл.1
30
По эмпирической зависимости определяется параметр прерывистости dпр:
761,67 − 761,67 P ∗
d пр = 
784,25 − 797,5 P ∗
для
Пуровского района;
для
Нижневартовского района.
(1.6)
Задавая плотность сетки – F и систему разработки, определяем параметры сетки
скважин (Zc) и галереи (Zг):
Zc =
100 F
,
d пр
(1.7)
1,5 × Z c для линейной системы заводнения;

Z г = 1,8 × Z c для трехрядной системы заводнения;
2,0 × Z для пятирядной системы заводнения.
c

(1.8)
Дальнейшие расчеты ведут по формулам:
Кохв.ст = exp (-r1 g);
Кохв.дин. = exp (-r3 g),
(1.9)
где/ r1 = (1-P∗) exp (-2 P∗ /(1- P∗))
r2 =
10/9 (Р∗ - 0,6)2 + 0,6, если Р∗ <0,6;
2,5 (Р∗ - 0,6)2, если Р∗ ≥ 0,6
r3 = (1-r2) exp (-2r2 / (1-r2)),
g=
Zг2 если Zг <1;
Zг (1+ln Zг) если Zг ≥1.
Таким образом, для прерывистой части пласта Кохв. = Кохвст × Кохвдин.
Итоговый коэффициент охвата (К∗охв.) рассчитывается по формуле:
К∗охв. = Кохв. (1-δ) + δ
(1.10)
где δ - доля коллектора, который вовлекается в разработку с вероятностью 1.
Кроме этого, широко используется экспресс-методика ГСМ2 определения
коэффициента охвата через геологическую песчанистость [137]. Основное предположение
этой модели, что геологическая песчанистость (Кп) и аппроксимационная песчанистость
(Р∗) эквивалентны.
Для этой цели строится геолого-статистический разрез пласта по проницаемости,
насыщенности и песчанистости. Определяются средняя отметка ВНК и геологическая
песчанистость Кп. Далее определяется параметр прерывистости (dпр) по формуле:
dпр = 1020-1025 Кп
(1.11)
Дальнейшие расчеты выполняются аналогично методике ГСМ1, начиная с формулы
(1.7).
Гл.1
31
Данные методики определены для системы вертикальных скважин. Вышеописанные
модели основаны на предположении, что все скважины вертикальные и моделируются
точечными источниками (стоками) в двумерной области.
Однако в настоящее время стали широко применяться новые методы воздействия
на пласт, а именно: бурение горизонтальных, многозабойных, радиальных скважин.
В двумерной или трехмерной области такие скважины моделируются линейными
стоками (источниками). В этом случае вышеописанные методики расчета коэффициента
охвата не применимы. Подобные случаи ограничивают использование важнейшего
параметра в технологических расчетах.
Для оценки коэффициента охвата пласта при разработке его горизонтальными
скважинами
необходим
параметр,
учитывающий
дренируемый
объем
залежи,
приходящийся на скважину. В случае вертикальных скважин, совершенных по характеру
вскрытия, эти параметры должны совпадать.
Таким образом, на этапе бурного роста нефте- и газодобычи в разработку
вовлекаются сложнопостроенные залежи с трудноизвлекаемыми запасами с применением
скважин сложной архитектуры (горизонтальные, многозабойные, радиальные и др.)
Однако для систем скважин со сложной архитектурой традиционный расчет плотности
сетки скважин не применим [259]. Поэтому зачастую используется эмпирическая
формула, согласно которой одна ГС равна двум ВС.
1.7. Выводы и предложения по 1 главе
1. По ресурсам и запасам углеводородного сырья Ямало-Ненецкий автономный
округ является богатейшим и уникальным регионом мира. Ресурсный потенциал округа
составляет более 90 млрд т.у.т. по газу, около 16 млрд т.у.т. по нефти и порядка 6.0 млрд
т.у.т. по конденсату. Всего же открыто более 200 месторождений нефти и газа, из которых
только четверть или 52 находится в промышленной разработке.
2. Более половины открытых нефтяных месторождений, по класси-фикации ГКЗ
Роснедра, мелкие и содержат до 7% общих извлекаемых запасов нефти категории
В+С1+С2 или более 250 млн т. Примерно четверть газовых месторождений также мелкие и
содержат в сумме более 100 млрд м3 газа. Эти месторождения, в большинстве своем,
расположены
геологическим
в
хорошо
обустроенных
стро-ением,
фазовым
районах,
состоянием
но
и,
характеризуются
как
правило,
сложным
небольшими
геологическими запасами и являются существенным резервом ресурсной базы региона.
3. подходы к освоению и разработке таких месторождений должны существенно
отличаться от традиционных. Это касается не только темпов добычи, систем разработки, а
также новых подходов и методов проектирования разработки, основанных на применении
Гл.1
32
систем скважин сложной архитектуры (горизонтальные, многозабойные). Принципы их
освоения, а также оценка коэффициента охвата и КИН в настоящее время обозначены
недостаточно четко, в результате чего стандартные схемы разработки часто оказываются
неэффективными. Ввод в эксплуатацию малых нефтяных месторождений, при темпе отбора
10%, могут обеспечить добычу до 20 - 30 млн т нефти в год или 20-30% добычи по округу.
4. Немаловажное значение имеет освоение небольших газовых месторождений с
целью: 1) подачи газа ближайшим местным потребителям (поселки Тазовского и
Ямальского районов),
2) использование для техноло-гических нужд компрессорных
станций, 3) объединение месторождений в группу для промышленной добычи с целью
подпитки магистрального газопровода. Данные направления имеют определенные
преимущества по сравнению с освоением крупных и уникальных месторождений, как
правило, удаленных от потребителя на сотни и тысячи километров.
5. При определении темпов разработки малых газовых залежей и месторождений
для местного газопотребления в качестве базовой величины годовых отборов газа по
группе мелких залежей (или одной залежи) должна быть выбрана местная потребность в
газе, либо уровни добычи, необходимые для покрытия пиковых нагрузок потребителей,
получающих газ из систем региональных газопроводов. Ввод в эксплуатацию
первоочередных малых газовых залежей, при темпе отбора 2%, позволит добывать 5 - 10
млрд м3 газа в год. Объем добычи по мелким месторождениям невелик и составляет лишь
1-2% годовой добычи округа, но имеет особо важное значение для жизнеобеспечения
местного населения и промышленных узлов.
6. Однако на этапе бурного роста нефте- и газодобычи малым залежам в плане
проектирования, управления и совершенствования разработкой с реализацией скважин
сложной архитектуры, уделялось недостаточное внимание. До сих пор отсутствует
методика расчета коэффициента охвата для систем горизонтальных и многоствольных
скважин. Данный пробел в проектировании разработки пытается восполнить автор в
представленном исследовании.
Гл.1
33
2. СОСТОЯНИЕ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЯНАО
2.1. Характеристика месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Значительная доля добычи нефти на территории ЯНАО приходится на предприятия
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». В настоящее время обществом разрабатывается
26 месторождений (рис. 2.1). Из них 12 крупных, 5 средних и 9 мелких месторождений.
Основные крупные и средние месторождения Ноябрьского региона с большими залежами
нефти введены в разработку еще в 80-90-е годы прошлого века [5, 6, 7, 8] и к настоящему
времени выработаны на 60-95 %.
Рассматриваемый район находится в зоне сочленения двух региональных структур
Западно-Сибирской плиты - Обской мегаантеклизы и Ямало-Тазовской мегасинеклизы в
переходной области от Северо-Сургутского гемисвода к Надымской впадине. Данные о
тектоническом строении основных положительных структур изучаемого района приведены в
табл. 2.1.
Месторождения
Ноябрьского
района характеризуются
сравнительно
узким
стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности. Основные залежи нефти
приурочены к пластам БС8 - БС12 (табл.2.2). Исключение составляют только
Суторминское, Вынгапуровское, Спорышевское месторождения, где промышленные
притоки нефти получены не только в пластах БС10 и БС11, но и в группах пластов ПК, АС,
БС0, БС7, а также ачимовской толще.
Залежи
нефти
пластовые,
сводовые,
в
большинстве
случаев
частично
литологически экранированные. Продуктивные пласты представлены прерывистым
чередованием
глинистых,
алевритовых
и
песчаных
(мелкозернистых,
иногда
среднезернистых) прослоев.
Песчано-алевритовые прослои не выдержаны по простиранию, замещаются глинами или
переходят из одной разности песчано-алевритовых осадков в другую.На крыльях поднятий в
отдельных зонах наблюдается наличие клиноформенного строения пластов.
Коллекторы представлены в основном полимиктовыми песчано-алевролитовыми
породами с небольшим (до 8 %) количеством карбонатного цемента, что позволяет
эффективно проводить солянокислотные обработки призабойной зоны пласта.
Плохая отсортированность песчаников свидетельствует об их отложении в
прибрежной зоне, в результате чего наблюдается довольно высокая расчлененность
коллекторов и очень плохая связь залежей нефти с законтурной областью.
Гл.1
34
Таблица 2.1. Тектоническое строение основных месторождений Ноябрьского региона
Длина,
км
Коллективная
3000,0
Пульпуяхская
Ширина,
Высота,
км
м
14,5
11,0
50,0
Брахиантиклинальная складка
субмеридиального простирания
3000,0
19,5
5,0
50,0
-
Северо-Пульпуяхская
3000,0
11,0
3,0
55,0
Харучейская
3000,0
12,5
7,5
50,0
3000,0
37,5
13,5
70,0
№ Месторождение
1
Суторминское
Размеры структуры
Замкнутая
сейсмоизогипса, м
Структура
Янгтинский структурный нос
2
Муравленковское
(I порядка)
Янгтинское локальное поднятие
(II порядка)
3
Холмогорское
Холмогорская (III порядка)
2900,0
20,0
17,5
80,0
4
Пограничное
Пограничное КП (II порядка)
2900,0
27,0
15,0
30,0
5
Карамовское
Итурское КП
2950,0
22,0
10,0
90,0
6
Вынгапуровское
Вынгапуровское КП
2880
48,0
22,0
180
7
Сугмутское
2640-2720
80,0
9,5
80
8
Вынгаяхинское
Вынгаяхинский вал
2760
38,0
20,0
106
9
Западно- Ноябрьское
Западно-Ноябрьский прогиб
3050
12,0
7,0
35
Соимлорский структурный нос
Сутыхский структурный мыс
Тип структуры
Куполовидная складка субширотного
простирания
Куполовидная складка субмеридиального
простирания
Брахиантиклинальная складка простирается с
юга на север, в ее пределах выделяются 4
малоамплитудных поднятия
Куполовидная складка северо-восточного
простирания
Брахиантиклинальная складка северо-западного
простирания, осложнена тремя вершинами
Локальная складка неправильной
заливообразной формы
Брахиантиклиналь северо-восточного
простирания, осложнена мелкими куполками
Моноклиналь северо-восточного простирания,
осложнена на юге мелкими куполками
Брахиантиклиналь субмеридиального
простирания, осложнена мелкими куполками
Брахиантиклинальная складка северо-западного
простирания, осложнена двумя вершинами
35
Рисунок 2.1. Обзорная карта района работ
36
2.2. Продуктивность залежей УВС
Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, низкая
проницаемость (0,05 – 0,2 мкм2) и песчанистость (0,34-0,5 д.ед.), высокая расчлененность
(3-5 пропластков на 10 метров толщины), довольно низкий коэффициент вытеснения (0,50,7д.ед.) создают проблемы в добыче нефти на протяжении всего периода разработки.
Характерной
особенностью
геологического
строения
рассматриваемых
месторождений является низкая нефтенасыщенность продуктивных пластов, которая
обычно не превышает 0,55-0,65 д.ед. Низкий коэффициент нефтенасыщенности
обусловливает, во-первых, высокую (до 20 %) обводненность скважин, вводимых в
эксплуатацию из бурения, особенно на Суторминском месторождении; во-вторых,
высокую гидрофильность пород-коллекторов, особенно в сильно расчлененных объектах.
Таким образом, чем ниже проницаемость прослоя, тем ниже его нефтенасыщенность и,
следовательно, выше гидрофильность [5, 8, 193].
Еще одной характерной особенностью геологического строения анализируемых
горизонтов является наличие обширных водонефтяных зон, занимающих, как правило,
более 20 % площади нефтяной залежи.
Мощные водоносные горизонты часто залегают в нескольких метрах выше и ниже
нефтяных пластов, что осложняет эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин.
Рассмотрим 14 основных эксплуатационных объектов, которые характеризуют
состояние и особенности разработки крупных месторождений Ноябрьского региона [5, 6,
7, 8, 71, 73, 74, 78, 79, 81, 84, 93, 94, 95, 109, 116, 207]. Их краткая геолого-физическая
характеристика приведена в табл. 2.2.
Основные нефтеносные пласты – БС7, БС8, БС9, БС10, БС11 и БС12 мегионской и
усть-балыкской
свит.
Самая
маленькая
залежь
пласта
БС10
Спорышевского
месторождения (площадь – 21,2 км2), самая большая – БВ8 Вынгапуровского
месторождения (площадь – 430,8 км2). Размеры залежей: ширина изменяется от 8,5 до 25
км, длина - от 14 до 59 км. Глубины залегания 2297-2905 м. Все залежи пластовые,
сводовые, часто литологически экранированы. Лишь залежь пласта БВ8 Вынгапуровского
месторождения
литологически
ограничена
(линзовидная)
с
отсутствием
ВНК.
Максимальная площадь ВНЗ составляет более 50 % на объектах БС7 Суторминского, БС12
Западно-Ноябрьского, минимальная - на БС11 Муравленковского, БП11 Вынгаяхинского и
отсутствует на БВ8 Вынгапуровского месторождения.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,65 м до 15,49 м. Коэффициент
пористости изменяется от 18 до 21 %, нефтенасыщенность - от 0,61 до 0,74 д.ед. В
37
основном
коллекторы
среднепроницаемые
(0,025
–
0,104
мкм2)
и
средне-
и
высокопродуктивные (0,6 ÷ 8,9)*10 м3/сут*МПа. Объекты БВ8 Вынгапуровского
месторождения (коэффициент проницаемости 0,009 мкм2, коэффициент продуктивности –
0,1*10 м3/сут*МПа) и объект БП11 Вынгаяхинского (коэффициент продуктивности –
0,13*10 м3/сут*МПа) имеют низкопроницаемые и низкопродуктивные коллектора.
Нефти по типу ньютоновские, легкие и средней плотности (0,816-0,857 г/см3),
маловязкие (0,45-2,1 мПа*с). Пластовые давления близки к гидростатическим (24,1-28,1
МПа), температура пластов повышенная (74-91оС), давление насыщения - среднее (50-60
% от начального пластового давления).
Рассматриваемые объекты являются базовыми, как по величине запасов нефти на
каждом месторождении, так и по объемам добычи. Они содержат 70 % запасов в целом по
предприятию, а добыча нефти по ним превышала 50 - 90 % в общем балансе предприятия
Добыча нефти, тыс.т.
(рис. 2.2) на протяжении длительного периода.
50000
100%
45000
90%
40000
80%
35000
70%
30000
60%
25000
50%
20000
40%
15000
30%
10000
20%
Добыча нефти по ОАО Ноябрьскнефтегаз, тыс.т
Добыча нефти по 14 объектам, тыс.т.
% добычи по основным объектам
5000
0
1
3
5
7
9
10%
0%
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33
Годы
разработки
Рисунок 2.2. Динамика добычи нефти по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Основные проектные решения, реализованные на этих месторождениях, приведены
в следующих работах [5, 9, 10, 133, 142, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 208] и
предусматривают:
•
выделение в качестве основных объектов разработки пластов,
обеспечивающих
максимальную
добычу
УВС
при
соблюдении
условий
рационального использования недр и содержащих более 50 % промышленных
запасов нефти или газа;
38
Таблица 2.2. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов разрабатываемых месторождений ОАО "ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз"
Месторождения
Параметры / объекты
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, %
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Начальная пластовая температура, 0С
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в пластовых условиях, т\м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т\м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Газосодержание нефти, мЗ/т
Давление насыщения нефти газом, МПа
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
Плотность воды в пластовых условиях, т\м3
Средняя продуктивность, ·10 м3/(сут.·МПа)
Пограничное
БС11
Муравленковское
Карамовское
2620
Холмогорское
БС111
2640
БС11
2646
БС11
2650
пластовая,
сводовая
пластовая,
сводовая
пластовая,
сводовая
структурнолитологическая
поровый
257061
25.04
15.49
19
0.62
0.59
0.0539
0.68
4.8
84
26.4
1.2
0.786
0.847
-2511
1.159
0.5
3.7
56
10.6
0.4
1.01
1.6
поровый
191855
20.1
6.7
18
0.64
0.58
0.04
0.594
5.35
89
26.5
1.5
0.79
0.85
-2566÷-2585
1.16
0.56
3.3
60
9.4
0.35
1 04
1.78
поровый
141808
26.6
11.3
20
0.66
0.54
0.08
0.66
6.8
82
25.8
1.58
0.791
0.857
-2489
1.137
0.7
2.7
62
9.4
0.37
1.04
3.4
поровый
285164
25.5
7.6
19
0.74
0.7
0.076
0.32
4.38
89
25.8
1.52
0.777
0.851
-2500
1.173
0.71
3.98
58
9.4
0.5
1.01
2.5
Крайнее
БС102
2685
пластовая,
сводовая,
литологически
экранированная
поровый
128025
5.22
3.37
17-19
0.65
0.54
0.028
0.569
2.23
91
26.9
1.1
0.761
0.846
-2595
1.158
0.57
2.92
65
12.6
0.4
1.01
1.19
Суторминское
БС7
2465
пластовая,
сводовая
поровый
ё436
11.8
7.35
19.9
0.64
0.63
0.104
0.64
4.4
77
24.1
1.74
0.801
0.854
-2400
1.131
0.72
4.2
53.2
8.4
0.4
1.013
0.965
Суторминское
БС91
2544
пластовая,
сводовая,
литологически
экранированная
поровый
354498
8.99
2.65
19.9
0.63
0.53
0.049
0.73
2.9
79
25.2
2.02
0.787
0.853
-2499÷-2476
1.159
0.75
2.58
58.2
10.0
0.4
1.013
0.677
39
Месторождения
Параметры / объекты
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, %
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Начальная пластовая температура, 0С
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в пластовых условиях, т\м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т\м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Газосодержание нефти, мЗ/т
Давление насыщения нефти газом, МПа
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
Плотность воды в пластовых условиях, т\м3
Средняя продуктивность, ·10 м3/(сут.*МПа)
Суторминское
Суторминское
Вынгаяхинское
БС101
2599
пластовая,
сводовая,
структурнолитологическая
поровый
387116
12.84
3.53
19.3
0.66
0.62
0.025
0.66
5
81
25.7
1.29
0.781
0.851
-2525-2550
1.174
0.6
3.2
63.8
11.3
0.4
1.011
0.607
БС102
2613
БП111
2297
Вынгапуровское
БВ8
2625-2829
пластовая,
сводовая
пластовая,
сводовая
поровый
299311
15.37
5.58
18.4
0.63
0.6
0.075
0.64
3.2
81
25.9
1.36
0.78
0.853
-2560
1.183
0.6
2.9
67
10.4
0.4
1.011
0.885
поровый
269651
12.8
9.3
21
0.61
0.6
0.028
0.69
5.3
76
24
0.6
0.647
0.832
-2324-2352
1.2
0.32
3.05
87
13.4
0.5
1.013
0.13
Продолжение табл. 2.2
БС92
2811-2870
Спорышевское
БС10
2447
литологически
ограничена
структурнолитологическая
пластовая,
сводовая
пластовая,
сводовая
поровый
430784
18.9-54.9
7.3
20
0.68
0.0085
0.23-0.37
4.6-11.3
85
28
0.45
0.695
0.816-0.822
-2811
1.495
0.22
4.82
149
14.5
0.4
1.018
0.1
поровый
36401
35
7.3
18
0.64
0.66
0.047
0.821
5
84
28.1
1.1
0.770
0.846
1.176
2.43
6.77
77
12.0
0.4
1.01
8.87
поровый
21190
25
4.99
20
0.56
0.059
0.7
5
74
23.8
1.5
0.810
0.850
-2342
1.126
0.55
2.1
68
15.2
0.5
1.01
1.01
поровый
87862
15.8
8.5
18
0.71
0.62
0.046
0.712
5.3
84
27.1
1.1
0.763
0.84
-2662
1.12
0.575
2.73
68
10.3
0.5
1.02
1.9
Сугмутское
Зап.-Ноябрьское
БС12
2905
40
•
системы заводнения: рядные (трех - или пятирядная), площадные (девятиточечная
– на Суторминском и Вынгапуровском месторождениях), ромбовидные (на
Холмогорском и Карамовском месторождениях); оптимальная плотность сетки
скважин (25-50 га/скв);
•
смещение проектных сеток разных объектов, залегающих друг над другом, на
половину расстояния между скважинами;
•
разработка второстепенных объектов возвратным фондом скважин;
•
оптимизация системы разработки за счет переводов скважин на другие горизонты,
углубления скважин, уплотняющего бурения, разукрупнения объектов, усиления
системы
заводнения
(классические
схемы
в
сочетании
с
очаговым
и
избирательным), перенос фронта закачки, создание разрезающих рядов;
•
формирование резервного фонда скважин (10 %);
•
порядок разбуривания залежей по принципу «от известного к неизвестному»;
•
разбуривание сначала чисто нефтяной зоны, а затем водонефтяной;
•
изначальное формирование активной системы заводнения (ППД), реализация
нестационарного заводнения;
•
отработка нагнетательных скважин на нефть через одну;
•
применение механизированного способа добычи (ЭЦН, ШГН, газлифт);
•
разбуривание объектов кустовым способом наклонно направленными скважинами
(ННС);
•
применение современных и эффективных ГТМ (ОПЗ, ГРП, ФОЖ, переводы на
другие пласты, приобщение пластов, дополнительная перфорация, ЗБС и др.) и
МУН (ВУС, ГОС, РИР и др.)
2.3. Рекомендации по совершенствованию дальнейшей разработки залежей
В настоящее время основные объекты этих месторождений перешли уже на третью
или даже четвертую стадию разработки [193-197, 207]. Одна залежь (БС11 Холмогорского
месторождения) находится в разработке более 30 лет, 11 залежей - от 20 до 30 лет и две
залежи - менее 10 лет (Сугмутского и Спорышевского месторождений), на которых новые
технологии реализованы уже в 21 веке. Динамика добычи нефти по месторождениям
приведена на рис. 2.3.
Максимальные уровни добычи от 5 до 10 млн т/год достигнуты по 4 объектам: БС11
Холмогорского, БС11 Пограничного, БС11 Муравленковского и БС92 Сугмутского
месторождений.
Кроме
высокой
продуктивности
(коэффициент
продуктивности
составляет 0.16÷0.9 м3/сут*МПа) и дебита (qж-79÷110 т/сут), следует отметить быстрое
41
(в течение 5-7 лет) разбуривание этих залежей. При этом пласты БС11 Пограничного и БВ8
Вынгапуровского
месторождений
имеют
сопоставимые
извлекаемые
запасы,
но
максимальная добыча на последнем кратно меньше (табл. 2.3). Это связано с низкими
коллекторскими свойствами (коэффициент продуктивности равен 0.10*10 м3/сут*МПа),
дебитами (qж менее 20 т/сут), а также медленными темпами разбуривания.
10000
2
8000
1
7000
3
6000
12
5000
6
9
11
10
4
7
1 Пограничное БС11
11
4 Карамовское БС11
11
1
7 Суторминское БС9-1
9
1
10 Вынгаяхинское БП11-1
11
0
13 Спорышевское БС10-0
10
13
2 Холмогорское БС11
11
2
5 крайнее БС10-2
10
1
11
8 Суторминское БС10-1
11 Вынгапуровское БВ88
11
3 Муравленковское БС11
6 Суторминское БС77
2
9 Суторминское БС10-2
10
2
12 Сугмутское БС9-2
9
2005
2003
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1989
1988
8
1987
1985
1984
1983
1982
1981
1980
1979
1978
1977
0
1986
5
1990
1000
2002
2000
2001
3000
2004
4000
1976
Добыча нефти, тыс.т.
9000
Годы
Рисунок 2.3. Динамика добычи нефти по основным объектам крупных
месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Карты накопленных отборов по основным рассматриваемым объектам разработки
месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» приведены на рисунках 2.4, 2.5,
2.6, где хорошо видны сформированные системы разработки.
В целом же прослеживается тенденция к увеличению годовой добычи нефти по
мере роста запасов нефти по месторождениям (рис. 2.7). Для объектов с пониженными
коллекторскими свойствами, невысокими дебитами, длительным периодом разбуривания
темп отбора равен 3-4 %. Для высокопродуктивных объектов, характеризующихся
быстрым вводом и разбуриванием, темп отбора может достигать 8-12 %.
На высокопродуктивных объектах реализованы трех- и пятирядные системы
разработки, которые позволяют минимизировать количество нагнетательных скважин,
оперативно управлять заводнением пластов и регулировать выработку запасов.
Сформированная эффективная система разработки позволяет достичь и даже превысить
утвержденный КИН.
42
Пограничное, объект БС11
Холмогорское, объект БС11
Муравленковское, объект БС11
Карамовское, объект БС11
Крайнее, объект БС102
Суторминское, объект БС7
Рисунок 2.4. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений
Ноябрьскнефтегаз
43
Суторминское, объект БС91
Суторминское, объект БС102
Суторминское, объект БС101
Вынгаяхинское, объект БП11
Рисунок 2.5. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений
Ноябрьскнефтегаз
44
Сугмутское, объект БС92
Спорышевское, объект
БС100
Вынгапуровское, объект БВ8осн
Западно-Ноябрьское, объект БС12
Рисунок 2.6. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений
Ноябрьскнефтегаз
45
Существенное влияние на динамику добычи, выработку запасов оказывает доля
ВНЗ. Так, по объектам БС7 Суторминского и БС12 Западно-Ноябрьского месторождений
площадь ВНЗ составляет более 50 %. Коллектора зачастую недонасыщенные, скважины
вводятся в эксплуатацию с начальной обводненностью, зачастую имеют место заколонные
перетоки и подтягивание конусов воды [5, 7, 159, 193, 194, 195].
Водонефтяные факторы (ВНФ) очень высокие и часто превышают 3 единицы (рис.
2.8, табл. 2.3), а параметры вытеснения имеют характерный быстрый рост обводненности
(рис. 2.9). Причем объект БС10 Спорышевского месторождения так же имеет
стопроцентную ВНЗ, но при этом его характеристика вытеснения существенно более
благоприятна.
Здесь
применена
технология
горизонтальных
скважин.
Удалось
существенно сократить обводненность продукции.
Рисунок 2.7. Зависимость максимальной добычи нефти от извлекаемых запасов (авысокопродуктивные объекты, б - среднепродуктивные объекты, в –
низкопродуктивные объекты)
5.0
Водонефтяной фактор, ед.
Суторминское
4.0
Зап-Ноябрьское
3.0
y = 0.046x
R = 0.720
2.0
1.0
0.0
0
20
40
60
80
100
Доля площади ВНЗ, %
Рисунок 2.8. Зависимость ВНФ от доли запасов ВНЗ
46
Различаются также и характеристики вытеснения. Все высокопродуктивные залежи
можно разделить на 2 группы: залежи с отбором от НИЗ более 60 % (рис. 2.9, а, b) и менее
60 % (рис. 2.9, с).
На рисунке 2.9.а видно, что для залежей 1 группы выработка запасов
осуществляется удовлетворительно по трем объектам: БС11 Холмогорского, БС11
Муравленковского и БС91 Суторминского месторождений. Выработка отстает по объектам
месторождений, где характеристики лежат ниже линии y=x, т.е. обводненность объекта
опережает отбор от НИЗ (см. рис. 2.9.b). Это такие объекты как БС11 Пограничного
месторождения, БС101 и БС102 Суторминского. Особенно отличаются объекты БС7
Суторминского и БС12 Западно-Ноябрьского месторождений, входная обводненность
которых составляла более 50%. Основные причины – обширная ВНЗ, составляющая 70%,
конусообразование и заколонные перетоки.
Для второй группы объектов отбор от НИЗ составляет менее 60 % (рис. 2.9,c). Это
обусловлено одной из причин:
- низкие коллекторские свойства (БВ8 Вынгапуровского месторождения);
- несформированность системы заводнения (БС11 Карамовского и БС102 Крайнего
месторождений);
- малый срок разработки, характерный для объектов БС9 Сугмутского и БС10
Спорышевского месторождений.
Но отбор от НИЗ превышает обводненность по объекту БВ8 Вынгапуровского, БВ92
Сугмутского и БС10 Спорышевского месторождений, что говорит об эффективной
реализации технологии выработки запасов.
Выполненная оценка потенциально извлекаемых запасов (Q0) по характеристикам
вытеснения (табл. 2.4) свидетельствует, что по 6 объектам их объем равен или превышает
утвержденные извлекаемые запасы. Это означает, что сформированные системы
разработки достаточно эффективны и позволят достичь утвержденного КИН. По трем
объектам (Пограничное, БС11, Суторминское, БС7 и БС102) величина Q0 незначительно
меньше
утвержденных
извлекаемых
запасов.
Необходимо
совершенствование
и
оптимизация системы разработки для достижения утвержденного КИН.
По пяти оставшимся объектам: Карамовское (БС11), Крайнее (БС102), Суторминское
(БС101), Вынгаяхинское (БП111), Западно-Ноябрьское (БС12), необходим пересмотр
системы разработки, формирование и реализация программы мероприятий, повышения
эффективности выработки запасов.
Известно, что для терригенных поровых коллекторов такие параметры, как
проницаемость пород, продуктивность скважин и начальные дебиты взаимосвязаны.
47
Таблица 2.3. Основные геологические параметры и технологические показатели крупных объектов разработки месторождений
Начальные
извлекаемые
запасы
нефти, т.у.т.
Доля
запасов
местния, %
Доля
ВНЗ,
%
Пограничное, БС11
68265
98.7
Холмогорское, БС111
69240
Муравленковское, БС11
4
5
№
п/
п
Размеры
залежи, км
Кпр,
10-3
мкм2
40.0
16.2х12.8
85.2
25.0
88507
91.2
Карамовское, БС11
35905
Крайнее, БС102
Макси- Макс.
Год
мальная темп
ввода в
добыча отбора
разрабо
нефти,
от
тку
тыс.т НИЗ, %
Текущ
ая
плотно
сть
сетки,
га/скв
h н/н
ср., м
Кпр·h,
10-3
мкм2*м
S
га/скв
90
11.3
1017.0
19.7
Трех- и пятирядная
1985
8036.8
11.8
67
22х28
77
6.6
508.2
37.2
ромбовидная,
избирательная
1976
7839.1
11.3
259
15.0
25.5х12.8
54
12.9
695.3
25.7
трехрядная с уплотнением
1984
8632.0
9.8
51
79.5
50.0
16.7х10.5
18
3.14
55.0
53.0
блочно-замкнутая
1980
2592.9
7.2
176
15259
47.8
20.0
14х9
28
3.5
98.0
32.2
трехрядная блоковая
1986
1235.3
8.1
132
Суторминское, БС7
46300
27.3
70.0
25.2х8.5
104
7.3
759.2
22.5
трехрядная с уплотнением
1982
3769.0
8.1
66
Суторминское, БС91
29502
17.4
10.0
37х16.6
48
2.65
126.7
33.6
трехрядная и
девятиточечная
1982
2382.1
8.1
63
Суторминское, БС101
28909
17.0
40.0
54х25
26
2.8
71.4
42.7
площадная девяти-точечная
и блочно-квадратная с
уплотнением
1982
1277.9
4.4
83
9
Суторминское, БС102
37090
21.8
30.0
48.5х17.2
76
4.9
371.4
37.9
трехрядная с уплотнением
1982
2854.7
7.7
162
10
Вынгаяхинское, БП111
83228
84.5
15.0
29х13.5
28
10.7
299.6
21.7
трехрядная с уплотнением
1986
2825.2
3.4
45
Вынгапуровское, БВ8осн
73129
78.5
0.0
35х21
9
7.77
66.0
20
трехрядная и
девятиточечная
1982
2953.1
4.0
38
Сугмутское, БС92
66907
100.0
30.0
59х7
47
8.82
414.5
77.0
трехрядная и однорядная с
ГС
1995
8526.7
12.7
108.0
Спорышевское, БС100
11824
25.3
100.0
15.5х9.0
59
3.82
225.4
25
трехрядная
1995
1159.6
9.8
29.7
Западно-Ноябрьское, БС12
28323
87.3
70.0
15.5х10
152
8.5
1292.0
21.4
трехрядная блоковая
1988
1909.0
6.7
48.5
1
2
3
6
7
Месторождение,
пласт
8
11
12
13
14
Система
заводнения
48
Продолжение табл. 2.3
№
п/п
Месторождение,
пласт
Накопл.
Добыча Темп Входной
Накоплен- Отбор
Пробур.
ДействуКИН
КИН
Стадия добыча
ОбводненКисп, нефти отбора дебит по
ная добыча от НИЗ,
фонд
ющий фонд
текущий, утвержденВНФ
разработки на 1 скв.
за
от НИЗ, жидкости,
ность, %
%
нефти, тыс.т
%
скважин, шт скважин, шт
д.ед.
ный, д.ед.
тыс.т.
2003год %
т/сут.
1
Пограничное, БС11
55143
80.8
95.6
2.3
IV
76.7
719
213
29.6
251.5
0.37
106.0
0.347
0.430
2
Холмогорское, БС111
67393
97.3
88.5
1.4
IV
87.9
767
110
14.3
226.0
0.33
79.0
0.360
0.370
3
Муравленковское, БС11
77059
87.1
86.0
1.2
IV
76.9
1002
503
50.2
1651.6
1.87
80.0
0.261
0.300
4
Карамовское, БС11
18273
50.9
72.0
1.1
III
50.5
362
109
30.1
420.6
1.17
28.0
0.204
0.401
5
Крайнее, БС102
7342
48.1
88.4
2.6
III
29.8
246
60
24.4
106.4
0.70
48.0
0.187
0.388
6
Суторминское, БС7
33307
71.9
92.0
3.9
III
52.5
634
215
33.9
360.0
0.78
125.0
0.251
0.349
7
Суторминское, БС91
24812
84.1
70.0
1.0
IV
38.8
639
339
53.1
871.8
2.95
26.0
0.303
0.360
8
Суторминское, БС101
17114
59.2
74.0
0.9
III
24.9
688
354
51.5
814.1
2.82
35.0
0.161
0.271
9
Суторминское, БС102
26814
72.3
85.3
1.5
III
33.9
790
185
23.4
365.1
0.98
39.0
0.181
0.250
25086
30.1
69.1
0.5
III
44.4
565
270
47.8
485.6
0.58
21.0
0.125
0.415
БП111
10
Вынгаяхинское,
11
Вынгапуровское, БВ8осн
36709
50.2
45.6
0.4
III
42.8
857
446
52.0
1876.7
2.57
20.0
0.131
0.260
12
Сугмутское, БС92
25763
38.5
27.0
0.3
II
54.5
473
337
71.2
8526.7
12.7
30-110
0.107
0.277
13
Спорышевское, БС100
4169
35.3
22.0
II
25.4
164
138
84.1
1159.6
9.81
35.0
0.134
0.380
14
Западно-Ноябрьское, БС12
17429
61.5
91.7
III
42.5
410
181
44.1
257.8
0.91
107.0
0.260
0.423
3.6
49
Таблица 2.4. Оценка потенциально извлекаемых запасов нефти
№ п/п
1
Месторождение, пласт
Пограничное, БС11
БС111
Год ввода в
разработку
Обводненность, %
Пробур.
фонд
скважин, шт
Потенциально
извлекаемые
запасы(Q0),
т.у.т.
КИН
текущий,
д.ед.
КИН
утвержденны
й, д.ед.
КИН
прогнозный,
д.ед.
1985
95.6
719
67 482
0.347
0.430
0.425
1976
88.5
767
78 756
0.360
0.370
0.421
2
Холмогорское,
3
Муравленковское, БС11
1984
86.0
1002
90 041
0.261
0.300
0.305
4
Карамовское, БС11
1980
72.0
362
24 959
0.204
0.401
0.279
1986
88.4
246
9 099
0.187
0.388
0.231
БС102
5
Крайнее,
6
Суторминское, БС7
1982
92.0
634
44 248
0.251
0.349
0.334
7
Суторминское, БС91
1982
70.0
639
35 824
0.303
0.360
0.437
8
Суторминское, БС101
1982
74.0
688
24 943
0.161
0.271
0.234
9
Суторминское, БС102
1982
85.3
790
36 296
0.181
0.250
0.245
10
Вынгаяхинское, БП111
1986
69.1
565
38 530
0.125
0.415
0.192
11
Вынгапуровское, БВ8осн
1982
45.6
857
83 671
0.131
0.260
0.297
12
Сугмутское, БС92
1995
27.0
473
116 300
0.107
0.277
0.481
13
Спорышевское, БС100
1995
22.0
164
15 106
0.134
0.380
0.485
14
Западно-Ноябрьское, БС12
1988
91.7
410
23 422
0.260
0.423
0.349
50
1.00
Отбор от НИЗ, д.ед.
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
0
20
40
60
2 Холмогорское БС11
3 Муравленковское БС11
7 Суторминское БС9-1
y=x
80
100
Обводненность, %
а)
1.00
Отбор от НИЗ, д.ед.
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
0
20
1 Пограничное БС11
8 Суторминское БС10-1
14_Западно-Ноябрьское_БС12
40
60
80
6 Суторминское БС7
9 Суторминское БС10-2
y=x
100
Обводненность, %
b)
1.00
Отбор от НИЗ, д.ед.
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
0
20
4 Карамовское БС11
10 Вынгаяхинское БП11-1
12 Сугмутское БС9-2
40
60
5 крайнее БС10-2
11 Вынгапуровское БВ8
13 Спорышевское БС10-0
80
100
Обводненность, %
с)
Рисунок 2.9. Характеристики вытеснения по основным крупным объектам
а) высокопродуктивные объекты с опережающей выработкой, b) высокопродуктивные объекты с
отставанием выработки; с). объекты с низкой выработкой запасов.
51
На рис. 2.10 и 2.11 видна зависимость дебита от коэффициента проницаемости и
коэффициента проводимости (K•h), что соответствует классическому уравнению Дарси:
q=−
K ⋅ h ∂p
⋅
μ ∂x
Высокие темпы отбора характерны для высокопродуктивных коллекторов. Этот
вывод подтверждается фактическими данными и показан на рисунке 2.12. Наиболее
продуктивными и высокодебитными являются объекты Сугмутского, Пограничного и
Холмогорского месторождений, максимальные темпы отбора по которым более 10 %.
Рисунок 2.10. Зависимость начального дебита от коэффициента проницаемости
120
Сугмутское
Входной дебит, т/сут
100
Пограничное
80
60
y = 0.087x
R = 0.490
40
20
0
0
500
1000
1500
Коэфф.проводимости, 10-3*мкм2*м
Рисунок 2.11. Зависимость начального дебита от коэффициента проводимости (K•h)
52
Максимальный темп отбора от НИЗ, %
14
Сугмутское
Пограничное
12
Холмогорское
10
8
6
y = 2.142*Ln(x) + 12.882
R² = 0.757
4
2
0
0.01
0.10
1.00
Коэфф.продуктивности, м3/сут/МПа
Рисунок 2.12. Зависимость темпа отбора от продуктивности
Отключение
высокообводненных
скважин,
не
достигших
предельной
обводненности 98%, и перевод их в бездействующий фонд имеет серьезные последствия.
При этом сокращается действующий фонд, снижается коэфф. использования фонда
скважин. Например, на рис. 2.13 хорошо видно резкое снижение темпов отбора из-за
сокращения действующего фонда скважин и, соответственно, коэфф. использования
скважин. В конечном итоге это мероприятие ведет к снижению уровней добычи нефти.
14
Темп отбора, %
12
10
y = 0.157e0.051x
R2 = 0.787
8
6
4
2
0
0
20
40
60
80
100
Коэффициент использования фонда скважин, %
Рисунок 2.13. Зависимость темпа отбора от коэффициента использования фонда
Анализ утвержденных и текущих КИН показал следующее. По пяти объектам
утвержденный КИН изменяется от 0,2 до 0,3 д.ед., по пяти объектам - от 0,3 до 0,4 д.ед. и
по четырем объектам превышает 0,4 д.ед. Фактические результаты разработки (рис. 2.14)
объектов показывают, что отстает выработка запасов нефти объектов БС11 Карамовского,
53
БС102 Крайнего, БП11 Вынгаяхинского и БВ8 Вынгапуровского месторождений. На
объектах Сугмутского и Спорышевского месторождений текущие КИН невысокие, так
как они находятся
в стадии стабилизации добычи с реализацией новых технологий
разработки.
Для интенсификации разработки на месторождениях применялись типовые
мероприятия, основные из них - это ОПЗ (СКО, ГКО), ГРП, ФОЖ [5, 7, 29, 30, 31, 35, 70].
Наиболее
эффективными
мероприятиями
на
месторождениях
оказались
следующие: 1). ГРП, имеющего прирост дебита нефти 6.9 т/сут, доп.добычу – 2.7 тыс.т,
продолжительность эффекта 6 месяцев (без переходящего эффекта);
2) Переводы с объекта на объект: прирост дебита 6.7 т/сут, доп.добыча – 1.3 тыс.т,
продолжительность эффекта 4 месяца;
3) Форсированный отбор жидкости: прирост дебита 4.5 т/сут, доп.добыча – 1.2
тыс.т, продолжительность эффекта 4 месяца.
4) Стабильно получают приросты дебитов 1-2 т/сут после ОПЗ (СКО и ГКО),
доп.добыча – 0.42 тыс.т, продолжительность эффекта 2-3 месяца.
Данные мероприятия реализуются в больших объемах – 100-300 скважиноопераций в год.
Из МУН наиболее распространены и эффективны различные мероприятия по
выравниванию профиля приемистости. В год проводится более 700 скважино-операций:
прирост дебита 1.0 т/сут, доп.добыча – 0.25 тыс.т, продолжительность эффекта 3 месяца.
Дополнительная добыча по всем ГТМ составляет 9,6 % от суммарной добычи. При этом
приросты дебитов не велики, но значителен объем проводимых мероприятий – около 2 тысяч
скважино-операций в год (табл. 2.5).
Для низкопродуктивных объектов разработки проводился поиск новых технологий
выработки запасов. Примером являются объекты БВ8 Вынгапуровского и северная часть
пласта БП11 Вынгаяхинского месторождений, на которых после продолжительных
опытных работ была успешно реализована площадная система заводнения с проведением
различных видов ГРП во всех скважинах. Все это позволило по объекту БВ8
Вынгапуровского месторождения достичь максимального темпа отбора 4%, текущий
отбор от НИЗ составляет 50.1% при обводненности 45.6%. Текущий КИН равен 0.131 д.ед.
при утвержденном 0.260. Кроме этого прогнозный КИН оценивается величиной 0.297
д.ед. Все это подтверждает эффективность реализованных мероприятий и системы
разработки.
54
0.50
0.40
КИН, д.ед.
0.30
0.20
0.10
Сугмутское,
БС9-2
Спорышевское,
БС10-0
Суторминское,
БС9-1
Холмогорское,
БС11-1
Вынгапуровское,БВ8осн
КИН прогнозный, д.ед.
Муравленковское,БС11
Пограничное,
БС11
Суторминское,
БС10-2
Суторминское,
БС7
КИН утвержденный, д.ед.
Суторминское,
БС10-1
ЗападноНоябрьское,…
Карамовское,
БС11
Крайнее, БС102
КИН текущий, д.ед.
Вынгаяхинское,
БП11-1
0.00
Рисунок 2.14. Сопоставление текущего и утвержденного КИН
Для
крупных
месторождений,
введенных
в
последнее
десятилетие,
уже
реализованы новые подходы к разработке – однорядная система заводнения с бурением
ГС, ЗБС, ФОЖ, ГРП и др. (объект БС92 Сугмутского и объект БС100 Спорышевского
месторождений), что позволило достичь ежегодного темпа отбора нефти более 10 %.
На небольших месторождениях, ввиду малых размеров залежей, рядную или
площадную систему заводнения реализовать не удается. Поэтому здесь необходим иной
подход: избирательное заводнение, бурение горизонтальных и многоствольных скважин в
зонах
повышенной
плотности
запасов
и
продуктивности,
применение
ГРП
в
низкопродуктивных интервалах, ОРЭ, ОРЗ и другие.
Итак, по итогам анализа геологической характеристики, разработки и выработки
запасов нефти месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» можно сделать
следующие выводы:
1. Месторождения характеризуются сравнительно узким стратиграфическим
диапазоном промышленной нефтеносности. Основные залежи нефти приурочены в
основном к пластам БС0 - БС12 нижнего мела, реже к пластам покурской свиты,
ачимовской и юрской толщи.
2. Залежи нефти пластовые, сводовые, в большинстве случаев частично
литологически
экранированные.
песчано-алевролитовыми
Продуктивные пласты
коллекторами
с
невысокими
сложены полимиктовыми,
фильтрационно-емкостными
55
свойствами и характеризуются значительной геологической неоднородностью, что
обуславливает слабую гидродинамическую связь залежей нефти с водонапорным
бассейном.
3. Характерными особенностями геологического строения залежей является
высокая гидрофильность пород-коллекторов и недонасыщенность нефтью, развитие
обширных водонефтяных зон, что обусловливает высокую начальную обводненность
продукции скважин.
4. Анализ реализации ГТМ показал высокую эффективность ГРП, переводов
скважин с одного объекта на другой, форсированный отбор жидкости и другие. Стабильно
получают приросты дебитов 1-2 т/сут после ОПЗ (СКО и ГКО). Из МУН наиболее
распространены различные мероприятия по выравниванию профиля приемистости.
Данные мероприятия могут быть рекомендованы для реализации на аналогичных
объектах (больших и малых по запасам нефти и газа) и в дальнейшем.
5. В рассматриваемых условиях трех- и пятирядные системы позволяют
минимизировать количество нагнетательных скважин, оперативно управлять заводнением
пластов и регулировать выработку запасов. На ряде объектов сформирована эффективная
система разработки, позволяющая достичь и даже превысить утвержденный КИН.
6. Для низкопродуктивных объектов реализованы площадные системы заводнения
с проведением различных методов интенсификации, в том числе ГРП во всех скважинах.
7. По ряду объектов необходимо совершенствование системы разработки,
формирование программы ГТМ и дальнейшая реализация эффективных мероприятий.
При
разработке
предусматривающий
малых
залежей
избирательное
необходим
заводнение,
принципиально
бурение
иной
подход,
горизонтальных
и
многозабойных скважин, большеобъемный ГРП, ОРЭ и др.
56
Таблица 2.5. Виды и объемы ГТМ по месторождениям
Кол-во
скважиноопераций
Объем
ГТМ, %
Кол-во
успешных
операций
%
успешности
Дополнит.
добыча,
тыс.т.
Дополнит.
добыча,
т. на 1 скв.
Эффективность,
т/сут. на 1 скв.
Удаление ACПO, гидратов и др.
13
0.7
6
46.2
8.7
665.9
1.5
Продолжительность
эффекта, сут.
на 1 скв.
111.1
Выравнивание профиля
741
38.1
509
68.7
185.0
249.7
1.0
76.5
2
0.1
2
100.0
0.4
182.2
3.4
187.5
ГKO
327
16.8
229
70.0
144.6
442.2
1.6
89.3
СКО
Мероприятие
Изоляция пласта
230
11.8
164
71.3
71.6
311.5
1.4
84.6
OПЗ кислотой
3
0.2
3
100.0
0.9
292.6
0.9
125.1
OПЗ растворами ПAB
17
0.9
9
52.9
3.3
196.8
1.8
32.3
OПЗ хим.реагентами
9
0.5
9
100.0
5.9
654.7
4.3
82.8
Обработка ЩCПK
9
0.5
6
66.7
2.7
300.7
1.3
89.5
Комбинированное HCl+ЩCПK
35
1.8
29
82.9
8.1
232.8
1.3
75.5
Комбинированное OПЗ
83
4.3
53
63.9
59.2
713.5
2.4
89.4
Дострел
7
0.4
6
85.7
3.4
481.8
2.6
127.1
Перестрел
64
3.3
54
84.4
26.4
412.9
2.5
114.9
ГРП
237
12.2
214
90.3
636.3
2684.7
6.9
156.3
Перевод на вышележащий горизонт
48
2.5
37
77.1
63.0
1313.5
6.7
100.6
Закачка ПAВ
3
0.2
3
100.0
1.6
535.7
2.2
154.8
108
5.5
87
80.6
137.5
1273.3
4.5
121.1
Ликвидация гидратных пробок
4
0.2
3
75.0
1.7
432.1
2.6
62.3
Очистка от отложений
4
0.2
3
75.0
0.5
125.9
3.0
99.6
Ликвидация парафиновых пробок
2
0.1
2
100.0
2.1
1038.8
9.1
248.0
Итого ГТМ
856
44.0
670
78.3
1060.4
1238.7
3.76
116.4
Итого МУН
1090
56.0
758
69.5
302.6
277.7
1.28
77.9
Всего по мероприятиям за 2000 г.
1946
100.0
1428
Форсированный отбор
% дополнительной добычи
1363.0
9.63
57
2.4. Особенности гравитационного разделения флюидов в монолитных и слоистых
пластах
Специфическую роль в динамике развития математических моделей играет объем
и
достоверность
информации
о
пласте.
Ее
использование
при
одномерном
моделировании достаточно условно и проявляется лишь в возможном обосновании
выбора тех или иных параметров простейших моделей, о которых можно сказать, что
они (параметры) в интегральном смысле учитывают свойства жидкостей, параметры
пористой среды, а также геологию объекта разработки [46]. Многомерное моделирование
в идеале требует геологической, геофизической и промысловой информации такого
уровня, который даже в обозримом будущем не достижим. Здесь среди прочего имеется
в виду и тесная связь геологических и фильтрационных свойств системы: пористая среда
– жидкость. Кроме этого, на свойства системы оказывают влияние и технологии
разработки.
Современный
уровень
развития
математического
и
физического
моделирования не позволяет взяться за решение такого рода задач [163, 164]. В связи с
этим, среди нефтяников преобладает стремление оперировать достаточно простыми
расчетными схемами, содержащими минимально возможное число параметров [47].
Прогноз добычи нефти и воды является одной из основных задач проектирования
разработки нефтяных месторождений. Решению этой задачи служит метод Баклея–
Леверетта [48], однако он пригоден только для однородного пласта. В действительности
же подавляющее большинство пластов слоисто неоднородны. Применительно к ним
разработано два метода прогноза - Стайлса [49] и Дикстра–Парсонса [154]. Первый
отличается от второго только тем, что вязкости нефти и воды принимаются одинаковыми,
за счет чего он более прост в реализации
и широко используется на протяжении
последних 50 лет. Имеется обобщение метода Дикстра-Парсонса, состоящее в учете
фазовых проницаемостей в каждом слое, однако из-за недостатка экспериментальных
данных по фазовым проницаемостям это обобщение очень редко применяется.
Общим недостатком всех методов, основанных на слоистой модели пласта,
является игнорирование перетоков флюидов между ними. Перетоки происходят через
литологические окна, и движущей силой для них является гравитационная составляющая,
благодаря чему движение жидкости происходит косонаправленно и становится тем
заметнее и тем больше, чем больше толщина пласта, форма и размеры литологического
окна. В результате гравитационного влияния вода тяготеет к подошве, а нефть к кровле
пласта.
Гравитационное расслоение воды и нефти - известное явление, которое сыграло
58
решающую роль в формировании залежей нефти. Однако вопрос о том, будет ли оно
проявляться
в
течение
достаточно
короткого
времени
разработки
залежи,
не
сопоставимого со временем формирования залежи, изучен недостаточно [75-77].
Этот факт можно проиллюстрировать на примере Самотлорского месторождения,
которое разрабатывается порядка 40 лет. Специальные промыслово-геофизические
исследования
показывают,
что
наибольшая
плотность
остаточных
запасов
на
заключительной стадии разработки Самотлорского месторождения сконцентрирована, в
основном, в межскважинных зонах локально приподнятых участков, в прикровельной
части залежи. Это особенно хорошо видно в том случае, когда забои нагнетательных
скважин расположены по абсолютным отметкам ниже, чем забои добывающих [50].
Таким образом, доизвлечение нефти, при сложившейся структуре остаточных запасов,
связано с добычей больших объемов попутно добываемой воды. Это обуславливают
следующие причины:
- образование конусов обводнения и подъем ВНК. При этом промытые и
заводненные
подошвенные
слои
являются
источником
питания
и
заводнения
вышезалегающих интервалов;
- меньший охват заводнением прикровельной части разреза;
- наличие высокопроницаемых промытых интервалов пласта.
Для
примера
рассмотрим
высокопродуктивные
гидродинамически
связные
коллекторы (пласты АВ4-5, АВ6-7). Запасы нефти этих коллекторов выработаны на 80 %.
Вместе с тем значительная часть остаточных запасов приурочена к категории
слабодренируемых и не вовлеченных в разработку. Такие запасы нефти расположены, как
правило, в кровельных частях монолитных пластов платформенного типа, а также в
поровой матрице, окруженной сетью техногенных трещин.
Эти предположения подтверждаются бурением транзитных скважин. В качестве
примера, подтверждающего механизм выработки запасов нефти в чистонефтяной зоне
объекта АВ4-5, можно привести геолого-физическую характеристику скважины 13074,
пробуренной через четыре года после прохождения фронта нагнетаемых вод (рис. 2.15).
По результатам анализа данных электрометрии можно заметить, что выработка запасов
нефти объекта идет практически по всему разрезу с отставанием по кровельной части
горизонта. На это влияет и значительная толщина пласта, достигающая 25 м.
Аналогичные результаты получены и по другим скважинам.
По этой причине, как правило, между добывающими скважинами в кровельной
части пласта всегда остается нефтенасыщенные интервалы. В частности, имеются данные,
согласно которым даже на высокообводненных участках залежей (обводненность
59
превышает 90 %), в зонах сводовой части залежи при расстоянии между скважинами
более 250м остаются незаводненными не менее 50 % нефтенасыщенных толщин (рис.
2.16).
Рисунок 2.15. Геолого-физическая характеристика пласта АВ4-5 в скважине 13074
Самотлорского месторождения
Результаты контроля за выработкой запасов на объекте АВ4-5 приведены на рис.
2.17. Данные ИННК по скважине 4524 показывают в динамике порядок обводнения
пласта. На начальной стадии заводнения наблюдается отставание продвижения фронта
воды по кровельной части разреза, что связано с особенностями геологического строения
пласта и действием гравитационных сил. В дальнейшем, по мере прокачки жидкости,
нефтенасыщенная
толщина
уменьшается.
Результаты
ИННК
подтверждают,
что
заводнение происходит по подошве пласта.
60
1
Доля остаточной нефтенасыщенной
толщины,д.ед.
y = -3E-09x3 + 1E-07x2 + 0.0023x
R² = 0.974
0.8
0.6
0.4
0.2
АВ4-5 Самотлорского месторождения
БС11 Пограничного месторождения
0
0
100
200
300
400
500
Расстояние от забоя добывающей скважины до транзитной, м
Рисунок 2.16. Распределение заводненных толщин между забоями скважин в
сводовой части пласта
На рис. 2.18 приведен геолого-статистический разрез по проницаемости и
обводнению пласта АВ4-5. На рисунке хорошо видно, что наиболее проницаема
центральная часть интервала пласта, однако вода прорывается ближе к подошве пласта за
счет влияния гравитационных сил.
Сравним горизонтальную и вертикальную составляющую продуктивности пласта,
которую рассмотрим на элементе размерами a•b = 500•500 м, толщиной h=25 м и
пористостью m=0.2. Горизонтальный дебит определяется так:
qx= Sx•vx,
(5.1)
вертикальный равен
qz= Sz•vz,
(5.2)
где Sx -площадь поперечного сечения пласта, Sz- площадь элемена пласта, vx- скорость
течения жидкости по горизонтали, vz - скорость всплытия нефти. Приняв скорость течения
жидкости по горизонтали равной 500м/год, а по вертикали в 100 раз меньше, т.е. 5 м/год,
получим соизмеримые величины расхода в горизонтальном направлении пласта и
всплытия нефти, соответственно 1,24 млн м3/год и 0,24 млн м3/год. Таким образом, для
месторождения с годовой добычей жидкости 10 млн т, количество всплывающей нефти
составит более 1 млн т в год, т.е. 10 %.
Этот простой пример наглядно показывает значение гравитационных сил, которые
в
объеме
пласта
по
величине
сопоставимы
с
гидродинамическими.
Можно
61
констатировать, что процесс всплытия нефти происходит довольно быстро, что
подтверждается результатами эксплуатации скважин [Желтов Ю.П.]
Рисунок 2.17. Динамика заводнения пласта и выработки запасов нефти по данным
ИННК в скважине 4524 объекта AB4-5:
В подтверждении сказанного аналогичные результаты приведены в [231, 232].
Авторы на примере пласта БВ8 Аганского месторождения показали, что вырабатывается
сначала подошвенная часть монолитного пласта, а остаточные запасы концентрируются в
62
кровельной части пласта локальных куполов. «По результатам замеров ИННК видно, что
выработка запасов осуществляется в пределах центральной и подошвенной части разреза,
представленной баровыми отложениями. Отмечается значительное отставание выработки
кровельной части, где остаточные нефтенасыщенные толщины достигают 4-6 м.
Примечательно, что, несмотря на это, окружающие скважины остановлены либо
переведены на другие объекты по причине их высокой обводненности (рис. 2.19).
На
профиле
выработки
приведены
обобщенные
результаты
промыслово-
геофизических исследований скважин, согласно которым остаточные запасы нефти
сосредоточены преимущественно в небольших куполовидных поднятиях массивного
барового
тела.
В
локальных
прогибах
отмечаются
участки
пониженной
нефтенасыщенности или полностью заводненные интервалы разреза.
Коэфф.проницаемости, мкм2
0
0.5
1
Вероятность заводнения, д.ед
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
1.5
0
0.2
0.2
Нормированная толщина пласта,д.ед.
Нормированная толщина пласта, д.ед.
0
0.4
0.6
0.8
1
а)
0.4
0.6
0.8
1
b)
Рисунок 2.18. ГСР пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения по проницаемости (a)
и по вероятности заводнения (b)
63
Рисунок 2.19. Изменение характера насыщения по разрезу скважины № 112Б пласта
БВ8 Аганского месторождения [231]
По совокупности имеющихся данных, величина остаточной нефтенасыщенной
толщины в локальных прогибах находится в диапазоне от 0,85 м до 3,3 м, составляя в
среднем 1,5 м. Что касается куполовидных поднятий, то остаточные нефтенасыщенные
толщины здесь гораздо выше и достигают 8 м, составляя в среднем 4,6 м. Отмечается, что
характер
распределения
остаточных
запасов
обуславливается
как
геометрией
куполовидных поднятий, так и их местоположением на структуре добывающих и
нагнетательных скважин.
Концентрация остаточных запасов нефти в кровельной части барового песчаного
тела подтверждается и результатами перевода в период 2000-2002 гг. добывающих скважин с нижележащих объектов БВ9, БВ18-21 и ЮВ1. По прошествии более пяти лет, скважины эксплуатируются с дебитами нефти 12,2 т/сут и обводненностью продукции 93,6 %.
Накопленная добыча нефти за неполных 3 года составила 6,2 тыс. т на скважину.» [232]
Приведенные выше рассуждения позволяют объяснить известный на практике факт
необходимости закачки воды для ППД в большем объеме, чем объем отобранной
жидкости. На отдельных объектах перекомпенсация доходила до 50 % без увеличения
давления. Очевидно, это можно объяснить тем, что вода, в данном случае, большей
частью расстилается по подошве пласта и уходит за контур нефтеносности и только лишь
часть её остается в пределах залежи и идет на поддержание давления.
На рис. 2.20 и в табл. 2.6 приведена динамика дебитов и приемистости скважин
участка пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения. Выполнена оценка скорости
движения фронта закачиваемой воды и времени прорыва в добывающие скважины,
которая достигает 360 м/год.
64
4000
80
3000
60
2000
40
1000
20
0
0
1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
приемистость скв.1641
дебит жидкости скв.2573
обводненность скв. 2573
Приемистость,м3/сут; дебит,т/сут
Обводненность,%
100
Годы
5000
100
4000
80
3000
60
2000
40
1000
20
0
Обводненность,%
Приемистость,м3/сут; дебит,т/сут
5000
0
1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
Годы
5000
100
4000
80
3000
60
2000
40
1000
20
Обводненность,%
Приемистость,м3/сут; дебит,т/сут
приемистость скв.1641
дебит жидкости скв.1640
обводненность скв.1640
0
0
1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
приемистость скв.1641
дебит жидкости скв. 2664
обводненность скв. 2664
Годы
Рисунок 2.20. Динамика приемистости, дебита жидкости и обводненности по
скважинам
Продвигающаяся (расстилающаяся) по подошве закачиваемая вода служит
65
причиной опережающего обводнения нижних прослоев, что также часто наблюдается на
практике. Обычно это явление объясняют увеличением скорости воды в подошвенных
прослоях за счет близости к зонам отбора внутреннего контура нефтеносности по
сравнению с внешним контуром.
Однако это объяснение, данное В.И. Щелкачевым, не может быть использовано для
внутренней части залежи. Сами залежи сформированы за длительное геологическое
время. Но эти факты – обводнение подошвенной части монолитных пластов,
формирование нефтенасыщенных зон в кровельной части пласта (локальных куполах) наблюдается за короткий период, сравнимый со временем разработки месторождения,
благодаря влиянию гравитационных сил, что иллюстрируется данными таблицы 2.6.
Таблица 2.6. Расчет скорости движения фронта воды от нагнетательной скважины
1641
Параметры
1640 добыв.
700
Скважины
4524контр. 2573 добыв.
900
1000
2664 добыв.
1550
Расстояние, м
Скорость движения фронта,
360
215
270
190
м/год
Время подхода фронта
1,9 года
4,2 года
3,7 года
8,2 года
Полученные результаты позволяют сформулировать принципиальные подходы к
довыработке остаточных запасов нефти с учетом влияния гравитационных сил.
Остаточные запасы нефти сконцентрированы в куполовидных поднятиях зон
стягивания, где текущие нефтенасыщенные толщины достигают нескольких метров. Эти
зоны наиболее благоприятны для проведения ГТМ: переводы, ЗБС, ОПЗ и другие.
Таким образом, вероятность заводнения пласта по разрезу не соответствует
интервалам максимальной проницаемости пласта; проницаемость кровли и подошвы
понижена, однако скорость движения воды по подошве в 2 раза выше; при этом
вырабатываются в основном подошвенная и средняя части пласта, а кровельная часть
межскважинного пространства остается не выработана, что подтверждается результатами
промысловой геофизики.
2.5. Учет гравитационных сил при анализе выработки запасов нефти Пограничного
месторождения
Пограничное нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского
района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км от базового
города нефтяников Ноябрьска. Открыто в 1982 г. поисковой скв. 62Р, в которой из пласта
БС11 был получен фонтанный приток нефти дебитом 28 т/сут [93, 94].
В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному
куполовидному поднятию II порядка, расположенному на склоне Северо-Сургутской
66
моноклинали — структуре I порядка. В марте 1985 года месторождение введено в
промышленную эксплуатацию.
Промышленная нефтеносность приурочена в основном к нижнемеловым
отложениям, горизонту БС11 (рис. 2.21).
На Пограничном месторождении основным объектом разработки является
горизонт БС11, который включает пласты БС110, БС11осн и БС111
Пласт БС11 в песчаной фации развит по всей площади. Эффективные толщины
варьируют в диапазоне 18-23,7 м при средней пористости 0,20 и проницаемости 0,076
мкм2 (табл.2.7). В целом объект БС11 однороден, с некоторым ухудшением коллекторских
свойств в кровле пласта и понижением нефтенасыщенности к подошвенной части пласта.
Таблица 2.7. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта
Параметры
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, д.ед.
Средняя нефтенасыщенность нефтью, д.ед.
Проницаемость по керну, мкм2
Коэффициент песчанистости, д.ед.
Пластовая температура, 0С
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Объемный коэффициент нефти, д.ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м3/т
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
Средняя продуктивность, *10т/сут*МПа
БС11
2620
пластовосводовая
11.3
0.20
0.69
0.076
0.7
85
25.8
1.6
0.792
1.14
0.77
2.8
9.9
52.0
0.4
1.02
3.4
Проницаемость пласта в центральной монолитной части достигает 0,120 мкм2,
уменьшаясь в кровле пласта до 0,060 мкм2.
Пласт БС11(осн.) вмещает крупную залежь нефти, по типу пластово - сводовую,
размерами 16,2x12,8 км и высотой 63 м, имеющую широкую водонефтяную зону.
Положение ВНК наклонное, от а.о. -2496 м на севере до а.о. -2506 м на юге и востоке.
Характерной особенностью залежи нефти, приуроченной к пласту, является обширная
водонефтяная зона, занимающая 58% всей площади, большая часть которой приурочена
к восточному склону поднятия.
67
Рисунок 2.21. Геологический профиль пласта БС11 Пограничного месторождения по линии скважин 70-75
68
По Пограничному месторождению основные запасы нефти приурочены к пласту
БС11(осн.): геологические - 158,8 млн т, извлекаемые – 68,3 млн .
С начала разработки на Пограничном месторождении отобрано 55,957 млн.т нефти.
Текущий КИН составляет 0.341 при отборе извлекаемых запа-сов - 81%, годовой темп
отбора от НИЗ – 0.37% при обводненности 94.8%. Динамика основных показателей
разработки представлена на рис. 2.22.
Добыча жидкости по месторождению в 2004 г. составила 4946.8 тыс.т., средний
дебит по нефти – 4.4 т/сут, по жидкости – 85.9 т/сут при действующем фонде 159 скважин.
В период 2001 - 2004 гг. при снижении действующего фонда дебит скважин по нефти
практически остался неизменным.
Действующий фонд добывающих скважин за 2004 год сократился на 27 единиц.
Дебит скважин по жидкости увеличился с 63.9 до 85.9 т/сут (+ 34%), по нефти с 3.9 до 4.4
т/сут (+12%) за счет перехода на форсированный отбор жидкости (увеличение глубины
спуска насоса, смена типоразмера насоса). При этом обводненности увеличилась с 93.8 до
94.8%. Данное мероприятие позволило нарастить объемы жидкости с 4086.9 до 4946.8 т
(+21%), а добычу нефти за год - с 251.8 до 255.2 тыс.т.
Начиная с 2000 г. и по 2004 годы обводненность скважин оставалась на одном
уровне: 94.0 - 94.7%.
На Пограничном месторождении за счет работы с фондом скважин и
интенсификации добычи, отбор жидкости увеличился с 4.09 млн т до 4.95 млн т при
росте дебита жидкости с 64 до 86 т/сут и стабилизации обводненности (94-94.7%).
На основном объекте разработки сформированы различные системы заводнения: в
блоках 5, 6, 7 - блочно-замкнутая, в блоке 4 – пятирядная с уплотнением в стягивающем
ряду, в блоке 3 на половине площади – пятирядная система с уплотнением, и на второй
половине блока – трехрядная система с частичным уплотнением, в блоке 2 – линейная и
двухрядные системы.
Необходимо отметить, что c 1990 года дебит жидкости поддерживался за счет
значительного превышения пластового давления (до 23 атм) за счет перекомпенсации, что
привело к увеличению доли воды в потоке и сокращению добычи нефти.
На рисунке 2.23 приведена динамика изменения дебита жидкости, нефти и
действующего фонда скважин. По графику видно, что в период 2001-2004 гг. наблюдается
уменьшение действующего фонда скважин, а дебит по нефти практически остался
неизменным.
69
18000
16000
100
Qн,Qж, тыс.т
14000
12000
80
10000
60
8000
6000
40
4000
обводненность, %
120
20
2000
0
1985
1987
1989
1991
добыча нефти всего, тыс.т
1993
1995
1997
1999
2001
добыча жидкости всего, тыс.т
2003
0
2005
обводненность, %
Рисунок 2.22. Динамика показателей разработки Пограничного месторождения
В течение 2004 года происходило повышение среднесуточной добычи жидкости с
11227 т/сут до 13279 т/сут, среднесуточная добыча нефти с января по декабрь увеличилась
незначительно (689.9 т/сут – в январе, 698.6 т/сут – в декабре). Динамика среднесуточных
показателей по месторождению представлена на рисунке 2.24.
На 01.01.2005 г. нагнетательный фонд составил 56 скважин. Соотношение
действующих добывающих и нагнетательных составило 4.4 : 1.
В 2004 году объем проведенной закачки составил 2413.4 тыс.м3. Накопленная
закачка воды – 206373.6 тыс.м3. Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин –
120
600
100
500
80
400
60
300
40
200
20
100
действующий фонд, скв.
дебит нефти, жидкости, т/сут
376 м3/сут. Текущая компенсация составляет 48.5%, накопленная –103.8% (рис. 2.18).
0
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
дебит по нефти, т/сут
дебит по жидкости, т/сут
действующий фонд скважин, шт.
Рисунок 2.23. Динамика изменения дебита жидкости, нефти и действующего фонда
скважин
70
В 2001 году начата работа по нормализации пластового давления, ограничения
закачки воды вплоть до полного прекращения. И уже в 2002 году путем полного
прекращения закачки воды это было сделано. На рисунке 2.25 представлена динамика
изменения пластовых давлений. На объекте БС11 Пограничного месторождения на
01.01.2005 г. средневзвешенное пластовое давление составило – 23.8 МПа, в зоне обора –
23.4 МПа, в зоне закачки – 25.4 МПа при начальном пластовом давлении 25.8 МПа. Эти
данные наглядно демонстрируют положительную динамику изменения ситуации на
300
250
15
200
10
150
100
5
50
0
янв.05
окт.04
июл.04
апр.04
Годы
действующий добывающий фонд
20
15
10
5
суточная добыча жидкости
суточная закачка воды
янв.05
окт.04
июл.04
апр.04
янв.04
окт.03
июл.03
апр.03
янв.03
окт.02
июл.02
апр.02
0
янв.02
Добыча жидкости, тыс.т,
закачка воды, тыс.м3
суточная добыча жидкости
янв.04
окт.03
июл.03
апр.03
янв.03
окт.02
июл.02
апр.02
0
действующий добывающий
фонд, шт.
20
янв.02
Добыча жидкости, тыс.т
месторождении в области ППД.
Годы
Рисунок 2.24. Динамика среднесуточных показателей Пограничного месторождения
за 2002-2004 гг.
Так оказалось, что средневзвешенное текущее пластовое давление в целом по
пласту БС11 на 1.01.2005 г. ниже начального на 2.0 МПа и по сравнению с началом 2004
года снизилось на 0.4 МПа.
Принимаемые
меры
по
ограничению
закачки
воды
на
Пограничном
месторождении, позволили нормализовать энергетическое состояние залежи пласта БС11,
что повлекло сокращение отборов воды и снижение обводненности при незначительном
снижении добычи нефти.
71
290
Рпл нач. 258 атм.
280
270
260
250
01.01.2005
Рпл начальное
Рпл в зоне закачки
01.07.2004
01.01.2004
01.07.2003
01.01.2003
01.07.2002
Рпл средневзвешенное
Рпл в зоне отбора
01.01.2002
01.07.2001
01.01.2001
230
01.07.2000
240
01.01.2000
Пластовое давление, атм.
300
дата
Рисунок 2.25. Динамика изменения пластового давления на Пограничном
месторождении
За период 2000-2004 гг. на Пограничном месторождении проводились геологотехнологические мероприятия (ГТМ) на фонде добывающих и нагнетательных скважин с
целью интенсификации отборов жидкости и стабилизации добычи нефти.
Всего за 2000-2004 годы проведено 922 скважино-операций (500 скважиноопераций по добывающему фонду, 422 скважино-операций по нагнетательному фонду),
дополнительная добыча нефти составила 576.71 тыс.т, при успешности 81% (табл. 2.8).
По добывающему фонду за 2000-2004 гг. проведено 500 скважино-операций,
дополнительная добыча нефти составила 313.96 тыс.т, при успешности 67%. Наиболее
эффективным мероприятием по добывающему фонду является оптимизация режимов
работы скважин (СКО, промывка скважины и подбор оборудования), дополнительная
добыча нефти составила 166.32 тыс.т или 54%.
Гидроразрыв пласта является хорошо известным и испытанным методом
стимулирования притока нефти. На Пограничном месторождении выполнено 2 операции
ГРП на объекте ЮС1 в скважинах №№ 63Р и 1021. Эффект значительный – дебит
жидкости по скважине 63Р увеличился с 5 до 46.5 т/сут с начальной обводненностью 43%,
по скважине 1021 получен приток воды 120 т/сут при дебите жидкости до ГРП - 12.2 т/сут.
Кратность увеличения дебитов – 9 раз.
Высокая обводненность скважин (80% скважин работают с обводненностью более
90%, 24% действующего фонда работают с предельной обводненностью 98-100%) диктует
необходимость проведение е работ по изоляции обводненных прослоев в большем объем.
72
Таблица 2.8. Сравнение результатов реализации ГТМ за 2000 - 2004 гг.
Мероприятия
Количество
добывающих
скважин
Количество
скважин с
успешно
выполненными
мероприятиями
2000-2004
2000-2004
%
успешности
Дополнительная
добыча нефти
за год / с учетом
переходящих
скважин, тыс.т
Дополнительная
добыча нефти
на одну
скважину, тыс.т
2000-2004
2000-2004
2000-2004
Дострелы, перестрелы
Оптимизация
Вывод из бездействия
Форсированный отбор
Ввод новых скважин
Итого
52
304
42
98
4
500
по добывающим скважинам
31
60
181
60
40
95
79
81
4
100
335
67
54.73
166.32
38.14
50.07
4.70
313.96
0.79
0.55
0.44
0.43
0.70
0.56
Оптимизация
Выравнивание профиля
приемистости
Циклическое заводнение
Итого
Всего
8
по нагнетательным скважинам
2
25
3.06
1.53
141
141
100
85.86
0.61
273
422
922
269
412
747
99
98
81
173.83
262.75
576.71
0.65
0.64
0.60
В нагнетательном фонде основной объем ОПЗ – это выравнивание профиля
приемистости. При ВПП используются жесткие композиции из сшитых полимерных
составов (СПС, ГОС), силиката натрия и комбинированные ОПЗ, представляющие
последовательную закачку оторочек нефтеотмывающих растворов из микроэмульсий и
загустителя.
Эффективность нестационарного заводнения по мере выработки запасов ежегодно
снижается. Так, дополнительная добыча нефти от данного мероприятия в 1995 г.
составила 142.2 тыс.т, в 1998 году - 52.2 тыс.т, 2001 году - 44.05 тыс.т, в 2004 году - 36.52
тыс.т при уменьшении количества операций. Однако следует отметить прирост добычи
нефти в пересчете на 1 скважино-операцию с 0.5 до 1.4 тыс.т.
На месторождении отобрано 55,957 млн т нефти, что составляет 81 % от начальных
извлекаемых запасов, числящихся на Госбалансе РФ. Текущий КИН по пласту БС11 достиг
0,35д.ед. при утвержденном 0,43 (табл. 2.9). При этом по ЧНЗ текущий КИН достиг 0.40
при утвержденном 0,50, по ВНЗ – соответственно 0.15 и 0,30.
Объем геологических запасов нефти объекта БС11 составляет 162,822 млн т,
извлекаемых 69,078 млн т, утвержденный КИН 0,43 д.ед.
73
Таблица 2.9. Состояние выработки запасов Пограничного месторождения
Пласт
Категория запасов
Начальные балансовые запасы В+С1, тыс.т.
Начальные извлекаемые запасы В+С1, тыс.т.
Утвержденный КИН, д.ед.
БС11
Итого
В+С1
В+С1
162822
69078
164028
69199
0.43
0.42
Накопленная добыча нефти на 1.01.2005, тыс.т.
Текущие балансовые запасы нефти, тыс.т
55955
107122
55957
108327
Текущие извлекаемые запасы нефти, тыс.т
Текущая нефтеотдача, д.ед.
13378
0.35
13498
0.34
253.762
255.2
Темп отбора от НИЗ, %
Темп отбора от ТИЗ, %
0.37
1.90
0.37
1.89
Текущая обводненность, %
Отбор от НИЗ, %
95.3
81.0
95
80.9
52
52
Годовая добыча нефти, тыс.т (2004 г.)
Кратность запасов, лет
Остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ) нефти Пограничного месторождения –
13,498 млн т, кратность запасов – 52 года. На одну действующую скважину ОИЗ
составляют 84,9 тыс.т, при этом накопленная добыча нефти на одну пробуренную
скважину составляет 65,8 тыс.т. Действующим фондом не удастся отобрать ОИЗ, поэтому
необходимо выделить факторы, определяющие размещение ОИЗ, и в соответствии с их
расположением увеличивать действующий фонд скважин и ускорить выработку запасов.
Разбуривание объекта БС11 основной сеткой велось в 1985-1987 г.г. в направлении
с северо-запада на юго-восток с формированием нагнетательных рядов путем перевода
скважин под закачку через одну (первая очередь бурения), вторая очередь бурения - на 2-3
года позже (1987-1989 гг.). В этот же период проведено уплотняющее бурение
эксплуатационных скважин в ряде блоков.
Изучение механизма выработки запасов проведено по основному объекту БС11,
который включает в себя пласты БС110, БС11осн, БС111. Детальное изучение геологического
строения, фактических показателей работы скважин, закономерностей выработки запасов
проведено по результатам ПГИ, ИННК, бурения уплотняющих скважин.
Оценка подвижных запасов нефти, коэффициента охвата, определяющего
эффективность системы разработки, проводилась следующими методами:
1. По характеристикам вытеснения нефти водой (кривая обводнения);
2. Геолого-статистическим методом (ГСМ1) через теоретическую песчанистость P*;
3. Геолого-статистическим методом (ГСМ2) через песчанистость Кп;
4. По результатам ПГИ;
5. Трехмерным геолого-гидродинамическим моделированием.
74
На Пограничном месторождении основным объектом разработки является БС11,
который включает в себя пласты БС110, БС11осн, БС111. В геологическом плане объект
характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость 20 %, проницаемость
0.09 мкм2, нефтенасыщенность 66 %. В целом объект БС11 однороден, с некоторым
ухудшением коллекторских свойств в направлении кровли пласта и понижением
нефтенасыщенности к подошвенной части пласта. Проницаемость пласта в центральной
монолитной части достигает 0,120 мкм2, уменьшаясь к кровле пласта до 0,060 мкм2. С
целью определения закономерностей выработки запасов и оценки эффективности
реализуемой системы разработки весь объект БС11 с учетом геологических характеристик,
зон нефтенасыщения, реализованных технологий разработки, был разбит на семь
расчетных участков, соответствующих II – VIII блокам.
По каждому участку построены ГСР (рис. 2.26-2.27). Очевидно, что пласт БС110
выделяется во II, III и IV блоках со средней нефтенасыщенной толщиной 3-5 м. В
остальных блоках он практически не представлен и сливается с основным объектом.
Объект БС11 имеет активную законтурную зону, что подтверждается испытанием
скважин в водоносной зоне (скв. 545 – qв = 361,6 м3/сут., скв. 61Р – qв = 158,6 м3/сут., скв.
70Р – qв = 169,2 м3/сут., скв. 94Р – qв = 184,4 м3/сут., скв. 125Р – qв = 188,4 м3/сут. и др.)
Рассмотрим работу скважин по блокам.
Скважины III-го блока, расположенные в 3-ем ряду, отбирают в 2 раза больше
скважин 1-го ряда. Фронт заводнения достигает 1-го ряда через 4 года, 2-го через 8 лет.
Если уплотнение 1-го ряда бурилось с задержкой не более 4 лет, то скважины имеют
безводную добычу и отбирают более 50 тыс. т. нефти. Уплотняющие скважины второго
ряда, пробуренные одновременно с основным фондом, имеют такую же накопленную
добычу нефти, как и основной фонд (табл. 2.10). Уплотняющие скважины, пробуренные в
1-ом ряду позднее основного фонда на 4 года, оказались в промытой зоне. Этот вывод
подтверждают результаты исследований в контрольных скважинах 1186, 696 (см. рис.2.28,
2.29).
75
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
120
160
блок II
0
40
80
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
блок III
0
0
0
5
5
40
80
120
160
10
10
15
20
Н, м
Н, м
15
20
25
30
25
35
30
40
35
45
40
50
0
0.2
Knnas
0.4
0.6
ВНК
Kpron
блок IV
40
0
Kpech
0
0
0
5
5
10
10
15
15
20
20
25
0.4
0.6
ВНК
Kpron
40
0.8
1
К песч, д.ед
Kpech
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
120
160
блок V
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
120
160
80
0.2
Knnas
Н, м
Н, м
0
0.8
1
К песч, д.ед
80
25
30
30
35
35
40
40
45
45
50
50
0
Knnas
0.2
0.4
Kpron
0.6
ВНК
0.8
1
К песч, д.ед
Kpech
0
Knnas
0.2
0.4
Kpron
0.6
ВНК
0.8
1
К песч, д.ед
Kpech
Рисунок 2.26. Геолого-статистический разрез по II, III, IV, V блокам объекта БС11
76
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
120
160
блок VI
0
40
80
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
блок VII
0
0
0
5
5
10
40
80
120
160
10
15
15
Н, м
Н, м
20
25
20
25
30
30
35
35
40
40
45
45
50
0
0.2
Knnas
0.4
0.6
ВНК
Kpron
40
80
0
Kpech
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
блок VIII
0
0.8
1
К песч, д.ед
120
0.2
0.4
0.6
ВНК
Kpron
Knnas
0
Kpech
Кн-нас, %,
Кпрониц, мД
объект БС11
160
0.8
1
К песч, д.ед
40
80
120
160
0
0
5
5
10
10
15
20
Н, м
Н, м
15
20
25
30
35
25
40
30
45
35
50
0
Knnas
0.2
0.4
Kpron
0.6
ВНК
0.8
1
К песч, д.ед
Kpech
0
Knnas
0.2
0.4
Kpron
0.6
ВНК
0.8
1
К песч, д.ед
Kpech
Рисунок 2.27. Геолого-статистический разрез по VI, VII, VIII блокам и объекту БС11
(в целом)
77
скв 1186
2480.0
2840.6
20.12.88 14.02.90 15.11.90 22.11.91
БС11
9.07.92
н
н
н
нв
нв
н
н
нв
нв
нв
нв
нв
нв
нв
нв
в
в
в
в
в
в
2488.0
2848.8
2496.0
2856.8
нв
в
в
2504.0
2864.6
н
нв
в
нефть
нефть+вода
вода
глуб.
(м)
пласт
Рисунок 2.28. Результаты проведения ИННК в скважине № 1186
IK
0.00
1.98
SP
Литология
27.04.92
14.01.93
20.07.93
23.05.94
24.03.95
11.02.97
12.12.97
не выраб.
вода мин.
не выраб.
не выраб.
вода мин.
в. нагн.
в. нагн.
в. нагн.
в. нагн.
промыт в.п.
в. нагн.
в. нагн.
вода мин.
в. нагн.
в. нагн.
2660.5
2663.5
2666.5
2669.5
2672.5
2675.5
Б11
0
2678.5
Н+В
вода мин.
2681.5
2684.5
Н+В
вода пластовая
вода мин.
вода мин.
не выраб.
промыт
вода пластовая
вода пластовая
вода пластовая
глинизация
промыт
нагн. водой
глинизация
2687.5
вода
вода мин.
вода мин.
промыт
вода
вода
вода
вода мин.
вода мин.
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
2690.5
2693.5
Б11осн
2696.5
вода
2699.5
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
вода
2702.5
2705.5
н
нефть
нв
нефть+вода
в
вода
2708.5
2711.5
Рисунок 2.29. Результаты проведения ИННК в скважине № 696
78
На рисунке 2.30 показана накопленная добыча нефти скважин ВНЗ III-го блока,
расположенных в различных рядах основной сетки и уплотняющего бурения. На рисунке
2.31 приведены характеристики вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ III-го блока, динамика добычи
по скважинам III блока – рис. 2.32.
Таблица 2.10. Технологические показатели скважин III-го блока (ВНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
II р/р*
1 ряд
3 ряд
1 ряд
III р/р
Накопленная
безводная
добыча
нефти, тыс.т
Годы
бурения
Основной фонд
3,3
33,2
68,7
81
15,2
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
-
1988
1988
1987-88
1987-88
1988
0
0
0
0
0
Уплотнение
41,1
24,1
85,3
18,1
-
1988
1992
1989
1992
0
0
4
1
4
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
13,1
25,4
42,4
57,1
43,0
32,9
51,3
61,8
69,2
68,0
60
50,4
31,4
17,5
36,8
63,6
98
65,8
99,6
62,6
78
32,2
82,6
Накопленная добы ча нефти,
ты с.т
1 ряд
2 ряд
23,8
3 ряд
21,4
2 ряд
44,6
1 ряд
17,3
*р/р – разрезающий ряд
Накопленная
добыча
нефти, тыс.т
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
II р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
III р/р
ряды скважин
добыча нефти по скважинам 1-ой очереди бурения
добыча нефти по скважинам 2-ой очереди бурения
Рисунок 2.30. Накопленная добыча нефти по скважинам III-го блока (ВНЗ) объекта
БС11
79
Накопленная добы ча нефти,
ты с.т
7500
6000
4500
3000
1500
0
0
10
20
ЧНЗ
30
40
50
60
70
80
90
100
Обводненность, %
ВНЗ
Рисунок 2.31. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ III-го блока
100
Добы ча нефти, жидкости,
ты с.т.
90
80
6000
5000
4000
70
60
3000
50
40
30
20
2000
1000
10
0
05
20
03
20
01
20
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
85
0
19
Обводненность , %
7000
Дата
Добыча нефти,тыс.тонн
Добыча жидкости, тыс.тонн
Обводненность, %
Рисунок 2.32. Динамика добычи по скважинам III-го блока объекта БС11
В IV-м блоке уплотняющее бурение проведено на три года позднее основной
сетки. Безводная и суммарная накопленная добыча по уплотняющим скважинам в два раза
ниже, чем по основному фонду (табл.2.11, 2.12, рис. 2.34, 2.35). Уплотняющие скважины
1-го ряда, пробуренные на шесть лет позже, попали в промытую зону (скв. №№ 1353,
1354, 692). Результаты исследования контрольной скважины №365 показывают, что
прорыв воды в 1 ряду происходит на 4 год, во 2 ряду – на 8 год (рис. 2.33, рис. 2.53).
80
П
ласт
ИННК
Г луб.
(М)
IK
0.00
1.54
Литолог ия
21.06.87
9.12.87
20.06.89
г л. песч.
не выраб.
не выраб.
слабо
выраб.
не выраб.
18.01.90
22.04.91
20.11.91
29.04.92
12.11.92
25.05.93
20.01.94
26.01.95
активная
выработка
в. пласт.
в. пласт.
в. пласт.
вода
вода
минерализов.
в.м.
в.м
в.м
в.м
вода
в.м.
в.м
в.м
в.м
в.м
вода
SP
2859.8
2862.8
2865.8
2868.8
2871.8
Б11
0
2874.8
2877.8
2880.8
2883.8
2886.8
интенс.
выраб.
0сн
Б 11
2889.8
не выраб.
не выраб.
2892.8
г л. песч.
не выраб.
не выраб.
вырабатывается
обводнение
наг нет.
водой
не иссл.
г л. песч.
не выраб.
не выраб.
Н+В
опреснение
минер.
воды
в.м
в.м
в.м
в.м
в.м
не иссл.
в.м
в.м
в.м
в.м
в.м
не иссл.
2895.8
2898.8
2901.8
н
нефть
нв
нефть+вода
в
вода
Рисунок 2.33. Результаты проведения ИННК в скважине № 365
Накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет:
ЧНЗ
ВНЗ
1 ряд
113.4 тыс.т;
19.1 тыс.т;
3 ряд
236.5 тыс.т;
18.8 тыс.т;
2-ой очереди
2 ряд
80 тыс.т;
45.6 тыс.т;
3 ряд
146.8 тыс.т.
35.9тыс.т;
Динамика обводнения и добычи, характеристики вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ по
1-ой очереди
скважинам IV-го блока приведены на рисунках 2.36, 2.37.
81
Таблица 2.11. Технологические показатели скважин IV блок (ЧНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
III р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
IV р/р
45,2
57,2
61,6
67,1
69,2
50,7
57,4
62,4
69,1
72,6
10,8
0,4
-
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
49,7
46,4
45,1
1
54,1
48,1
52,2
110
9,1
3,4
13,7
99
Накопленная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Основной фонд
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
40
109,8
155,1
81,2
-
1987
1987
1987
1987
1987
0
0
0
0
0
49
96,1
43,4
-
1989-90
1989-90
1989-90
1993
3
3
3
6
47,9
109,8
236,5
117,1
33,0
Уплотнение
90,1
146,8
69,4
1,4
Таблица 2.12. Технологические показатели скважин IV-го блока (ВНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
Накопленная
Накопленная
Период задерждобыча нефти безводная добыча Годы
ки бурения от
нефти на одну бурения основного ряда,
на одну скв.,
скв., тыс.т
тыс.т
лет
Основной фонд
III р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
IV р/р
430,
22,0
18,1
11,4
12,3
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
9,8
13,5
5,6
-
68,0
48,8
53,1
43,4
19,6
36,8
55,0
64,8
73,6
37,5
15,2
21,6
18,8
16,6
7,1
-
1987
1987
1987
1987
1987
0
0
0
0
0
-
1988
1989
1988
-
1
2
1
-
накопленная добы ча
нефти, ты с.т
Уплотнение
39,2
51,4
24,6
-
75,0
73,7
77,1
-
47,6
35,9
43,5
-
250
200
150
100
50
0
III р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
IV р/р
ряды скважин
добыча нефти по скважинам 1-ой очереди бурения
добыча нефти по скважинам 2-ой очереди бурения
Рисунок 2.34. Накопленная добыча нефти по скважинам IV-го блока объекта БС11
82
накопленная добы ча нефти,
ты с.т
50
40
30
20
10
0
III р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
ряды скважин
2 ряд
1 ряд
IV р/р
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
Рисунок 2.35. Накопленная добыча нефти по скважинам IV-го блока объекта БС11
100
90
Добы ча, ты с.т
6000
80
5000
70
60
4000
50
40
30
3000
2000
20
1000
Обводненность, %
7000
10
0
Добыча нефти,тыс.тонн
05
20
03
20
01
99
20
Год
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
19
85
0
Обводненность, %
Добыча жидкости, тыс.тонн
Рисунок 2.36. Динамика добычи по скважинам IV-го блока объекта БС11
Накопленная добы ча нефти,
ты с.т
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0
ЧНЗ
10
20
ВНЗ
30
40
50
60
70
80
90
100
Обводненность , %
Рисунок 2.37. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ IV-го блока
В V-м блоке уплотняющее бурение проведено на три-семь лет позднее основной
сетки. Безводная и суммарная накопленная добыча по уплотняющим скважинам в 2 раза
83
ниже, чем по основному фонду (табл. 2.13, 2.14, рис. 2.38, 2.39). Уплотняющие скважины
1-го ряда, пробуренные на семь лет позже, попали в промытую зону: скв. №№ 1080, 1246,
1336 и др.
Накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет:
ЧНЗ
ВНЗ
1 ряд
101.4 тыс.т;
40.8 тыс.т;
3 ряд
256.0 тыс.т;
67.4 тыс.т;
2-ой очереди
2 ряд
62.1 тыс.т;
31.9 тыс.т;
3 ряд
116.3 тыс.т.
Динамика обводнения и добычи, характеристики вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ по
1-ой очереди
скважинам V-го блока приведены на рисунках 2.40, 2.41.
Таблица 2.13. Технологические показатели скважин V блока (ЧНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
IV р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
V р/р
69.2
52.2
65.2
65.8
69.8
72.6
53.6
65.3
71.0
75.0
4.7
2.6
0.2
7.3
6.9
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
0.1
50.6
44.0
49.8
-
5.1
55.4
50.1
55.9
-
98.6
8.6
12.1
10.9
-
Накопленная
добыча
нефти на
одну скв.,
тыс.т
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
33.0
94.4
256
108.5
57.4
23.8
65.5
155.3
67.5
-
1987
1986-87
1986-93
1986-87
1986-88
-
23.1
56.5
43.9
-
1993
1988-93
1989-91
1988-94
-
7
2-7
3-5
2-8
-
Основной фонд
Уплотнение
10.5
55.8
116.3
68.4
-
Таблица 2.14. Технологические показатели скважин V-го блока (ВНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
IV р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
V р/р
12.3
54.6
33.0
22.2
11.5
19.6
66.9
42.0
32.1
37.5
37.5
18.4
21.3
31.0
69.4
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
0.4
31.2
30.1
106.1
65.3
64.7
99.6
52.2
53.4
Накопленная
Накопленная
добыча нефти безводная добыча Годы
нефти на одну бурения
на одну скв.,
скв., тыс.т
тыс.т
Основной фонд
7.1
50.2
67.4
31.3
25.3
Уплотнение
0.1
36.7
27.0
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
0.56
24.1
47.6
12.8
-
1987
1987
1986-89
1986-88
1986-87
-
20.6
55.4
1995
1988-94
1988-93
8
2-7
2-6
84
накопленная добы ча
нефти, ты с.т
300
250
200
150
100
50
0
IV р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
V р/р
ряды скважин
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
накопленная добы ча нефти,
ты с.т
Рисунок 2.38. Накопленная добыча нефти по скважинам V-го блока объекта БС11
80
70
60
50
40
30
20
10
0
IV р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
ряды скважин
2 ряд
1 ряд
V р/р
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
100
80
60
40
20
Обводненность , %
Добы ча, ты с.т
Рисунок 2.39. Накопленная добыча нефти по скважинам V-го блока (ВНЗ) объекта
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
Добыча нефти,тыс.тонн
Год
Добыча жидкости, тыс.тонн
Обводненность, %
Рисунок 2.40. Динамика добычи по скважинам V-го блока объекта БС11
85
Накопленная добы ча нефти,
ты с.т
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0
ЧНЗ
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100
Обводненность , %
ВНЗ
Рисунок 2.41. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ V-го блока
В VI-ом блоке уплотняющее бурение проведено на три-пять лет позднее основной
сетки. Безводная и суммарная накопленная добыча по уплотняющим скважинам в 1.5-2.5
раза ниже, чем по основному фонду (табл. 2.15, 2.16, рис. 2.43, 2.44). Уплотняющие
скважины 1-го ряда, пробуренные на три-пять лет позже, попали в еще незаводненную
зону (скв. №№ 1220, 1030, 1054). Но добыча нефти по ним в два раза меньше, чем по
соседним. Результаты исследований методом ИННК контрольной скважины №693 (рис.
2.42) свидетельствуют, что слабо вырабатывается кровельная часть пласта.
ск в. 693
БС11
25.12.94
н
нв
нв
нв
н
нв
в
нефт ь
нефт ь+вода
вода
Рисунок 2.42. Результаты проведения ИННК в скважине № 693
86
Накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет:
1-ой очереди
ЧНЗ
82.5 тыс.т;
220.0 тыс.т;
65.2 тыс.т;
110.0 тыс.т.
1 ряд
3 ряд
2 ряд
3 ряд
2-ой очереди
ВНЗ
43.9 тыс.т;
118.2 тыс.т;
41.3 тыс.т;
52.9 тыс.т;
Динамика обводнения и добычи, характеристики вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ по
скважинам VI-го блока приведены на рисунках 2.43-2.46.
Таблица 2.15. Технологические показатели скважин VI блока (ЧНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Накопленная
Накопленная
безводная
Обводдобыча нефти
добыча нефти
ненность,
на одну скв.,
на одну скв.,
%
тыс.т
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
Основной фонд
V р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
VI р/р
69.8
69.2
92.7
118.1
112.5
75.0
70.6
96.1
119.4
126.9
6.9
2.0
3.6
1.1
11.3
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
52.5
46.5
49.1
-
55.6
47.7
51.4
-
5.5
2.4
4.4
-
57.4
91.5
220.0
73.5
62.0
71.2
155.8
57.9
-
1986-88
1986-87
1986-91
1985-94
1985-91
-
82.9
110.0
47.5
-
34
61.2
13.6
-
1988-90
1988-90
1988-90
-
2-5
2-5
2-5
-
Уплотнение
Таблица 2.16. Технологические показатели скважин VI-го блока (ВНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
V р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
VI р/р
11.5
44.2
38.0
33.7
68.2
37.5
49.9
49.7
41.7
70.5
69.4
11.3
23.6
19.1
3.4
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
27.1
34.4
37.4
-
50.7
44.2
49.1
-
46.5
22.2
23.9
-
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
25.3
49.9
118.2
37.9
18.5
43.2
78.8
28.2
-
1986-87
1987-88
1986-87
1986-87
1986-88
-
34.1
52.9
48.4
-
16.9
25.9
24.6
-
1988-91
1989-91
1988-91
-
2-5
3-5
2-5
-
Накопленная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Основной фонд
Уплотнение
87
накопленная добы ча
нефти, ты с.т
300
250
200
150
100
50
0
V р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
ряды скважин
1 ряд
VI р/р
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
накопленная добы ча нефти,
ты с.т
Рисунок 2.43. Накопленная добыча нефти по скважинам VI-го блока (ЧНЗ)
140
120
100
80
60
40
20
0
V р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
ряды скважин
2 ряд
1 ряд
VI р/р
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
Рисунок 2.44. Накопленная добыча нефти по скважинам VI-го блока (ВНЗ)
120
7000
100
6000
80
5000
4000
60
3000
40
2000
Обводненность , %
Добы ча нефти, жидкости,
ты с.т
8000
20
1000
0
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
Дата
Добыча нефти,тыс.тонн
Добыча жидкости, тыс.тонн
Обводненность, %
Рисунок 2.45. Динамика добычи по скважинам VI-го блока объекта БС11
88
Накопленная добыча нефти,
тыс.т
10000
8000
6000
4000
2000
0
40
ЧНЗ
50
ВНЗ
60
70
80
90
100
Обводненность, %
Рисунок 2.46. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ VI-го блока
В VII-м блоке уплотняющее бурение проведено на 3-4 года позднее основной
сетки. Безводная и суммарная накопленная добыча по уплотняющим скважинам в 2 раза
ниже, чем по основному фонду (табл. 2.19, 2.20, рис. 2.49, 2.50, 2.51). Уплотняющие
скважины 1-го ряда, пробуренные на три-четыре года позже, попали в заводненную зону
(скв. №№ 1010, 1011). Все скважины имеют входную обводненность.
Накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет:
ЧНЗ
ВНЗ
1-ой очереди
1 ряд
91.5 тыс.т;
38.1 тыс.т;
3 ряд
209 тыс.т;
21.9 тыс.т;
2-ой очереди
2 ряд
66 тыс.т;
23 тыс.т;
3 ряд
92.1 тыс.т.
18 тыс.т;
Результаты исследований в контрольных скважинах №№796, 1021 (рис. 2.47, 2.48)
и фактические показатели работы скважин, расположенных в непосредственной близости
к контрольным скважинам, свидетельствуют о том, что в анализируемом блоке как в ЧНЗ,
так и в ВНЗ воздействием охвачен практически весь продуктивный интервал пласта БС11.
В ВНЗ на четвертый год приходит первая вода, а через 5 лет коэффициент заводнения
приближается к 1. В ЧНЗ картина несколько иная. Через шесть лет коэффициент
заводнения равен 0.5 и лишь на седьмой год с начала закачки приближается к 1.
Незаводненными остаются только верхние проницаемые пропластки.
89
скв 796
30.06.87 10.12.87 28.02.88 19.12.89 22.06.89 13.07.90 14.01.91 5.12.91 16.07.92
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
н
в
в
в
в
2480.0
2768.6
н
н
н
н
н
н
н
н
нв
нв
нв
нв
нв
нв
нв
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
в
2488.0
2776.9
2496.0
2785.0
в
н
нефть
нв
нефть+вода
в
вода
Рисунок 2.47. Результаты проведения ИННК в скважине № 796
Рисунок 2.48. Результаты проведения ИННК в скважине № 1021
90
Фактические показатели работы скважин №№ 1212, 795, расположенных в
непосредственной близости к контрольной скважине № 796, подтверждают результаты
исследований (табл. 2.17). Обводненность соседних скважин на дату проведения ИННК
составляла 80-90%.
Таблица 2.17. Показатели работы скважин, расположенных в непосредственной
близости с контрольной скважиной № 796
Дата ИННК
№796
Кзав. По
результатам
ИННК
30.06.1987
10.12.1987
28.02.1988
19.12.1988
22.06.1989
13.07.1990
14.01.1991
05.12.1991
16.07.1992
19.01.1994
23.12.1995
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.01.2002
01.01.2003
01.07.2003
01.01.2004
01.01.2005
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.73
0.93
0.93
1
1
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
Показатели работы
скважины № 1212
уплотняющего фонда
qн,т/с qж,т/с fв,%
10.1
12.5
5.1
5.7
4.6
2.4
3.1
3.1
1.2
1.7
1.2
1
75.8
67.2
53.7
43.5
31.9
32.2
33.3
38.9
17.9
8.2
35.8
31
бездействие
86.6
81.5
90.5
86.9
85.5
92.5
90.8
92.1
93
79.5
96.5
96.8
Дата ИННК
№796
Кзав. По
результатам
ИННК
30.06.1987
10.12.1987
28.02.1988
19.12.1988
22.06.1989
13.07.1990
14.01.1991
05.12.1991
16.07.1992
19.01.1994
23.12.1995
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.01.2002
01.07.2002
01.01.2003
01.01.2004
01.01.2005
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.73
0.93
0.93
1
1
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
Показатели работы
скважин № 795
основного фонда
qн,т/с qж,т/с fв,%
46
63.9
28.1
39.3
71.2
44.8
44.2
69.4
36.3
30.5
73.2
58.4
28
70
60.1
48.9
103.6
52.9
37
95.5
61.3
27.6
74
62.5
29.3
63.4
53.9
8.5
97.1
91.3
1.8
84.1
97.8
2.6
77.9
96.7
3.5
87
96
0.5
90.8
99.4
2.2
70.5
96.9
1.3
51.1
97.4
0.6
71.4
99.1
0.3
35.5
99.1
консервация
Контрольная скважина № 1021 расположена в ЧНЗ, между первым и стягивающим
рядами, т.е. ближе к зоне стягивания. По графику, представленному на рисунке 2.53,
видно, что через шесть лет с момента начала закачки коэффициент заводнения равен 0.5, а
спустя шесть с лишним лет коэффициент заводнения приближается к 1. Не
вырабатывается БС110.
Фактические показатели работы скважин, расположенных в различных зонах
(первом ряду, зоне стягивания), представленные в таблице 2.18, подтверждают результаты
исследований, проведенные в контрольной скважине №1021.
91
Таблица 2.18. Показатели работы скважин, расположенных в непосредственной
близости с контрольной скважиной №1021
Дата ИННК
№1021
Кзав. По
результатам
ИННК
Показатели работы
скважин
qн,т/с qж,т/с
fв,%
Скважина № 138 (основной фонд)
13.01.1992
0.66
104
104
0.8
25.03.1993
0.66
17
123
86
15.09.1993
0.95
1
72
99.2
01.01.1994
нет замера
3
78
96.6
01.01.1995
нет замера
01.01.1996
нет замера
01.01.1997
нет замера
01.01.1998
нет замера
0.17
57.7
99.7
01.01.1999
нет замера
01.01.2000
нет замера
бездействие
01.01.2001
нет замера
01.01.2002
нет замера
01.01.2003
нет замера
01.01.2004
нет замера
01.01.2005
нет замера
Скважина № 1197 (уплотняющий фонд,
стягивающий ряд)
13.01.1992
0.66
105
106
0.9
25.03.1993
0.66
24
89
73.2
15.09.1993
0.95
12
94
87.8
01.01.1994
нет замера
9
102
91.3
01.01.1995
нет замера
1
86
99.1
01.01.1996
нет замера
0
72
100
01.01.1997
нет замера
7
58
87.9
01.01.1998
нет замера
4
69
93.6
01.01.1999
нет замера
4
89
95.6
01.01.2000
нет замера
4
79
95
01.01.2001
нет замера
3.3
62.9
94.7
01.01.2002
нет замера
2.6
72.7
6.5
01.01.2003
нет замера
0.3
16.6
98.3
01.08.2003
нет замера
0.1
16.1
99.3
01.01.2004
нет замера
консервация
01.01.2005
нет замера
Скважина № 147 (уплотняющий фонд, 1-й ряд)
13.01.1992
25.03.1993
15.09.1993
01.01.1994
01.01.1995
01.01.1996
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.01.2002
01.01.2003
01.01.2004
01.01.2005
0.66
0.66
0.95
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
5
0
-
102
95.5
20
99.4
консервация
Показатели работы
Кзав. По
Дата ИННК
скважин
результатам
№1021
ИННК
qн,т/с qж,т/с fв,%
Скважина № 139 (основной фонд)
13.01.1992
25.03.1993
15.09.1993
01.01.1994
01.01.1995
01.01.1996
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.01.2002
01.01.2003
01.01.2004
01.01.2005
Скважина
13.01.1992
25.03.1993
15.09.1993
01.01.1994
01.01.1995
01.01.1996
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.12.2001
01.01.2002
01.01.2003
01.01.2004
01.01.2005
0.66
61
162
62.4
0.66
45
186
75.9
0.95
17
146
88.7
нет замера
9
134
93.1
нет замера
4
182
97.9
нет замера 0.315
63
99.5
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
консервация
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
№ 1020 (уплотняющий фонд, 2-я
полоса)
0.66
33
76
56.6
0.66
0.95
3
64
95.7
нет замера
1
78
98.3
нет замера
1
68
99.1
нет замера
2
71
97.7
нет замера
4
70
94.3
нет замера
3
69
95.4
нет замера
2
67
96.3
нет замера
4.8
94.3
94.9
нет замера
5.6
105.2
94.7
нет замера
3.5
69
94.9
нет замера
бездействие
нет замера
нет замера
нет замера
Скважина № 148 (основной фонд)
13.01.1992
25.03.1993
15.09.1993
01.01.1994
01.01.1995
01.01.1996
01.01.1997
01.01.1998
01.01.1999
01.01.2000
01.01.2001
01.01.2002
01.01.2003
01.01.2004
01.01.2005
0.66
0.66
0.95
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
нет замера
2
3
-
121
98.1
130
97.4
консервация
92
Динамика обводнения и добычи, характеристики вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ по
скважинам VII-го блока приведены на рисунках 2.51, 2.52.
Таблица 2.19. Технологические показатели скважин VII блока (ЧНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
Накопленная
добыча
нефти на
одну скв.,
тыс.т
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
62.0
93.5
209
89.4
4.9
70.4
139.7
65.2
-
1985-91
1985-86
1985-86
1985-86
1986-89
-
57.5
68.1
36.7
-
1986-89
1989
1989
-
3
4
Основной фонд
VI р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
VII р/р
112.5
105.6
80.4
91.4
151.9
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
45.2
41.1
21.7
-
126.9
116.1
119.9
92.7
165.0
11.3
9.1
32.9
1.4
8.0
Уплотнение
45.2
47.7
38.7
-
0.0
13.9
43.9
-
89.3
92.1
42.6
-
-
Таблица 2.20. Технологические показатели скважин VII-го блока (ВНЗ) объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
VI р/р
1 ряд
3 ряд
1 ряд
VII р/р
68.2
21.0
13.9
17.5
48.9
70.5
25.7
29.2
27.2
57.8
3.4
18.3
52.3
35.8
15.4
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
9.7
14.9
23.1
-
35.1
50.8
43.1
-
72.4
70.7
46.5
-
Накопленная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Основной фонд
18.5
53.0
21.9
23.2
16.3
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
2.2
7.6
14.0
-
1986-88
1986-87
1986-87
1985-87
1986-89
-
6.3
1.8
2.8
-
1989-92
1989-93
1989-92
-
-
Уплотнение
27.3
18
18.7
-
-
93
накопленная добы ча
нефти, ты с.т
250
200
150
100
50
0
VI р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
1 ряд
VII р/р
ряды скважин
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
накопленная добы ча нефти,
ты с.т
Рисунок 2.49. Накопленная добыча нефти по скважинам VII-го блока (ЧНЗ) объекта
БС11
60
50
40
30
20
10
0
VI р/р
1 ряд
2 ряд
3 ряд
2 ряд
ряды скважин
1 ряд
VII р/р
добыча по скажинам 1-ой очереди бурения
добыча по скважинам 2-ой очереди бурения
Рисунок 2.50. Накопленная добыча нефти по скважинам VII-го блока (ВНЗ) объекта
БС11
7000
100
90
80
5000
70
4000
60
50
3000
40
2000
30
Обводненность, %
Добы ча нефти, жидкости,
ты с.т
6000
20
1000
10
0
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
Дата
Добыча нефти,тыс.тонн
Добыча жидкости, тыс.тонн
Обводненность, %
Рисунок 2.51. Динамика добычи по скважинам VII-го блока объекта БС11
94
Накопленная добыча
нефти, тыс.т
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
20
ВНЗ
ЧНЗ
40
60
80
Обводненность, %
100
Рисунок 2.52. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ VII-го блока
По результатам исследований построена зависимость изменения коэффициента
заводнения. от числа лет прокачки по скважинам, расположенным в различных зонах (рис.
2.53).
Таблица 2.21. Технологические показатели скважин II-го и VIII-го блока (ВНЗ)
объекта БС11
Размещение
скважин
(ряды)
Дебит
нефти,
т/сут.
Дебит
жидкости,
т/сут.
Обводненность,
%
Накопленная
добыча
нефти на
одну скв.,
тыс.т
II блок
Накопленная
безводная
добыча нефти
на одну скв.,
тыс.т
Годы
бурения
Период
задержки
бурения от
основного
ряда, лет
-
1988
1988
1988
-
Основной фонд
I р/р
1 ряд
I р/р
3,6
5,1
13,1
12,1
42,9
32,9
70,5
88,2
60,2
0,15
15,3
3,3
Уплотнение не производилось
VIII блок
VII р/р
1 ряд
1 ряд
VIII р/р
Основной фонд
48,9
38,4
5,8
-
57,8
51,1
29,8
-
15,4
24,8
80,7
-
15,1
11,9
1,0
-
-
1985-86
1986
1986
-
-
Уплотнение не призводилось
В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыт весь нефтенасыщенный
интервал. Исследования методом термометрии и непрерывной расходометрии показали,
что закачиваемую воду принимали практически все перфорированные интервалы. Анализ
результатов потокометрии показал, что в разработку вовлекается большая часть
перфорированной мощности пласта, а остается не выработанной преиму-щественно
кровельная, более низкопроницаемая, прерывистая, часть пласта. При этом коэффициент
охвата работающей толщины равняется 0.9 д.ед.
Результаты работы скважин ЧНЗ первой и второй очереди показывают, что
95
заводнение пласта носит регулярный характер, фронт закачки подходит к первому ряду
через 3-4 года после начала закачки, к третьему ряду основного фонда через 5-8 лет.
В водонефтяной зоне все скважины имеют входную обводненность 30-99 %, хотя
анализ результатов перфорации показывает, что до ВНК остается 3-5м. Причины входной
обводненности следующие: 1) по характеру насыщения пласт имеет большую переходную
зону, где насыщенность составляет 40-50 % и имеется подвижная вода, 2) кроме этого,
сказывается низкое качество строительства скважин, а также вскрытие пласта мощным
перфоратором, что ведёт к разрушению цементного камня. Поэтому в первые годы
эксплуатации происходит конусообразование, заколонные перетоки и обводнение
скважин.
Коэфф.заводнения, д.ед.
1
0.8
- cкв. 692;
0.6
- cкв. 365;
- cкв. 796;
0.4
- cкв. 1021;
- cкв. 430;
0.2
- cкв. 696.
0
0
2
4
6
8
10
12
Рисунок 2.53. Зависимость коэффициента заводнения от числа лет прокачки
Уплотняющее бурение в ЧНЗ велось в безводный период и позволило эффективно
вырабатывать запасы. Уплотнение ВНЗ проводилось в III-ем блоке, частично в остальных.
Скважины изначально имели входную обводненность более 50 %.
По проведенному анализу выявлены основные признаки, определяющие структуру
остаточных запасов нефти:
1.
технологические – местоположение скважин (1, 2, 3 ряд; основное и
уплотняющее бурение);
2.
геологические – структура локальных
куполов, наличие глинистой
перемычки в кровле пласта, ВНЗ, ЧНЗ.
Однако определяющее влияние имеют технологические признаки.
96
3.
Скважины, расположенные в ВНЗ, изначально входили с обводненностью от
50 до 90 % (недонасыщенность коллекторов, наличие подошвенной воды). Запасы были
невелики и сейчас скважины в ВНЗ работают лишь в локальных куполах и при наличии
глинистого раздела.
4.
Скважины, расположенные в первых рядах ЧНЗ и ВНЗ, в основном
промыты. Остались небольшие участки в районе скв. 696, 413.
5.
Основная часть запасов сосредоточена в низконасыщенном состоянии в зоне
стягивания (2-3-й ряды). Однако предпочтительней расположение скважин в зоне
стягивания в районе локального купола (например скв. № 1041).
Так как пласты БС110, БС11осн, БС111 являются гидродинамически связанными, то
выработка запасов нефти происходит одновременно из всех пластов. Пласт БС110
перфорирован в 110 скважинах или 69 % фонда, пласт БС111 перфорирован в 14 скважинах
или 15 % фонда.
В
результате
такой
выработки
запасов
на
объекте
БС11
произошло
переформирование исходной единой залежи в ряд техногенных водоплавающих залежей,
которые частично совпадают с разрезающими рядами и локальными куполами.
Результаты трехмерного моделирования подтверждают сделанные выводы (рис.2.54).
Объект
разработки
БС11
гидродинамически
связан,
имеет
улучшенные
коллекторские свойства в центральной части разреза, пониженные коллекторские
свойства к кровле пласта и пониженную нефтенасыщенность к подошве пласта,
обширную ВНЗ. Поэтому выработка всего пласта идёт с опережением по подошвенной
части пласта. Локальные глинистые перемычки мощностью менее трех метров имеют
местное распространение и не мешают продвижению воды снизу вверх. Остаточные
нефтенасыщенные толщины расположены в купольной прикровельной части пласта в
межскважинной зоне, что хорошо видно на слоях гидродинамической модели (рис. 2.54).
Перекомпенсация отборов закачкой и высокое пластовое давление неблагоприятно
сказались на выработке запасов тонких низкопроницаемых пропластков. Произошла
временная консервация запасов в таких пропластках. Проведенные работы по
ограничению закачки, нормализации пластового давления способствуют подключению в
разработку таких целиков нефти.
Коэффициент охвата по объекту БС11, рассчитанный по ГСМ-I, равен 0,83, по
ГСМ-II – 0,9, по ММБ – 0,67. Заниженное значение коэффициента охвата по методу
характеристик связано с выбытием большого числа скважин в бездействие.
97
Слой 1
Слой 2
Слой 3
Слой 4
Слой 5
Слой 6
Слой 7
Слой 8
Слой 9
Слой 10
Слой 11
Слой 12
Рисунок 2.54. Текущая нефтенасыщенность пласта БС11 Пограничного месторождения по слоям трёхмерной модели
Результаты анализа показывают следующее:
1. Результаты работы скважин ЧНЗ первой и второй очереди показывают, что
заводнение пласта носит регулярный характер, фронт закачки подходит к первому ряду
через 3-4 года после начала закачки, к третьему ряду основного фонда через 5-8 лет.
2. В водонефтяной зоне все скважины имеют входную обводненность 30-99 %,
хотя анализ результатов перфорации показывает, что до ВНК остается 3-5 м. По характеру
насыщения пласт содержит большую переходную зону, где насыщенность составляет 4050 % и имеется подвижная вода. Поэтому в первые годы эксплуатации происходит
конусообразование и обводнение скважин.
Уплотняющее бурение в ЧНЗ велось в безводный период и позволило эффективно
вырабатывать запасы. Уплотнение в ВНЗ проводилось в третьем блоке, частично в
остальных. Скважины изначально имели входную обводненность более 50 %.
В ходе активной выработки запасов на объекте БС11 произошло переформирование
исходной единой залежи в ряд техногенных водоплавающих залежей, которые частично
совпадают с разрезающими рядами и локальными куполами. Результаты трехмерного
моделирования подтверждают сделанные выводы.
Объект
разработки
БС11
гидродинамически
связан,
имеет
улучшенные
коллекторские свойства в центральной части разреза, пониженные коллекторские
свойства к кровле пласта и пониженную нефтенасыщенность к подошве пласта,
обширную ВНЗ. Поэтому выработка запасов нефти объекта идёт с опережением по
подошвенной части пласта. Локальные глины не мешают продвижению ВНК снизу вверх.
Остаточная нефтенасыщенность сконцентрирована в купольной прикровельной части
пласта в межскважинной зоне.
По проведенному анализу выявлены основные признаки, определяющие структуру
остаточных запасов нефти:
•
скважины, расположенные в ВНЗ, изначально входили с обводненностью от 50
до 90 % (недонасыщенность коллекторов, наличие подошвенной воды). Запасы были
невелики, и сейчас скважины в ВНЗ работают лишь в локальных куполах и при наличии
глинистого раздела;
•
скважины, расположенные в первых рядах ЧНЗ и ВНЗ, в основном промыты
и остались небольшие участки;
•
основная часть запасов сосредоточена в низконасыщенном состоянии в зоне
стягивания (2-3-й ряды). Однако предпочтительней расположение скважин в зоне
стягивания в районе локального купола.
Гл.3
99
Перекомпенсация отборов закачкой и высокое пластовое давление неблагоприятно
сказались на выработке запасов тонких низкопроницаемых пропластков. Произошла
временная консервация запасов в таких пропластках. Проведенные работы по
ограничению закачки, нормализации пластового давления способствуют подключению в
разработку таких целиков нефти.
На Пограничном месторождении пробурено 16 наблюдательных скважин.
Полученные результаты анализа выработки запасов подтверждаются результатами
промысловой геофизики: видно, что обводнение происходит по подошве пласта, фронт
воды к первому ряду подходит на 4 год, к стягивающему ряду на 8 год. При наличии
глинистой перемычки слабо вырабатывается кровельная часть пласта.
В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыт весь нефтенасыщенный
интервал. Исследования методом термометрии и непрерывной расходометрии показали,
что закачиваемую воду принимали практически все перфорированные интервалы.
Результаты дебитометрии, проведенной в последние годы, показали в кровельной
части пласта насыщение “нефть+вода” (скважины №№ 232, 365, 1080, 1147, 1200). Во
всех скважинах после реперфорации получен дебит нефти 4-5 т/сут, обводненность 9095%. В течение следующих трех лет эксплуатации скважин показатели не изменились
(рис. 2.55), накопленный отбор нефти в среднем на скважину составил 5.46 тыс.т. Эти
данные подтверждают сделанные ранее выводы.
Рисунок 2.55. Профиль притока в скважинах 232, 365, 1080, 1147, 1200
Гл.3
100
При совершенствовании системы заводнения, приведении ее в соответствие со
структурой остаточных запасов, реализации комплекса ГТМ, объем рассчитанных
подвижных запасов по объекту БС11 составил 72363 тыс.т, в том числе по пласту БС110 –
3518 тыс.т, по пласту БС111 – 1585 тыс.т. Учитывая вышеизложенное, утвержденный КИН
по объекту БС11 равный 0.43 может быть достигнут.
Основные направления работ для довыработки остаточных запасов: опытные
работы по ГРП кровельной части пласта БС11 и БС110, зарезка вторых стволов на БС11,
усиление системы ППД по пласту БС110, РИР водопромытых интервалов, выделение
участка проведения опытных работ по форсированному отбору (ФОЖ) со снижением
забойного давления до 50атм, увеличения действующего фонда скважин вдвое,
применение физико-химических методов (потокоотклоняющие технологии с закачкой
объемных оторочек геле- и осадкообразующих составов) и выравнивание профилей
приемистости в нагнетательных скважинах.
На основании вышесказанного, выработка остаточных запасов нефти должна
проводится по следующим направлениям:
−
вывод скважин из бездействия в зонах стягивания;
−
увеличение действующего фонда для вовлечения слабодренируемых участков;
−
определение местоположения локальных глин для проведения РИР над глинами.
Это может быть как пласт БС110 (скважины №№ 431, 1065, 253, 346, 432, 1162), так
и глинистая перемычка в теле пласта БС11 (скважины №№ 1222, 1232, 1283)
(см.рис 3.2.7.30, 3.2.7.31, 3.2.7.34).
−
подключение пласта БС111 (скважины №№ 334, 336, 338) (см.рис.3.2.7.33);
−
РИР в нагнетательных скважинах для ограничения закачки и воздействия на
кровельную часть (над глинами);
−
Проведение опытных работ по ГРП в добывающих скважинах для вовлечения в
разработку межскважинной зоны и низкопроницаемого пласта БС110;
−
зарезка вторых стволов
Кроме этого, рекомендуются ранее проводимые мероприятия, показавшие свою
эффективность:
−
дострелы, перестрелы;
−
вывод из бездействия скважин вторых и третьих рядов,
−
форсированные отборы жидкости,
−
оптимизация режимов работы скважин,
−
МУН,
−
циклическая закачка и другие.
Гл.3
101
В настоящее время уже реализуются рекомендованные технологии. Так в скважине
348 проведена зарезка второго ствола с горизонтальным участком 300 м (рис. 2.56).
Входной дебит жидкости составил 74 м3/сут, нефти – 50 т/сут при обводненности – 23 %.
Накопленная добыча нефти за 5 лет составит 42.9 тыс.т.
Таким образом, Пограничное месторождение находится на последней, 4-й
стадии разработки, характеризующейся снижением добычи нефти, уменьшением
действующего фонда скважин и высокой обводненностью добываемой продукции. С
начала разработки отобрано 80.7% от извлекаемых запасов при обводнённости 94.7%.
Достигнута нефтеотдача 0.341 при проектном значении - 0.43.
Рисунок 2.56. Геологический разрез по линии скважин 348-349
Меры, предпринятые в 1999 - 2003 годы по ограничению закачки на Пограничном
месторождении, позволили привести энергетическое состояние залежи пласта БС11 к
удовлетворительному состоянию. По основному объекту БС11текущее пластовое давление
ниже начального на 1,0-2,0 МПа.
На
месторождении
проводятся
большие
объемы
ГТМ,
показавшие,
что
извлекаемые запасы нефти вовлекаются в разработку и могут быть отобраны, а добыча
нефти стабилизирована.
Проведение
анализа
разработки
и
прогнозных
сценариев
эксплуатации
месторождения на базе геолого-гидродинамических моделей позволило выявить и
Гл.3
102
разработать комплексную программу ГТМ, направленную к дифференцированному
воздействию на остаточные запасы.
Прогнозные расчеты в модели показывают, что реализация новых технологических
решений
и
геолого-технологических
мероприятий
способствует
эффективному
доизвлечению остаточных запасов нефти, позволит стабилизировать годовую добычу
нефти на Пограничном месторождении на уровне 300-340 тыс. т в течение ближайших
пяти лет и достичь утвержденной нефтеотдачи 0,43.
2.6. Выводы и предложения по 2 главе
По итогам анализа геологической характеристики, разработки и выработки запасов
нефти месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» сделаны следующие
выводы:
1. В тектоническом плане район нефтедобычи находится в зоне сочленения двух
региональных структур Западно-Сибирской плиты: Обской мегаантеклизы и ЯмалоТазовской
мегасинеклизы.
Месторождения
характеризуются
сравнительно
узким
стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности. Основные залежи нефти
приурочены в основном к пластам БС0 - БС12 нижнего мела.
2. Залежи нефти пластовые, сводовые, в большинстве случаев частично
литологически экранированные.
3. Продуктивные пласты сложены полимиктовыми коллекторами с невысокими
фильтрационно-емкостными свойствами и характеризуются значительной геологической
неоднородностью, что обуславливает слабую гидродинамическую связь залежей нефти с
водонапорным бассейном.
5. Основные высокопродуктивные залежи месторождений были ускоренно введены
в разработку в восьмидесятые годы прошлого столетия и в основной период разработки
обеспечивали 50 – 90 % добычи нефти по предприятию. К настоящему времени они в
значительной степени выработаны, что предопределяет необходимость внедрения новых
технологий разработки.
6. За годы разработки накоплен большой опыт в создании и совершенствовании
технологий выработки запасов нефти из низкопродуктивных и осложненных залежей. Для
низкопродуктивных залежей более адаптированы площадные системы заводнения,
предусматривающие дополнительные методы интенсификации (ОПЗ, ГРП и др.), в связи с
их низкой эффективностью. Для залежей с обширной ВНЗ реализована эксплуатация
скважин с горизонтальным окончанием, т.к. применение обычных вертикальных скважин
приводит к повышенной начальной обводненности продукции, большим отборам
добываемой воды.
Гл.3
103
7. На ряде объектов сформирована эффективная система разработки, позволяющая
достичь и даже превысить утвержденный КИН. По некоторым объектам необходимо
совершенствование системы разработки и реализация эффективных геолого-технических
мероприятий.
8. По результатам проведенного анализа автором выявлены основные признаки,
определяющие структуру остаточных запасов нефти:
Таким
образом,
в
результате
текущей
выработки
запасов
произошло
переформирование исходной залежи объекта БС11 в техногенную водо-нефтяную залежь.
Разрезающие ряды делят залежь на блоковые элементы, по остаточным запасам
сопоставимые с малыми месторождениями.
Результаты исследований методами промысловой геофизики (ПГИ) показывают,
что остаточные запасы нефти сосредоточены в локальных куполах (кровельной части)
зоны стягивания. Прорыв воды происходит по подошвенной части пласта. Чем меньше
расчлененность пласта, тем выше вклад гравитационной составляющей и сильнее прорыв
тяготеет к подошвенной части пласта.
10. Проведение анализа разработки и прогнозных сценариев эксплуатации
месторождения на базе геолого-гидродинамических моделей позволило выявить и
разработать комплексную программу ГТМ, направленную к дифференцированному
воздействию на остаточные запасы.
Прогнозные расчеты в модели показывают, что реализация новых технологических
решений
и
геолого-технологических
мероприятий
способствует
эффективному
доизвлечению остаточных запасов нефти, позволит стабилизировать годовую добычу
нефти на Пограничном месторождении на уровне 300-340 тыс. т в течение ближайших
пяти лет и достичь утвержденной нефтеотдачи 0,43.
11. Рассмотренный анализ выработки запасов использовался и
используется
автором также при анализе выработки запасов мелких залежей нефти и газа. И основные
выводы по механизму выработки запасов подтверждаются.
При разработке малых залежей необходим принципиально иной подход,
учитывающий
структурные
избирательное
заводнение,
особенности
бурение
таких
залежей
горизонтальных
и
и
предусматривающий
многозабойных
скважин,
большеобъемный ГРП, ОРЭ и др.
Гл.3
104
3. НОВЫЕ ПОДХОДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МАЛЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА И
РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА
Проектирование разработки малых по запасам залежей углеводородного сырья и
обычно имеющих сложное геологическое строение характеризуется рядом особенностей.
Экономическая составляющая обоснования темпов отбора выходит на первое место, а
наличие или отсутствие инфраструктуры в значительной мере определяет рентабельность
разработки месторождения. Невысокие фильтрационные и емкостные свойства, наличие
переходной зоны, опасность прорыва газа или воды к нефтяной скважине требуют
системного подхода к освоению месторождений [133, 142, 143].
В данном разделе рассмотрим сравним два месторождения: одно введено в
разработку еще в 80-е годы прошлого века с традиционными проектными решениями, а
другое – в 2008 году, на котором реализованы новые научно-технические решения и
технологии.
Для
малых
нефтяных
залежей
система
заводнения
может
быть
только
приконтурная или законтурная, при этом зачастую залежи могут разрабатываться на
естественном режиме. Газовые и газоконденсатные залежи, как правило, разрабатываются
на естественном режиме [174, 206].
Известно,
что
для
расчета
коэффициента
извлечения
применяется
покоэффициентный метод (см.гл.1).
Коэффициент
охвата
процессом
вытеснения
(КОХВ)
–
отношение
нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения (дренирования)
под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасы-щенному объему залежи.
КОХВ есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).
Однако плотность сетки скважин определена для системы вертикальных скважин.
Для систем скважин со сложной архитектурой традиционный расчет плотности сетки
скважин и коэффициента охвата не применим. Поэтому используется эмпирическая формула:
одна ГС равна 2 ВС.
Традиционная плотность сетки скважин определяется по формуле:
S=Sзалежи/NВС.
(1)
Впервые введено определение объёмной плотности сетки скважин со сложной
архитектурой (для пластов малой мощности), которую определим по формуле:
SV= Sзалежи/(NВС + a(L) • NГС),
Гл.3
(2)
105
где SV – объемная плотность сетки скважин; Sзалежи – площадь залежи; NВС, NГС –
количество вертикальных и горизонтальных скважин; a(L) – функция, учитывающая
влияние длины ГС на плотность сетки скважин.
a(L)=1+sin(α) • 2/π • L/RK,
(3)
где α – зенитный угол ГС; RK – радиус дренирования скважины; L – длина
горизонтального ствола скважины. В частном случае при α = 0 мы переходим к обычной
плотности сетки скважин.
Академик В.Д. Лысенко предлагает принять a = 2 при длине скважины 400м.
Близкое значение предлагали В.В. Литвин, И.С. Закиров, И.В. Владимиров (a = 1,94) без
учета длины ГС.
Системный подход - это способ теоретического представления и воспроизведения
объектов как систем.
В центре внимания при системном подходе находится изучение не элементов как
таковых, а прежде всего структуры объекта и места элементов в ней. В целом же
основные моменты системного подхода следующие:
1. Изучение явления целостности и установление состава целого, его элементов.
2. Исследование закономерностей соединения элементов в систему, т.е. структуры
объекта, что образует ядро системного подхода.
3. В тесной связи с изучением структуры необходимо изучение функций системы и
ее составляющих, т.е. структурно-функциональный анализ системы.
4. Исследование происхождения и развития системы, ее границ и связей с другими
системами.
Системный подход, направление методологии специально-научного познания и
практики, в основе которого лежит исследование объектов как систем. Системный подход
способствует адекватной постановке проблем в конкретных науках и выработке
эффективной стратегии их изучения. Методология, специфика Системный подход
определяется тем, что он ориентирует исследование на раскрытие целостности объекта и
обеспечивающих её механизмов, на выявление многообразных типов связей сложного
объекта и сведение их в единую теоретическую картину.
Системный анализ — научный метод познания, представляющий собой
последовательность действий по установлению структурных связей между переменными
или элементами исследуемой системы. Опирается на комплекс общенаучных,
экспериментальных, естественнонаучных, статистических, математических методов.
Методология – это система методов, средств и приемов с помощью которых
исследователь приобретает и обосновывает новое знание.
Метод научного исследования – это способ познания объективной
действительности, представляет собой определенную последовательность действий,
приемов, операций (анализ, синтез, системный анализ и др.)
Методика – это совокупность способов и приемов познания.
Алгоритм – конечный набор правил, позволяющих чисто механически решать
любую задачу из некоторого класса однотипных задач. Или другими словами,
совокупность действий и правил для решения данной задачи.
Гл.3
106
3.1. Традиционный подход при анализа выработки запасов малых
нефтяных залежей
Рассмотрим особенности анализа разработки малых залежей на примере СевероПямалияхского
нефтяного
месторождения
[215],
расположенного,
вблизи
давно
разрабатываемых Муравленковского и Суторминского месторождений. Рассмотренный
выше анализ выработки запасов используется автором также при анализе выработки
запасов мелких залежей нефти и газа. И основные выводы по механизму выработки
запасов подтверждаются.
Открыто месторождение в 1983 году при испытании разведочной скважины 31-Р,
давшей промышленный приток нефти из пласта БС11. Месторождение введено в
промышленную эксплуатацию в 1988 году на основании «Проекта пробной эксплуатации
Северо-Пямалияхского месторождения». Основные проектные решения документа
следующие:
–объекты разработки – пласты БС101 и БС11;
–система разработки – трехрядная с расстоянием между скважинами 500м;
–максимальные уровни добычи нефти – 514 тыс.т, жидкости –659 тыс.т, закачка
воды –1003 тыс.т;
–общее количество скважин – 99, в т.ч. 73 добывающих, 26 нагнетательных и
2 водозаборных.
В процессе разбуривания, освоения и пробной эксплуатации месторождения была
получена дополнительная информация, которая позволила уточнить геологическое
строение месторождения, в связи, с чем возникла необходимость корректировки
проектных решений. Размеры залежей существенно сократились по сравнению с ранее
принятыми, а геологические запасы нефти уменьшились в 2,5 раза.
В 1990 году был выполнен «Уточненный проект пробной эксплуатации СевероПямалияхского месторождения» на новые запасы, который предусматривал следующие
проектные решения:
–выделение эксплуатационных объектов – БС101 и БС11;
–разбуривание залежей по треугольным сеткам, смещенным друг относительно
друга, с расстоянием между скважинами 500х500 м. Бурение всех скважин со
вскрытием пласта БС11. В начальный период эксплуатации проектные скважины
отрабатываются на объект БС11 с последующим переводом их на вышележащий
горизонт БС101;
–отказ от запроектированной ранее блочной трехрядной системы с переходом на
приконтурное заводнение;
– фонд скважин – 57 шт.;
Гл.3
107
– уровень добычи нефти –178 тыс. т в год, жидкости – 289 тыс.т, закачка воды – 344
тыс.м3;
–способ эксплуатации скважин – механизированный (ЭЦН, ШГН).
Кратко рассмотрим геолого – геофизическую характеристику объектов СевероПямалияхского месторождения.
Залежь пласта БС101 выявлена в результате разведки скв. 31-Р, имеет площадное
распространение и вскрыта всеми пробуренными скважинами. В плане контур
нефтеносности пласта БС101 практически совпадает с контуром нефтеносности пласта
БС11.
Кровля пласта вскрыта на а.о. -2666÷-2683 м. Средняя нефтенасы-щенная толщина
по залежи составляет 4,68 м.
Верхняя часть разреза более монолитна и выдержана по площади, ухудшение ФЕС
отмечается в подошвенной части пласта. Коэффициент песчанистости по площади
изменяется от 0,4 до 0,8 д.ед., составляя в среднем 0.57 д.ед. Коэффициент
расчлененности по пласту равен 3.
Коллекторские свойства пласта БС101 изучены в основном по геофизическим
данным. Средняя пористость по пласту – 19 %, абсолютная проницаемость – 0,063 мкм2.
По данным лабораторных исследований керна в скв. 148 и 520 пористость
коллекторов в среднем составляет 17,3-17,9 %, соответственно, что ниже среднего по
данным ГИС. Проницаемость пород по скв. 148 – 0,048 мкм2, по скв. 520 – 0,0674 мкм2.
Во всех скважинах по характеру насыщения вскрыты нефте- и водоносные
коллекторы. Толщина глинистого раздела между нефтеносной и водоносной частями
изменяется от 0 до 3 м. Внешний контур нефтеносности принят по изогипсе -2683 м.
Залежь пластовая, массивная. Размеры залежи 4,5х2,7 км, высота 18 м.
Залежь пласта БС11 выявлена в результате разведки скважинами 31-Р и 36-Р,
имеет площадное распространение и вскрыта всеми пробуренными скважинами. Разделом
между выше залегающим продуктивным пластом БС101 и БС11 является мощная пачка
глин толщиной 60-70 м.
Кровля пласта БС11 четко прослеживается по каротажным диаграммам. Пласт БС11
характеризуется более сложным строением и неоднородностью, чем пласт БС101.
Увеличение общих толщин происходит с юго-востока на северо-запад. Нефтенасыщенной
является кровельная часть пласта, ниже залегают водонасыщенные коллекторы.
Количество песчаных прослоев колеблется от 4 до 10, толщина прослоев – от 0,4 до
7,2 м, причем в кровле пласта залегают более выдержанные по площади и толщине
пропластки, а ближе к подошве фиксируется уменьшение толщин коллектора и более
Гл.3
108
четко выраженное линзовидное строение. Коэффициент песчанистости равен 0,5 д.ед.
Средняя нефтенасыщенная толщина по площади залежи составляет 5,6 м.
Коллекторские свойства пласта БС11 изучены в основном по данным ГИС. Открытая
пористость изменяется от 17,7 до 20 %, среднее значение – 19 %, абсолютная проницаемость – от 0,012 до 0,118 мкм2, среднее значение по залежи – 0,056 мкм2 (табл. 3.1).
Таблица 3.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов СевероПямалияхского месторождения
Параметры
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтеносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, д.ед.
Средняя нефтенасыщенность, д.ед.
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Начальная пластовая температура, 0С
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м3/т
Средняя продуктивность,·10 м3/(сут.·МПа)
Объекты разработки
БС10
2791-2818
Пластово-сводовая
поровый
9860
13,39
4,68
0,19
0,58
0,063
0,57
3,0
82
27
1,33
0,657
0,850
-2682
1,128
0,55
3,11
12
58
0,73
1
БС11
2866-2871
Пластово-сводовая
поровый
8507
16,27
5,6
0,19
0,59
0,056
0,5
10
84
28
1,03
0,660
0,840
-2758
1,13
0,51
3,92
12
60
0,79
Керном пласт охарактеризован в скв. 42-Р, 148, 526. Значение пористости по керну
в скв. 148 и 526 ниже, чем по данным ГИС, и равно в среднем 17 и 17,5 %,соответственно.
Среднее значение проницаемости по керну в скв. 148 равно 0,0095 мкм2
(коллекторы V класса), в скв. 526 фильтрационные свойства коллектора более высокие –
среднее значение проницаемости 0,0983 мкм2 (коллекторы IV и III класса). Исследования
керна показывают, что гранулометрическая и фильтрационно-емкостная неоднородность
разреза значительно выше по скв. 526, чем по скв. 148.
Залежь пласта БС11 по типу пластово-сводовая. Внешний контур нефтеносности
ограничен изогипсой -2758 м. Размеры залежи 4.5х2 км, высота 17 м.
Разбуривание эксплуатационных объектов БС101 и БС11 осуществлялось по
треугольным сеткам, смещенными друг относительно друга, с расстоянием между
скважинами 500 м. Бурение всех скважин производилось в 1990-1995 годы со вскрытием
Гл.3
109
пласта БС11. В начальный период эксплуатации часть проектных скважин объекта БС101
отрабатывались на нижнем объекте БС11.
Максимальный уровень добычи нефти по месторождению в объеме 213 тыс. т был
достигнут в 1991 году при действующем фонде 23 скважины и дебите нефти 34,3 т/сут.
Показатели выработки запасов по объектам приведены в табл. 3.2.
Для анализа выработки запасов нефти и оценки эффективности реализованной
системы разработки на объекте БС101 были проанализированы результаты ПГИ, динамика
обводнения и проведены расчеты потенциально извлекаемых запасов и Кохв по
различным методикам по объекту в целом.
Таблица 3.2. Показатели выработки запасов нефти по объектам
БС101
БС11
Категория запасов
В+С1
В+С1
По месторождению
В+С1
Извлекаемые запасы, тыс.т
1270
1051
2321
Утвержденный КИН, д.ед.
0,286
0,269
0,278
Накопленная добыча нефти, тыс.т
554,5
951,6
1506,1
Текущий КИН, д.ед.
0,111
0,288
0,213
Текущая обводненность продукции, %
66,8
80,7
73,3
Отбор от НИЗ, %
51,6
107,0
76,7
Темп отбора от НИЗ, %
5,5
3,5
4,6
Темп отбора от ТИЗ, %
10,0
-
19,6
Кратность запасов
8.9
-
5.0
Показатели
Объект БС101 разбурен полностью в пределах границ размещения скважин по
треугольной системе, пробурены 33 скважины, из которых 16 временно находятся в
эксплуатации на объект БС11. Весь проектный фонд реализован. Для поддержания
пластового давления применяется приконтурное заводнение, которое было организовано в
декабре 1990г. В течении одного года давление восстановилось. Хотя соотношение
добывающих скважин к нагнетательным составляет 8:1. Существенное влияние оказывает
водонапорный режим. Время влияния определяется по формуле: R=1.5·
радиус зоны дренирования, θ =
θ ⋅τ
, где R –
Кпр
=0,112 (м2/с) – коэфф. пъезопроводности, τ – время.
μ ⋅β
Средний радиус залежи БС11 равен 2900 м. И законтурная зона начинает оказывать влияние на
зону отбора через 390 суток. Динамика технологических показателей приведена на рис. 3.1.
Фактическая плотность сетки по объекту БС101 составляет 54,8 га/скв. при
проектной 25 га/скв. Расчетные извлекаемые запасы на одну проектную скважину
собственной сетки составляет 32,5 тыс.т, утвержденный КИН – 0,286 д.ед. Добыча нефти
Гл.3
110
на одну скважину собственного фонда по объекту составляет 16,8 тыс. т, на одну
скважину добывающего фонда – 24,1 тыс. т. Всего в добыче нефти из объекта участвовали
16 скважин, средняя накопленная добыча на одну скважину равняется 34,6 тыс. т.
28
40
26
30
25
24
20
15
Давление,МПа
Добыча,тыс.т; закачка,тыс.м3
35
22
10
5
20
нефть
жидкость
закачка воды
дек.02
дек.01
дек.00
дек.99
дек.98
дек.97
дек.96
дек.95
дек.94
дек.93
дек.92
дек.91
дек.90
дек.89
дек.88
0
Пластовое давление, МПа
Рисунок 3.1. Динамика среднемесячных показателей разработки объекта БС101
Северо-Пямалияхского месторождения
Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 554,5 тыс.т, жидкости 1038 тыс.т, водонефтяной фактор достиг 0,874 д.ед., отбор от НИЗ – 0,516 д.ед. при
среднегодовой
обводненности
66,8
%.
Низкие
величины
накопленной
добычи
объясняются тем, что 48 % пробуренного фонда отрабатываются на объект БС11.
Характеристика вытеснения по объекту представлена на рис. 3.2. Скважины имеют
входную обводненность, т.к. залежь имеет обширную ВНЗ.
Отбор от НИЗ, д.ед.
1.0
0.8
0.6
0.4
БС10-1
0.2
БС11
месторождение
0.0
0
20
40
60
80
100
Обводненность, %
Рисунок 3.2. Характеристики вытеснения объектов БС101, БС11СевероПямалияхского месторождения
Гл.3
111
Площадь
нефтеносности
пласта
БС101
составляет
9860
тыс.м2,
средняя
нефтенасыщенная толщина – 4,68 м. Геологические запасы нефти составляют 53 % от
запасов по месторождению.
Водонефтяной зоной представлено 84,7 % площади нефтеносности пласта, в
которой находится 79 % запасов залежи.
Коэффициент вытеснения определен на основе лабораторных данных по керну и
составил по пласту 0,482 д.ед. при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности – 0,3
д.ед.
Коэффициент песчанистости, определенный по геолого-статистическому разрезу,
составляет 0,677 д. ед., по геологической модели средняя песчанистость оценивается
величиной - 0,532 д. ед. при параметре неоднородности - 0,531.
В
пределах
пласта
наибольшее
распространение
имеют
пропластки
с
нефтенасыщенными толщинами от 1 до 2 м – 61,4 %, пропластки толщиной менее 1 м
составляют 30,8 % и толщиной более 2 м - лишь 7,8 %. Доля гидродинамического
связного коллектора (ГСК), имеющего коэффициент песчанистости более 0,6 д.ед.,
составляет 100 %.
Геолого-промысловые
свидетельствуют,
что
исследования
пропластки,
несмотря
и
на
результаты
небольшие
моделирования
толщины,
являются
гидродинамически связным коллектором, что благоприятно влияет на выработку запасов.
Наблюдательные скважины на пласт отсутствуют, поэтому исследования методами
ИННК и другими не проводились. Учитывая сказанное, для оценки эффективности
выработки запасов применялись методики [50, 136, 137]:
- с использованием геологической песчанистости, определенной по геологостатистическому разрезу;
- по характеристикам вытеснения.
Подвижные запасы, определенные по геолого-статистическому методу составили –
1077,8 тыс.т, коэффициент охвата – 0,595.
Независимым методом оценки эффективности реализованной системы разработки
является анализ характеристик вытеснения [72, 73, 74, 128, 129, 130, 131, 132, 134, 135,
145]. Подвижные запасы по характеристикам вытеснения составили - 1103,2 тыс. т, а
коэффициент охвата оценивается величиной 0,609 д.ед.
На основе фактического материала с учетом проведенного анализа построена карта
структуры остаточных запасов объекта БС101 (рис. 3.3). По полученным данным,
остаточные запасы по площади сосредоточены в центральной сводовой части залежи, по
Гл.3
112
разрезу – в кровельной части. Такая структура и механизм выработки запасов нефти
подтверждаются фактическими результатами перевода скважин с нижнего объекта, а
также бурения скважин на аналогичных пластах месторождений Ноябрьского района
(Суторминское, Муравленковское и др.)
Рисунок 3.3. Карта плотности запасов объекта БС101
Текущий низкий коэффициент охвата по объекту БС101 объясняется малым
количеством эксплуатационных скважин и редкой сеткой скважин: плотность равна 54,8
га/скв. После возврата скважин на данный объект, плотность сетки скважин возрастет и
коэффициент охвата увеличится. Геологические характеристики благоприятны для
выработки запасов, и можно предположить, что проектный коэффициент охвата будет
достигнут.
Ниже залежи пласта БС101 по разрезу находится залежь нефти пласта БС11, контур
нефтеносности которой практически полностью совпадает с контуром пласта БС101.
Объект БС11 разбурен полностью в пределах границ размещения скважин по
треугольной сетке. Пробурено 25 проектных собственных скважин, а также углублено 17
скважин объекта БС101. Плотность сетки составляет 17,4 га/скв. Для поддержания
пластового давления используется приконтурное заводнение. Соотношение добывающих
Гл.3
113
скважин к нагнетательным составляет 4:1. Реализованная система заводнения достаточно
эффективна и позволяет поддержать уровни добычи нефти. Пластовое давление на
60
26
50
40
24
30
20
22
10
0
Пластовое давление, МПа
28
70
нефть
жидкость
Закачка воды
дек.02
дек.01
дек.00
дек.99
дек.98
дек.97
дек.96
дек.95
дек.94
дек.93
дек.92
дек.91
дек.90
дек.89
20
дек.88
Добыча,тыс.т; закачка,тыс.м3
сегодняшний день несколько ниже первоначального (рис. 3.4).
Пластовое давление, МПа
Рисунок 3.4. Динамика среднемесячных показателей разработки объекта БС11
Северо-Пямалияхского месторождения
За период эксплуатации давление в зоне отбора сначала снизилось до 23.0 МПа,
затем стало восстанавливаться при реализации приконтурного заводнения и проявлении
водонапорного режима. В настоящее время пластовое давление равно 26,2 МПа при
начальном 28 МПа. Текущая компенсации отбора жидкости составляет 135 %,
накопленная – 66 %. Необходимость в увеличении объемов закачки воды для
поддержания пластового давления отсутствует.
Накопленная добыча нефти на одну скважину собственного фонда по объекту
составляет 19,7 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда - 24,6 тыс. т. По скважинам
объекта БС101, которые отрабатываются на объекте БС11, накопленный отбор составил
48,2 % отбора по объекту. Средняя добыча нефти на скважину - 27,0 тыс. т, что выше, чем
по
скважинам
собственного
фонда,
так
как
скважины
вскрыли
центральную
продуктивную часть объекта.
Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 951,6 тыс. т, жидкости –
1675,0 тыс. т, водонефтяной фактор равен 0,76 д.ед. Отбор от НИЗ достиг 1.07 д.ед. при
среднегодовой обводненности 80,7 %. Текущий КИН превысил утвержденный 0,260 и
составил 0,288 д.ед. Это факт объясняется более плотной сеткой скважин и активным
вовлечением в разработку недренируемых запасов нефти. Характеристика вытеснения по
объекту представлена на рис. 3.2.
Площадь нефтеносности залежи пласта БС11 составляет 8507 тыс. м2, средняя
нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Водонефтяной зоной представлено 83 % площади
пласта, в которой находится 73,5 % запасов.
Гл.3
114
В
пределах
пласта
наибольшее
распространение
имеют
пропластки
с
нефтенасыщенными толщинами от 1 до 2 м - 54,3 %, пропластки толщиной менее 1 м
составляют 37,6 % и толщиной более 2 м – лишь 8,1 %.
Доля гидродинамического связного коллектора составляет 100 %. Так же, как и по
вышележащему пласту, проведенные геологические исследования показывают, что
нефтенасыщенная часть разреза представляет гидродинамический связный коллектор, что
и определяет величину коэффициента охвата и эффективность применяемых технологий.
По результатам ПГИ по данному пласту, охват можно оценить только в 5
скважинах. По данным этих исследований можно сделать вывод, что в выработке запасов
участвует вся перфорированная толщина пласта. Контрольная скважина 120 находится за
контуром ВНК, поэтому промыслово-геофизические исследования по определению
текущей насыщенности не проводились.
Коэффициент песчанистости, определенный по геолого-статистическому разрезу,
составляет 0,685 д.ед. Параметры геологической модели составляют: аппроксимационная
песчанистость - 0,532 д.ед. при параметре неоднородности - 0,531 д.ед.
По результатам расчета разными методиками, объем потенциально извлекаемых
запасов составляет 1507,4 тыс.т, коэффициент охвата – 0,94 д.ед. при плотности сетки 17,4
га/скв.
Потенциально-извлекаемые запасы, рассчитанные по характеристикам вытеснения,
для данного объекта оцениваются в размере 1365 тыс. т, коэффициент охвата равен 0,839
д. ед. Карта структуры остаточных запасов представлена на рис. 3.5.
Полученные величины коэффициента охвата и потенциально извлекаемых запасов
по трем методикам имеют близкие значения, что свидетельствует об адекватности степени
изученности объекта.
Анализируя
полученные
данные
можно
утверждать,
что
достижение
утвержденного КИН произошло за счет уплотнения сетки скважин на БС11: при проектной
плотности 25га/скв реализована плотность 17.6 га/скв. При этом остаточные запасы нефти
по площади сосредоточены в центральной купольной части залежи, а по разрезу – в
кровельной части пласта, т.е. аналогично структуре запасов вышележащего объекта.
Извлекаемые запасы нефти приходящиеся на 1 скважину составляют 55 тыс.т.
Потенциальные возможности объектов БС10 и БС11 месторождения могут быть
реализованы при внедрении следующих геолого-технологических мероприятий. Набор
мероприятий, рекомендуемый для внедрения: вывод из бездействия простаивающих и
законсервированных скважин, рациональное использовании естественной энергии пласта,
организации периодического приконтурного заводнения, а также переводов скважин на
объект БС10 и уплотнение сетки скважин, ЗБС, ЗБГС, МЗC и т.д.
Гл.3
115
Рисунок 3.5. Карта плотности запасов объекта БС11
При условии реализации комплекса ГТМ, наиболее существенным из которых
является уплотнение сетки скважин, коэффициент охвата для объекта БС101 составит
0,829 д.ед., для объекта БС11 – 0,839 д.ед. КИН может существенно превысить
утвержденный 0,26 при плотности сетки 25га/скв.) и достичь 0,400 д.ед. при плотности
17.4га/скв.
3.2. Расчет коэффициента охвата для систем горизонтальных и многоствольных
скважин
Методики расчета коэффициента охвата, описанные в первой главе, определены
для системы вертикальных скважин. Однако на этапе бурного роста нефте- и газодобычи
малым залежам в плане проектирования, управления и совершенствования разработкой с
реализацией скважин сложной архитектуры, уделялось недостаточное внимание. До сих
Гл.3
116
пор отсутствует методика расчета коэффициента охвата для систем горизонтальных и
многоствольных скважин. Данный пробел в проектировании разработки пытается
восполнить автор в представленном исследовании на примере нефтяного месторождения.
В
административном
отношении
Чатылькынское
нефтяное
месторождение
находится на территории Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного
округа Тюменской области, в 75 км на юго-запад от поселка Толька на р. Таз и в 240 км к
восток-северо-востоку от поселка Вынгапу-ровский. Кратчайшее расстояние до г. Ноябрьска
составляет 280 км [101].
Месторождение было открыто в 1989 г. скважиной 696, в которой при испытании
пласта Ю1а получен промышленный фонтан нефти дебитом 94 м3/сут на штуцере 8 мм.
Месторождение по объему запасов относится к числу мелких.
Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения - Фестивальное и Северо–
Харампурское, удалены к северо–западу на расстояние 85 км, Холмистое, до которого
проложен межпромысловый нефтепровод, находится в 60 км западнее.
Чатылькынское месторождение является однопластовым, нефтяным и содержит
одну залежь нефти в продуктивном пласте Ю1а верхней юры (рис. 3.6, 3.7). Вытянуто с
северо-запада на юго-восток на расстояние по длинной оси 8,5 км при ширине до 2,7 км.
В тектоническом отношении месторождение находится на территории структуры
второго порядка - Чатылькынского малого вала между Толькинской впадиной и СевероСибирской моноклиналью и приурочено к одноименной, вытянутой в субширотном
направлении брахиантиклинали размером 12,5*3 км и амплитудой до 50 м, разрезанной
параллельно
длинной
оси
тектоническими
нарушениями.
Крылья
структуры
контролируются системой дизъюнктивных нарушений северо-западного простирания,
амплитуды разломов в пределах площади достигают 40-60 м.
Отложения пласта Ю1а вскрыты 24 скважинами. Абсолютные отметки кровли
коллектора изменяются от -2630 м в скважине 19 до -2747 м в скважине 690-Р. Пласт
представлен переслаиванием песчаников c включениями карбонатов, алевролитов и
аргиллитов. Коллекторы сложены песчаниками и алевролитами полимиктовыми, серыми с
буроватым оттенком, средне- и мелкозернистыми, с растительным детритом и прослоями
углисто-слюдистого вещества. Цемент - глинистый, карбонатный. Аргиллиты темносерые с буроватым оттенком, преимущественно тонкоотмученные, однородные, реже
слоистые за счет алевритового материала с включениями пирита. Результаты обработки
керна пласта Ю1а имеются по скважинам 19 и 690-Р. Выполнены стандартные
определения и специальные исследования (фазовые проницаемости, кривые капиллярного
давления, прочностные и механические свойства).
Гл.3
117
Рисунок 3.6. Структурная карта по кровле пласта Ю1а Чатылькынского
месторождения
Гл.3
118
Рисунок 3.7. Схематический геологический профиль
Структура осложнена тектоническими нарушениями. Выделяются 3 тектонических
блока, центральный из которых является продуктивным. Выявленная залежь приурочена к
средней, наиболее приподнятой части структуры и имеет сложное геологическое
строение. В границах принятого ВНК размеры залежи составляют 8,5 х 2,7 км, высота до
35 м. Залежь по типу пластово-сводовая, тектонически экранированная (табл. 3.3). ВНК
залежи принят на а.о. -2664,9 м. Площадь водонефтяной части залежи составляет 90 %.
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 9,3 м при
общей 29 м. Коэффициент пористости изучен по 142 образцам, из которых 58 являются
коллекторами со средним значением 19,3 % при варьировании от 12,5 до 21,9 %. По ГИС
показатели охарактеризованы в 10 поисково-разведочных и 10 эксплуатационных
скважинах. Значения пористости изменяются от 16,3 до 19,9 % при среднем значении 18,7
% и при незначительном коэффициенте вариации (6,2).
Коэффициент проницаемости по керну изменяется от 0.0011 до 0.084 мкм2 при
среднем значении 0.0355 мкм2. По материалам ГИС проницаемость изучена в 20
поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах и варьирует в широком диапазоне,
от 0.0212 до 0.1687 мкм2 при среднем показателе 0.0723 мкм2. По ГДИ проницаемость
изменяется от 0.0003 мкм2 в законтурной области до 0.065 мкм2 в купольной части залежи
при среднем значении 0.061 мкм2 (табл.3.3).
Гл.3
119
Коэффициент песчанистости составляет 0,59 д.ед., расчлененность коллектора
варьирует от 5 до 18 единиц, в среднем составляя 12 ед. Нефти легкие, маловязкие,
малопарафинистые с повышенным газосодержанием.
Чатылькынское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в 2006
году, согласно «Проекту пробной эксплуатации», утвержденному протоколом ЦКР
Роснедра. Проектом предусматривалось:
•
выделение одного эксплуатационного объекта – залежи нефти в пласте Ю1а,
технология разработки с применением горизонтальных скважин;
•
приконтурная система заводнения;
•
применение гидроразрыва пласта в двух присводовых горизонтальных
скважинах для выработки запасов нефти из нижней тонкослоистой пачки, слабо
охваченной дренированием;
•
дострел нижней пачки пласта в нагнетательных скважинах перед переводом
под закачку для воздействия и выработки нефти из нее в сводовой части залежи;
Таблица 3.3. Геолого-физическая характеристика пласта Ю1а
Параметры
Средняя глубина залегания кровли, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
Проницаемость по ГДИ, 10-3 мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность, ед.
Начальная пластовая температура, оС
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газовый фактор, м3/т
Содержание сероводорода, %
Коэффициент вытеснения, доли ед.
Гл.3
Значения
2630-2646
пластово-сводовая,
тектонически
экранированная
терригенный поровый
19284
29,4
8,8
20,6
0,18
0,65
61
0,61
12
81
27,9
0,51
0,702
0,819
2664,9
1,356
0,26
2,21
13,8
138
0,538
120
•
проектный фонд по рекомендуемому варианту
– 10 скважин, из них 4 -
горизонтальные добывающие с длиной ствола 700 м и 6 – нагнетательных;
•
проектные технологические показатели:
- добыча нефти – 482,1 тыс. т;
- жидкости – 791,5 тыс. т;
- закачка воды – 822,9 тыс. м3;
- КИН – 0,359 д.ед.;
•
способ эксплуатации - механизированный;
•
забойное давление в добывающих скважинах – 13,7 МПа, в нагнетательных –
45,0 МПа.
На месторождении пробурены 10 поисково-разведочных и 14 эксплуатационных
скважин, из них 7 добывающих с горизонтальным стволом, 7 – нагнетательных
(вертикальных) при проектном фонде – 10 ед.
Пробуренный фонд Чатылькынского месторождения составлял 29 ед., из них 10
поисково-разведочных. Все добывающие
скважины находились
в эксплуатации.
Коэффициент эксплуатации добывающего фонда – 0,97. Три скважины эксплуатируются
фонтанным способом, семь - оборудованы установками ЭЦН. С дебитом нефти до 5 т/сут
эксплуатируется одна скважина, от 40 до 70 т/сут. – две скважины, остальные 7 скважин
имеют дебиты свыше 200 т/сут.
Пробурены 7 горизонтальных скважин, из которых 3 имеют пилотные стволы (№№
1PL, 3PL, 6PL), 5 скважин имеют по 2 горизонтальных ствола (№№ 1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г) и 2
скважины одноствольные (№№ 6Г, 7Г) (см. табл. 3.4).
Таблица 3.4. Входные дебиты скважин Чатылькынского месторождения
№ скв.
Дебит нефти, м3/сут
Дебит воды,
Обводненность, %
м3/сут
1Г(2хствольная)
381.0
1.2
0.3
2Г(2хствольная)
564.8
3.9
0.7
3Г(2хствольная)
401.2
0.2
0.0
4Г(2хствольная)
624.0
7.5
1.2
5Г(2хствольная)
598.0
4.6
0.8
6Г
530.4
0.2
0.0
7Г
355.0
10.0
2.8
среднее
493.5
3.9
0.8
По всем скважинам был получен приток нефти с небольшим содержанием воды. В
скв. 1Г был получен приток нефти дебитом 381,2 м3/сут, воды – 1,2 м3/сут, в скв. 3Г дебит
нефти составил 401,2 м3/сут, воды - 0,2 м3/сут. В скв. 5Г полученный дебит нефти
составил 598,2 м3/сут, дебит воды - 4,6 м3/сут, в скв. 4Г получен приток нефти дебитом
Гл.3
121
624 м3/сут, воды – 7,5 м3/сут, в скв. 2Г был получен приток нефти дебитом 564,8 м3/сут,
воды – 3,9 м3/сут, в скв. 7Г дебит нефти составил 530,4 м3/сут, воды - 0,2 м3/сут. и в скв.
6Г дебит нефти составил 355 м3/сут, воды – 10 м3/сут.
По обводненности скважины распределяются следующим образом: 8 скважин или
80 % практически безводны (до 1 %), в пределах 50 – 70 и 70 – 97 % воды работают по
одной скважине. Одна скважина имеет переток воды из нижнего пласта Ю11 после ГРП.
Рисунок 3.8. Схема проводки двуствольных скважин 1002Г, 4Г
В нагнетательном фонде под закачкой находились 4 скважины. Приемистость
нагнетательных скважин достаточно высока и значительно превышает проектную (343
м3/сут) и изменяется в пределах 370-1230 м3/сут, в среднем составляя 665 м3/сут при
устьевом давлении 19,6-20,0 МПа. По накопленной закачке воды скважины распределяются
Гл.3
122
в интервале от 145 до 300 тыс. м3. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин
Чатылькынского месторождения составляет 1, коэффициент использования – 0,873.
С начала разработки на месторождении было отобрано 1021,2 тыс. т нефти, что
составляет 23,2 % от начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном
балансе, текущий КИН – 0,080. Накопленный объем добычи жидкости – 1078,3 тыс. т.
Закачка воды в пласт Ю1а начата в 2006 году для поддержания плас-тового давления.
Накопленная закачка воды с начала разработки – 884,8 тыс.м3. Текущая компенсация отбора
закачкой составляет 57,4 %, накопленная – 49,4 %.
На основе полученных данных построена гидродинамическая модель объектов
разработки месторождения. По окончанию воспроизведения истории разработки
гидродинамическая модель была использована для формирования новых вариантов
разработки
и
расчета
прогнозных
технологических
параметров
пласта.
Режим
эксплуатации скважин залежи Ю1а был рассчитан при следующих значениях забойного
давления для:
- добывающих скважин – 11,0 МПа;
- добывающих горизонтальных – 13,8 МПа (отключение добывающих скважин по
обводненности 98 %);
- нагнетательных скважин – 42,0 ÷ 45,0 МПа.
При проектировании разработки пласта Ю1а рассматривались технологии с
применением одно- и двуствольных горизонтальных скважин (рис. 3.9). Для выработки
нефти из монолитной кровельной пачки пласта предусмотрен верхний ствол.
Проведено обоснование выбора длины горизонтальной секции основного ствола
скважины, оптимальная величина которой составляет 700м, верхнего – 300м.
Для прогнозирования дальнейшей разработки Чатылькынского месторождения
рассмотрены сценарии на режиме поддержания пластового давления по применяемой
технологии разработки системой с горизонтальными скважинами.
Рекомендуемый
к
реализации
3
вариант
разработки
Чатылькынского
месторождения имеет следующие проектные решения:
•
выделение одного эксплуатационного объекта – залежи нефти в пласте Ю1а;
•
применение
современной
технологии
разработки
с
многоствольными
горизонтальными скважинами, адаптированной к геолого–физическим особенностям
залежи и структуре запасов;
•
фонд скважин – 22, в т.ч. добывающих – 11, из них горизонтальных – 10,
нагнетательных – 11;
•
Гл.3
фонд для бурения – 8, в т.ч. добывающих – 4 и нагнетательных - 4;
123
•
дебит новых скважин по нефти – 214,7 т/сут, жидкости – 237,3 т/сут;
•
КИН в конце прогнозного периода (2030 год) – 0,374 д.ед.;
•
удельный отбор нефти на 1 эксплуатационную скважину – 216,9 тыс.т;
На примере Чатылькинского месторождения рассчитаем КОХВ и КИН для системы
ГС. Геологические запасы составляют 13094 у.е. КВЫТ равен 0,499.
Сначала рассмотрим базовый 1-й вариант для сетки 500м с бурением вертикальных
скважин (табл. 3.5). При этом плотность сетки равна 21,8 га/скв, КОХВ – 0,85, КИН=0,424.
Извлекаемые запасы на 1 скважину равны 79,4 тыс.т. Вариант 2 соответствует
реализованному на месторождении и имеет следующие показатели: S=36,4, КОХВ =0,796,
КИН=0,397, извлекаемые запасы на 1 скважину - 236,3 тыс.т.
Можно ли улучшить данный вариант? Рассмотрим варианты, если бы длина ствола
была меньше (вар.3: L=100м) или больше фактического (вар.4: L=1000м). Как мы видим,
длина ствола слабо влияет на охват пласта.
Если пробурить еще 10 скважин с ГС и двуствольные, то прирост КОХВ составит
0,036д.ед или 436 тыс.т. В пересчете на одну скважину 43,6 тыс.т.
Кроме этого, при увеличении длины ствола прирост дебита сокращается из-за
интерференции скважин, а также потерь на трение при движении флюида. Техническим
критерием ограничения дебита является произво-дительность насоса (до 2000 м3/сут), а
экономическим критерием – максимальный накопленный дисконтированный поток
наличности (NPV).
№
варианта
1
2
3
4
5
Таблица 3.5 - Расчет коэффициента охвата
Фонд
скважин
Количество
ГС
Количество двуствольных
70
22
22
22
40
0
5
5
5
10
0
5
5
5
10
L, м
S,
га/скв
КОХВ,
д.ед.
КИН,
д.ед
Qизв,
у.е.
0
500
100
1000
500
21,8
36,4
50,9
26,8
19,1
0,850
0,796
0,752
0,830
0,863
0,424
0,397
0,375
0,414
0,430
5556
5199
4912
5424
5635
Qизв
на 1
скв,
у.е.
79,4
236,3
223,3
246,5
140,9
Таким образом, Чатылькынское нефтяное месторождение является мелким по
запасам, однопластовое - с залежью нефти в Ю1, сложным в геологическом отношении
(имеются тектонические нарушения в виде горста), высокопродуктивным. На
месторождении реализуются новейшие технологии, а именно - бурение многоствольных
горизонтальных скважин, ГРП в горизонтальном стволе, что позволило уже на второй год
разработки добыть 842,1 тыс. т нефти с темпом отбора от НИЗ 19,1 %. Однако быстрый
рост добычи предопределяет опасность быстрого ее падения.
Гл.3
124
Некоторые принципы проектирования малых залежей сохраняются: выделение
объектов разработки, разбуривание залежей от известного к неизвестному и др. Но в отличие от
крупных месторождений здесь существенное значение имеет архитектура скважин: ГС, МЗС,
проведение ГРП, ГРП в ГС, избирательное заводнение и др., что позволяет увеличить
плотность сетки, коэффициент охвата и в конечном итоге - КИН.
Рисунок 3.9. Схема размещения проектных скважин на объекте Ю1а по
рекомендуемому варианту
Проведенный сопоставительный анализ разработки крупных и мелких нефтяных
залежей позволил выявить и сформулировать основные принципы, которые необходимо
положить в основу методологии проектирования мелких залежей нефти: переход от
уплотнения сетки скважин к нестан-дартным научно-техническим и технологическим
решениям, изменение системы заводнения, схемы размещения скважин, бурение
горизонтальных и многозабойных скважин, обоснование режимов ОРЭ, реализация ГРП и
другие (табл.3.6).
Гл.3
125
Таблица 3.6. Особенности разработки нефтяных залежей и месторождений
Крупные
Мелкие
(извлекаемые запасы 30-300 млн т)
(извлекаемые запасы менее 10 млн т)
Системы разработки
Рядные – высокопродуктивные объекты
Законтурная, приконтурная, избирательная,
Площадные – низкопродуктивные объекты
система горизонтальных скважин
Компенсация>100%
естественный режим, компенсация<100%,
Объекты разработки
Основные, возвратные, разукрупнения
+обобщенный объект
Доразведка
За счет бурения разведочных скважин
В процессе бурения экспл. скважин с доп.
научно-исследовательской нагрузкой
Темпы отбора
Обычно 3-4%,
4-8% при разбуривании наклоннореже 8-12% для высокопродуктивных
направленными скважинами
объектов с быстрым разбуриванием
8-20% при реализации ГС, МЗС и др.
ГТМ
ОПЗ, ГРП, ОРЭ,
ОПЗ, ГРП, ОРЭ,
МУН (РИР, Закачка ВУС, ГОС и др.,
МУН (РИР, Закачка ВУС, ГОС и др.)
ВГВ, ГВ и др.)
Дебит жидкости
Формула Дюпюи
Формула Джоши, Борисова и др.
Период разбуривания
5-10 лет и более
1-3 года
Технология разбуривания
Кустовое бурение (до 10 скважин)
Укрупненные кусты (до 50 скважин)
Отход менее 1000м
Отход до 3000м
Извлекаемые запасы на 1 скважину
>=25тыс.т.
50÷100 тыс.т.
Фонд скважин
>500 скважин
30-100
Способы добычи
механизированный
механизированный, ОРЭ
Сетка скважин
S=Sзалежи/Nскв – равномерная, смешение
S = Sзалежи/(Nскв + 2*ГС) – неравномерная.
проектных сеток объектов на ½ расстояния.
Уплотнение сетки скважин
Архитектура горизонтального бурения
3.3. Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере
Западной Сибири
Немаловажное значение имеет освоение небольших газовых месторождений с
целью: 1) подачи газа ближайшим местным потребителям (поселки Тазовского и
Ямальского районов),
2) использование для техноло-гических нужд компрессорных
станций, 3) объединение месторождений в группу для промышленной добычи с целью
подпитки магистрального газопровода. Освоение небольших газовых залежей с подачей
газа
непосредственно
ближайшим
местным
потребителям
имеет
определенные
преимущества по сравнению с освоением крупных месторождений, как правило,
Гл.3
126
удаленных от потребителя на сотни и тысячи километров [186, 206]. В частности отпадает
необходимость сооружения протяженных магистральных газопроводов и многочисленных
газоперекачивающих станций, исключаются потери газа при транспорте, сокращаются
сроки строительства и т.д. При этом повышается эффективность использования
энергоресурсов крупных государственных энергосистем (магистрального транспорта газа,
систем электроснабжения).
Освоение малых залежей газа позволит, с одной стороны, сберечь запасы газа
крупных высокоамплитудных месторождений, продлить сроки их эксплуатации, с другой
стороны более рационально использовать высоко-напорный газ крупных (пока не
введенных в разработку) залежей для заполнения магистральных газопроводов большого
диаметра и передачи по ним потоков газа на большие расстояния (западные регионы
России, Европа, Китай, Турция и т.д.)
Решение проблемы освоения малых залежей газа включает в себя:
- разработку требований к необходимой степени геологической изученности до
ввода их в эксплуатацию (с выделением доли доказанных и прогнозных запасов);
- разработку концепции освоения с учетом кондиций и фильтрационно-емкостных
свойств пород-коллекторов, географического положения и т.п.;
- создание методов комплексного проектирования разработки и обустройства
небольших месторождений с использованием минимального ряда блочно-комплексного
оборудования и автоматизированных технологических комплексов.
Малоамплитудные, как правило, низкопродуктивные залежи в первую очередь
должны явиться сырьевой базой для местных потребителей, к которым относятся
коммунально-бытовые,
сельскохозяйственные
и
промышленные
потребители
близлежащих сел, поселков городского типа, районных центров и т.п. Это определяет
специфику разработки таких месторождений, которая существенно отличается от
разработки крупных месторождений. Прежде всего, это касается темпов отбора газа из
залежей. В сложившейся практике разработки средних и крупных газовых месторождений
годовые отборы газа составляют, как правило, 3-5 % от начальных запасов. Такой подход
для небольших месторождений часто не рационален, так как требует строительства
значительного числа эксплуатационных скважин, дорогостоящих и сложных систем
сбора, подготовки, транспорта газа и других сооружений.
Для обеспечения надежной сырьевой и энергетической базой конкретного местного
потребителя на период до 30-50 лет годовой отбор газа с малых месторождений
целесообразно принять равным 1-2 % от начальных геологических запасов. Это позволит
эксплуатировать месторождения с минимальным числом эксплуатационных скважин, в
первую очередь переведенных из законсервированного разведочного фонда.
Гл.3
127
3.4. Геолого-промысловые модели малых газовых залежей
Надежность системы газообеспечения во многом определяется обеспеченностью
запасами углеводородного сырья. При прогнозировании и подсчете запасов газа
общепринятыми методами, в первую очередь из-за дефицита геолого-промысловой
информации, возможны существенные ошибки, достигающие 30-50 %, зачастую в
сторону занижения. Расчет объемов газонасыщенных пород-коллекторов по средним
величинам
коэффициентов
пористости
и
газонасыщенности;
эксплуатационное
разбуривание центральных высокопродуктивных частей залежей; изучение материалами
сейсморазведки
приконтурных
частей
залежей,
когда
подсчетные
параметры
автоматически переносятся с лучшей по кондициям центральной зоны на худшие по
коллекторским свойствам заглинизированные участки прикрыльевых зон, все это
приводит к искажению оценок объемов газонасыщенных пород [186, 206].
Классификация объемов залежей по данным ГИС по кондициям пород-коллекторов
значительно снижает степень риска и позволяет не только оценить реальные запасы газа в
условиях низкого и непредставительного выноса керна, но и предложить технологию
освоения залежей, содержащих активные и пассивные запасы.
Модели разработки запасов и динамика добычи газа должны опираться не только
на общие запасы, но и учитывать кондиции газонасыщенных пород-коллекторов во всех
категориях залежей.
Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород - основной параметр,
который специалисты-геофизики используют для качественной и количественной оценки
продуктивности пород-коллекторов, определение подсчетных параметров углеводородной
залежи. По петрофизическим зависимостям вида "керн-геофизика", исходя из величины
УЭС пласта, оценивается газонасыщенность коллекторов и величины их фильтрационноемкостных характеристик.
В работах [218, 219] обосновываются корреляционные связи, позволившие на
основе конкретного геолого-геофизического и кернового материала создать базу
поинтервальных геолого-промысловых параметров пород-коллекторов большинства
сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири, в том числе и малоамплитудных,
и выполнить классификацию пород-коллекторов по совокупности геолого-геофизических
и промысловых данных.
В основу метода группирования положены следующие принципы:
- наличие тесных корреляционных связей между УЭС (ρгп) и характеристиками
ФЕС пластов;
- выделение по данным ρгп групп пластов со сходными ФЕС;
Гл.3
128
- оценка средних значений параметров для определенной группы пластов по
данным различных методов исследований;
- оценка процентного содержания толщин газонасыщенных пластов каждой
группы в разрезе каждой скважины исследуемого месторождения.
Разработанная методика группирования позволяет [218, 219]:
- уточнить геологическое строение залежей и величину запасов углеводородов
путем учета кондиций коллекторов на этапах промышленной разведки залежи и
проектирования ее разработки;
- усовершенствовать методику контроля за разработкой газовой залежи на основе
классификации коллекторов продуктивной толщи и новой геолого-геофизической модели
залежи;
- уточнить проектное положение эксплуатационных и наблюдательных скважин.
Выполненная классификация [218,219] пород-коллекторов свиде-тельствует о
широком диапазоне проницаемости пород, слагающих продук-тивную толщу сеномана в
Западной Сибири. В ней выделено 5 типов пород: высокопроницаемые (суперколлекторы,
Iа тип, ρгп≥ 50 Ом⋅м); проницаемые (Iб тип, ρгп = 18 - 50 Ом⋅м); низкопроницаемые (II тип,
ρгп = 12- 18 Ом⋅м); слабо проницаемые (с начальным градиентом давления, III-IV тип, ρгп =
5 - 12 Ом⋅м); непроницаемые (V тип, ρгп ≤ 4 - 5 Ом⋅м).
Опыт разработки сеноманских газовых залежей Уренгойского и Медвежьего
месторождений [220] свидетельствует, что повсеместно и преимущественно в скважине
отрабатываются коллекторы I типа (ρгп> 18 Ом⋅м; Кп > 29,0 %; Кг ≥ 68,0 %) и слабо
отрабатываются заглинизированные породы-коллекторы III-IV типов (ρгп<12 Ом⋅м; Кп<27,6
%; Кг< 62,0 %), с наличием начального градиента давлений.
Низкопроницаемые
заглинизированные
коллекторы,
перфорированные
и
оставшиеся неосвоенные, в дальнейшем могут быть отработаны лишь через линзы
высокопродуктивных пород внутри объема газовой залежи за счет перетоков газа в
сторону воронки депрессии.
Данные газодинамического каротажа позволяют, в сочетании с выделенными ранее
типами продуктивных пород-коллекторов, распределить запасы газа на активные,
пассивные и смешанные, исходя из величины удельного электрического сопротивления
пород-коллекторов, слагающих продуктивную сеноманскую толщу.
Распределение пород разных кондиций в объеме газовой залежи весьма
разнообразно. Замещение песчаных пород глинистыми зачастую происходит на
небольших расстояниях в пределах скважин одного куста, т.е. на расстоянии 50-70 м.
Гл.3
129
Тем не менее, в объеме залежи и ее отдельных частях (свод, присводовая часть,
крылья складки, структурные пережимы) все же прослеживаются общие закономерности в
распределении пород разных типов.
Наиболее проницаемые и газонасыщенные породы (I и II типов), в которых
сосредоточены основные запасы разрабатываемых крупных и уникальных сеноманских
газовых залежей, располагаются, как правило, в сводовой и присводовой частях залежей
(именно поэтому в центральных частях на разрабатываемых месторождениях размещается
фонд эксплуатационных скважин).
За пределами эксплуатационных полей происходит уменьшение общих толщин
продуктивных
отложений
и
доли
газонасыщенных
высокопроницаемых
пород-
коллекторов.
Хафизов
Ф.З.
в
работе
исходя
[222],
из
площадного
распространения
минерализации пластовых вод (Мв) сеноманского комплекса, все газовые залежи делит на
три группы: Арктическая (Мв = 9 г/л); Северная (Мв = 15 - 20 г/л); Южная (Мв= 15 - 17 г/л).
В свою очередь, исходя из соотношения активных и пассивных запасов в объеме
газовой залежи, В.В. Масленниковым [220] выделено четыре типа сеноманских залежей:
I - тип - коэффициент активных запасов более 50 % (Ка.з.> 50 %);
II - тип Ка.з. = 40-50 %;
III - тип Ка.з. = 20-40 %;
IV - тип Ка.з. = 0-20 %.
Из рассмотренных газовых и газонефтяных залежей сеноманского продуктивного
комплекса (верхи покурской свиты) по типам число залежей распределяется как 12 : 11 :
22 : 32.
В настоящее время в разработке
находятся газовые залежи I, II и III типов.
Суммарные запасы разрабатываемых залежей распределяются в процентном отношении
по типам залежей, как 43, 9 : 18,4 : 36,5 : 1,1.
Как показали специальные исследования по разрушению и выносу породы в разведочных
скважинах некоторых сеноманских газовых залежей (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье,
Комсомольское, Вынгапуровское и др.) разрушение пород-коллекторов в зоне фильтра, в случае
перфорации разнотипных коллекторов, происходит в широком диапазоне депрессий 0,07 до 4,4
МПа.
По материалам разведочного и эксплуатационного бурения в работах [221, 223]
установлена корреляционная зависимость допустимой забойной депрессии (∆Р) от
удельного электрического сопротивления газонасыщенных пород ρrn, при которой
наступает вынос породы.
Гл.3
130
Уравнение регрессии этой зависимости при корреляционном отношении R = 0,98
имеет вид:
∆P = − 0,539 +
1,5146
lg ρ r n
Исходя из этой зависимости для активных запасов (ρrn> 18 Ом⋅м) величина
предельно-допустимой депрессии колеблется в диапазоне 0,1-0,5 МПа, составляя в
среднем 0,26 МПа; для смешанных запасов (ρrn> 8-18 Ом⋅м) - 0,5÷1,4 МПа, в среднем - 0,7
МПа; для пассивных запасов (ρrn< 8 Ом⋅м) - 1,4÷4,1 МПа, в среднем 2,45 МПа.
При обосновании начальных дебитов газа, прежде всего, следует учитывать, что
проектный уровень добычи газа должен обеспечиваться минимальным количеством
добывающих скважин. Этому условию соответствует максимальные начальные рабочие
дебиты газа при соответствующих ограничениях по депрессии (по выносу механических
примесей), по воде и т.п.
Катастрофический вынос частиц породы в продукции скважин, образование
песчаных пробок на забоях и в зоне фильтра, подтягивание подошвенных вод можно
предотвратить или ограничить, если к выбору дебита подходить с учетом типа коллектора и
стадии разработки (текущего давления).
Режим постоянной депрессии устанавливается только в начальной стадии
разработки. При отсутствии специальных скважинных исследований на вынос породы из
различных
типов
пород-коллекторов,
предельно-допустимую
депрессию
можно
определить, исходя из наличия в зоне фильтра слабосцементированных породколлекторов с максимальным содержанием активных запасов (ρrn> 18 Ом⋅м). Исходя из
зависимости ∆Р = f (prn), величина предельной депрессии этого типа коллектора изменяется
от 0,1 до 0,5 МПа, составляя в среднем 0,26 МПа.
Расчет эксплуатационных возможностей скважин [220], выполненный исходя из
удельной продуктивности пород-коллекторов определенных типов и критической
величины забойной депрессии, позволяет при хорошем качестве цементирования и
вскрытии перфоратором плотностью 5-6 отверстий на 1 погонный метр, обеспечить
проектный дебит до 1,5 млн м3/сут при следующей эффективной газонасыщенной
толщине:
Iа тип ( ρrn> 50 Ом⋅м )- 13÷16 м;
Iб тип ( ρrn> 18 ÷ 50 Ом⋅м)- 22 м;
III тип коллекторов ( ρrn> 8 ÷ 12 Ом⋅м) - 50 м.
Перфорация и освоение лишь определенного типа коллектора позволяет получать в
высокопродуктивных скважинах планируемые дебиты при минимальных депрессиях (0,1Гл.3
131
0,2 МПа), сохранять призабойную зону пласта от разрушения, исключать образование
песчаных пробок, осваивать в низкопродуктивных скважинах слабопроницаемые, но
более прочные, коллекторы при предельно возможных депрессиях (0,5-1,0 МПа) без
разрушения ПЗП; обеспечивать более равномерную выработку запасов газа как по
разрезу, так и по площади залежи; обеспечивать более равномерное стягивание контура
газоносности и более высокую газоотдачу. В дальнейшем, в процессе выработки запасов
газа и падения текущего пластового давления, предельно-допустимая депрессия на пласт
должна уменьшаться по сравнению с начальной.
Поддержание режима постоянной депрессии, в процессе длительной (свыше 20
лет) эксплуатации
сеноманских залежей, по-видимому, не совсем корректно. Так, к
примеру, на Вынгапуровском месторождении в течение основного периода разработки (с
1979 по 1995 гг.) поддерживался режим постоянной депрессии в пределах 0,04-0,06 МПа.
Последнее, несомненно, сказалось на росте песчаных пробок на забоях эксплуатационных
скважин и разрушении призабойной зоны пласта, особенно в условиях подъема текущего
ГВК до уровня нижних отверстий перфорации.
Такая практика имела место и при освоении других сеноманских газовых залежей
(Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и другие месторождения). Величина предельной
депрессии в среднем для Уренгойского месторождения составляла 0,6 МПа, уточненная
для Ен-Яхинской площади 0,9-0,95 МПа. Высокопродуктивные коллекторы, имеющие на
начальной стадии разработки в призабойной зоне пласта скин-эффект, следует
отрабатывать некоторое время (1-3 года) на форсированном режиме с целью очищения
ПЗП и снижения величин фильтрационных коэффициентов. Для этого на забоях
эксплуатационных скважин ниже интервала перфорации и выше цементного стакана
необходимо предусмотреть свободные "зумпфы" - накопители для продуктов отработки
около скважинной зоны пласта.
В дальнейшем, после отработки ПЗП и стабилизации дебитов газа, депрессии
необходимо снижать, а скважины переводить в режим постоянного дебита. Опыт
разработки Комсомольского и Вынгапуровского месторождения [220] свидетельствует,
что на месторождениях с предельно высоким содержанием активных запасов (ρrn> 18 500 Ом⋅м), оптимальный режим работы скважин
осуществляется, если планируемые
рабочие дебиты составят 7-8 % от абсолютно-свободного дебита.
На месторождениях с меньшим содержанием суперколлекторов (Ямбургское 33 %, Северо-Уренгойское месторождение - 29 %) оптималь-ный режим работы скважин
выше и составляет, соответственно, 23 и 14 % от абсолютно свободного дебита газа.
Гл.3
132
Таким образом, можно рекомендовать для залежей 1-2 типа (по степени отработки)
планировать рабочие дебиты в пределах 7-10 % от абсолютно свободного дебита газа, для
месторождений 3 типа - 10-15 %, для 4 типа - 20-25 % и более.
В условиях широкого диапазона величины удельных электрических сопротивлений
(от 5 до 50 и более Ом⋅м) продуктивных пород-коллекторов малоамплитудных
сеноманских газовых залежей и отсутствия во многих разведочных скважинах
газодинамических исследований при различных депрессиях необходимо устанавливать
индикаторные кривые, вида "дебит-депрессия" (рис.3.10). Каждому типу коллектора по
данным электрометрии соответствует свой вид кривой Qг = ƒ (∆Р). Залежи, которые
слагаются в основном коллекторами IV типа (ρrn =5-8 Ом⋅м), обладают дебитами от 170
до 240 тыс. м3/сут при депрессии от 4,3 до 1,5 МПа. Залежи III типа (ρrn= 8-12 Ом⋅м),
соответственно имеют дебиты от 240 до 600 тыс.м3/сут, при ∆Р=1,50-0,85 МПа. Залежи II
типа (ρrn = 12-18 Ом⋅м) - Qг = 500-550 тыс.м3/сут при ∆Р= 0,8 - 0,6 МПа. Залежи I типа
(ρrn> 18 Ом⋅м) при ∆Р = 0,5-0,25 МПа имеют дебит до 600-700 тыс.м3/сут.
Внедрение пластовых вод в залежи происходит неравномерно, избирательно, по
наиболее дренируемым выдержанным и проницаемым пропласткам и пластам. Наиболее
активно пластовые воды продвигаются там, где высокопродуктивные коллекторы имеют
хорошую связь с водоносным бассейном.
5.0
IV тип
Депрессия, МПа
4.0
IIIтип
II тип
3.0
I тип
2.0
1.0
0.0
0
200
400
600
Дебит газа, тыс.м3
800
1000
Рисунок 3.10. Зависимость дебита от депрессии газовых скважин для различного
типа коллектора
Надежное
прогнозирование
поведения
подошвенных
вод
при
разработке
сеноманских газовых залежей возможно лишь на базе комплексного обобщения геологопромысловых данных, результатов промыслово-геофизических и гидрохимических
исследований скважин с учетом опыта разработки других месторождений.
Гл.3
133
Основные пути продвижения подошвенных пластовых вод в разрабатываемые
газовые залежи следующие:
- латеральное - по наиболее проницаемым, хорошо отрабатываемым, прослоям
пород (суперколлекторам), газодинамически связанным по напластованию с законтурной
областью;
- вертикальное - путем подтягивания конусов в зонах "литологических окон", где
часть продуктивного разреза представлены газодинамически связанной толщей пород I
типа;
-
по
заколонному
пространству,
в
случае
некачественного
цементажа
эксплуатационных колонн.
Максимальному обводнению подошвенными водами подвержены [220-224],
прежде всего, крупные и уникальные газовые залежи I - II типа (Комсомольское,
Заполярное и др.), где установлено наибольшее (соответ-ственно, 62 и 67 %) содержание
активно отрабатываемых пород-коллекторов.
Вследствие высоких темпов отбора газа (при дефиците эксплуатационных скважин
и ограниченных запасах газа в зоне отбора), опережающая поэтапная отработка
газонасыщенных суперколлекторов крупных месторождений [206], уже на начальной
стадии их освоения приводит к нарушению природного равновесия "газ-вода" в
приконтактной зоне. Поэтому, за счет существующего общего перепада давления между
водонапорной
системой
и
газовой
залежью
следует
ожидать
интенсивного,
избирательного внедрения подошвенных вод в отрабатываемую часть залежи. Поскольку
крупные и уникальные залежи разбуриваются и осваиваются поэтапно, то в различных
частях этих залежей естественно ожидать разный режим разработки (от газового до
упруговодонапорного).
Необходимо отметить, что наличие или отсутствие глинистых прослоев в зоне ГВК
существенно сказывается на его начальном и текущем положении [206]. На участках, где
продуктивные отложения в интервале ГВК содержат в значительной мере глинистый
материал в виде рассеянных частиц или прослоев глин, продвижение ГВК по вертикали
маловероятно, так как рассеянный глинистый материал при соприкосновении с низко
минерализованными подошвенными водами, подвергается гидратации и разбуханию, что
является существенным препятствием для продвижения пластовой воды.
ГВК
в
сеноманских
залежах
-
это
сложно
построенная
поверхность,
пространственное положение которой тесно связано с особенностями геологического
строения приконтактной зоны [206]. В зонах "литологических окон" ГВК располагается на
более высоких абсолютных отметках, чем в зонах, где на его плоскость выходят алевритоГл.3
134
глинистые породы даже незначительной толщины (0,8-1,0 м). При этом разница в
отметках ГВК может изменятся от единиц до десятков метров в зависимости от числа и
мощности глинистых и алевролитовых прослоев.
"Литологические окна" обычно пространственно совпадают с приподнятыми
зонами
структуры,
где в основном расположены эксплуатационные скважины,
осваивающие суперколлекторы I типа. Следовательно, именно на этих участках можно
ожидать внедрения подошвенных вод по вертикали в процессе разработки. Это
подтверждается данными геофизических исследований [206].
Как правило, в зонах отбора газа (зонах размещения эксплуатационных скважин),
воронкам депрессии на картах изобар соответствуют максимальные подъемы текущего
ГВК по данным радиометрии в наблюдательных геофизических скважинах. Независимые
от распределения давления, локальные подъемы ГВК на площади газовой залежи следует
связывать с наличием конусов воды в "литологических окнах". Наиболее характерным
примером установления "литологического окна" вне зоны отбора газа по данным
радиометрии являются наблюдательные скв. 67 и 51, расположенные в юго-восточной
части Медвежьего месторождения. На конец 1997 г. подъем ГВК от высоты залежи вблизи
этих скважин составил 75 - 80 %, в то время как в зоне отбора УКПГ – 2, 3 он достигал
максимум 40-45 %.
Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн действующего фонда
скважин Медвежьего, Уренгойского и других разрабаты-ваемых сеноманских газовых
залежей, свидетельствует о невысоком качестве изоляции низа эксплуатационных колонн
[206]. По данным АКЦ установ-лено, что жесткое сцепление цементного камня с
колонной имеет лишь третья часть фонда скважин, другая треть - частичное сцепление,
остальные - плохое.
Такое положение с качеством цементирования привело к тому, что отдельные
скважины на разрабатываемых месторождениях за счет заколонных водопроявлений
создают местные подъемы воды в интервал перфорации. В скважинах с перфорацией
нижней
части
продуктивного
разреза,
при
общем
плохом
цементаже
низа
эксплуатационных колонн, возникают аномалии подъема подошвенных вод. Такие
локально завышенные (в 1,5-2 раза) подъемы ГВК отмечены на Медвежьем
месторождении: на УКПГ - 1, 5, 8, 9. По данным химического анализа продукции
подобных газовых скважин на устье нередко отмечается присутствие смеси пластовой
подошвенной и конденсационной воды, в то время как текущий ГВК вблизи этих скважин
может находиться ниже зоны перфорации на 20-50 м. Причиной этого являются
заколонные перетоки жидкости по плохо зацементированному затрубью.
Гл.3
135
Эти «ложные» конуса по затрубью нередко отождествляются промысловиками с
общим подъемом ГВК, что приводит к постановке негерметичных цементных мостов при
капремонте по водоизоляции продуктивных пластов, в результате чего переходят на
освоение вышележащих по разрезу продуктивной толщи газонасыщенных породколлекторов, худших кондиций, тем самым значительно (на 30-40 %) снижая дебитность
газовой скважины и переводя ее в разряд самозадавливающихся или контрольных. Такое,
в частности, имело место в ряде случаев после капремонтов сеноманских газовых скважин
Медвежьего месторождения.
Залежи III и IV категории, характеризующиеся минимальным содержанием
активных запасов, в процессе их освоения, будут работать, в основном, без значительного
внедрения подошвенных вод.
3.5. Научно-технические предложения по разработке малых залежей газа
Технико-экономический анализ освоения малых залежей и концепция их освоения
приведены в работе [224]. Применительно к малым газовым залежам и месторождениям
севера Западной Сибири основные положения предлагаемой концепции может быть
сформулирована следующим образом:
1. Малые газовые залежи и месторождения могут служить сырьевой базой для
местных потребителей. В этом случае газом снабжаются в основном населенные пункты в
радиусе
не
более
50
км.
Местные
потребители
-
коммунально-бытовые,
теплоснабжающие, сельскохозяй-ственные и промышленные объекты, расположенные в
населенных пунктах. Такие залежи рекомендуется разрабатывать с 1,0 - 2,0 % годовым
отбором газа вместо традиционного сложившегося 3 - 6 % отбора для продления срока
стабильной добычи.
2. Малоамплитудные залежи могут служить сырьевой базой для подачи газа в
систему магистральных газопроводов. Избыток газа может поступать в проходящий
вблизи магистральный газопровод для регулирования сезонной неравномерности его
загрузки. В этом случае малые месторождения могут играть роль ПХГ – регулятора
сезонной загрузки системы магистральных газопроводов.
3. Группы близко расположенных малых и средних месторождений может
разрабатываться комплексно с годовым отбором газа 3 - 5 % отбора при положительных
технико-экономических показателях.
При определении темпов разработки малых газовых залежей и месторождений для
местного газопотребления в качестве базовой величины годовых отборов газа по группе
таких залежей и месторождений (или одного месторождения) должна быть выбрана
Гл.3
136
местная потребность в газе, либо уровни добычи, необходимые для покрытия пиковых
нагрузок потребителей, получающих газ из систем региональных газопроводов. Ввод в
эксплуатацию первоочередных малых газовых залежей, при темпе отбора 2%, позволит
добывать 5 - 10 млрд м3 газа в год. Объем добычи по мелким месторожде-ниям невелик и
составляет лишь 1-2% годовой добычи округа, но имеет особо важное значение для
жизнеобеспечения местного населения и промышленных узлов.
К факторам, определяющим экстенсивную разработку малых газовых залежей
севера Западной Сибири, можно отнести следующие:
● Геолого-промысловые факторы:
- блоковое или многокупольное строение отдельных залежей;
- тип залежи, высота, пластово-массивный характер залежи;
- литолого-фациальные особенности и неоднородность в распре-делении ФЕС;
- потенциальная продуктивность скважин;
- режим работы залежи.
● Технико-экономические факторы:
- географо-экономическое положение. Ограниченный отбор следует устанавливать
по мелким залежам со значительным удалением друг от друга и от опорных (узловых)
крупных и крупнейших газовых залежей;
- себестоимость добычи и транспорта газа. Для большинства малых залежей
затраты на их масштабное освоение значительно превосходят среднюю величину затрат
по району (узлу);
- условия строительства эксплуатационных скважин - от простых до сложных
(особенно при бурении кустов многоствольных горизонтальных и наклонных скважин);
- количество эксплуатационных скважин. Добычу газа полностью или частично
можно обеспечить за счет фонда разведочных скважин;
- использование малогабаритного промыслового оборудования. В связи с малыми
объемами добычи возможно использование компактных установок.
Освоение запасов малых залежей должно проводиться в соответствии с
обосновывающими и проектными документами. В отличие от крупных и крупнейших
месторождений,
на
базе которых проектируются системы
магистрального
транспорта,
информационная база и тактика их освоения иная.
Первой особенностью рассматриваемой группы объектов является объем и
качество промыслово-геологической информации. Необходимо четко разграничить два
уровня изученности залежей:
Гл.3
137
- информация, которая имеется по залежам с доказанными запасами по категориям
С1+½·С2, т.е. по открытым, но еще неразработанным малым залежам;
- информация по объектам с прогнозными ресурсами категории С3, на которых
следует проводить геологоразведочные работы (в том числе 3D-сейсмику).
Большая часть небольших по запасам газа месторождений севера Западной
Сибири, не введенных в эксплуатацию, являются неразведанными. Достоверный подсчет
запасов по таким залежам
выполнить невозможно, продуктивные характеристики по
данным керна и испытания определены приблизительно. Оценки параметров, как правило,
в таких случаях проведены по аналогии с ближайшими изученными крупными
месторождениями, либо по данным ГИС, запасы газа принимаются на баланс без должной
экспертизы и могут в дальнейшем изменяться в несколько раз (в ту или иную сторону).
Нередко на доразведку подобных объектов затрачивают немалые средства.
При доразведке малых залежей следует использовать стандартные подходы. Ввод в
разработку малоамплитудных залежей может производиться по результатам бурения
всего нескольких (или даже одной) разведочных скважин. Доразведку таких залежей
необходимо
осуществлять
опережающими
эксплуатационно-наблюдательными
скважинами. На небольших месторождениях с малыми запасами, при относительно
высокой продуктивности пластов-коллекторов вообще может не потребоваться бурение
дополнительных разведочных и эксплуатационных скважин.
Специфической особенностью освоения небольших по запасам газовых залежей
является их "жесткая" привязка к определенному потребителю, как правило, местному с
небольшими объемами потребления. Это позволяет
совмещать процесс доразведки с
эксплуатацией, т.е. уточнять продуктивную характеристику и объемные параметры
залежи по данным анализа результатов разработки.
Анализ всех аспектов проблемы освоения малых газовых месторождений позволяет
сформулировать основные принципы, которые должны быть положены в основу
методологии проектирования (табл. 3.7).
3.6. Выводы и предложения по 3 главе
Проведенный анализ на примере малых по запасам нефти и газа залежей и
месторождений севера Западной Сибири показал следующее.
1. Рассматриваемое Северо-Пямалияхское нефтяное месторождение является
мелким по классификации ГКЗ Роснедр и обладает рядом особенностей. На
месторождении выделено два объекта разработки: БС10 и БС11, пробурено 58 скважин,
сформированы сетки скважин плотностью 16,5-54,8 га/скв. Текущая обеспеченность
извлекаемыми запасами на одну скважину 24 тыс.т. Реализована приконтурная система
заводнения. Текущее состояние разработки и выработку запасов нефти можно признать
удовлетворительными.
Гл.3
138
Таблица 3.7. Особенности разработки газовых залежей и месторождений
Крупные (30-500 млрд м3)
Мелкие (менее 10 млрд м3)
Системы разработки
Естественный режим (газовый или упруговодонапорный)
Направления поставок газа
Удаленный потребитель
Местный потребитель, внутренние нужды
Доразведка
За счет бурения разведочных скважин
В процессе бурения экспл. скважин с доп.
научно-исследовательской нагрузкой
Способы добычи
фонтанный
фонтанный
Темпы отбора
Обычно 3-6%,
1-2%,
период постоянной добычи 5-15 лет
период постоянной добычи 20-40 лет
ГТМ
ОПЗ, ГРП, РИР и др.
ОПЗ, ГРП, РИР и др.
Период разбуривания
5-10 лет и более
1-3 года
Технология разбуривания
Кустовое бурение (по 7-20 скважин)
Укрупненный куст
Отход менее 1000м
Отход до 3000м
Вертикальные и наклонно-направленные
Бурение ННС, пологих стволов, ГС, МЗС
Диаметр экспл.колонны: 168, 194 и выше
Диаметр экспл.колонны: 114, 127, 146 мм
Извлекаемые запасы на 1 скважину
≈ 1-3 млрд м3
≈ 1 млрд м3
Фонд скважин
30-500 скважин
≤10– 20 скважин
Расстояние между скважинами
1500-3000 м
500-2000 м
Дебит газа
Ф-ла Дюпюи=10-25%*Qабс
Ф-ла Джоши, Борисова и др.
2. На основе фактического материала и результатов проведенного анализа СевероПямалияхского месторождения выявлено, что остаточные запасы на объектах БС10 и БС11
сосредоточены по латерали в центральной купольной части залежей, по вертикали – в
кровельной
части
пласта.
Потенциальные возможности
объектов БС10 и
БС11
месторождения могут быть реализованы при внедрении геолого-технологических
мероприятий: вывод из бездействия простаивающих и законсервированных скважин,
рациональное использовании естественной энергии пласта, организации периодического
приконтурного заводнения, а также переводов скважин на другие объекты, ЗБС, ЗБГС,
МЗC и т.д.
При условии реализации комплекса ГТМ, наиболее существенным из которых
является уплотнение сетки скважин, коэффициент охвата для объекта БС101 составит 0,829
д.ед., для объекта БС11 – 0,839 д.ед. КИН может существенно превысить утвержденный
0,26 при плотности сетки 25га/скв.) и достичь 0,400 д.ед. при плотности 17.4га/скв.
Гл.3
139
3. Для малых газовых залежей и месторождений можно констатировать, что
проектирование разработки имеет принципиальные особенности, а именно:
- использованием малых по запасам и низких по продуктивности месторождений
для местного потребления на основе автономных систем газоснабжения;
- использованием потенциала этих залежей как регулятора неравномерности
потребления в единой системе газоснабжения;
- недостаточным объемом и качеством информации для проектирования и, как
правило, не отвечающей требованиям нормативных документов на проектирование
разработки месторождений природного газа.
В связи с этим требуется создание научно-методических основ проектирования
разработки малых месторождений в автономных системах, в которых должны быть
предложены эффективные методы расчета технологических и технико-экономических
показателей, учтены экологические аспекты освоения.
4.
Анализ
всех
аспектов
освоения
малых
месторождений
позволяет
сформулировать основные принципы, которые должны быть положены в основу
методологии проектирования:
- строительство всех объектов добычи и обустройства промыслов должно быть
закончено до начала их эксплуатации и рассчитано на длительную и стабильную работу с
постоянной годовой производительностью 1-2 % от начальных запасов с резервом для
обеспечения пиковых поставок газа;
- темпы разработки (годовые отборы) определяются на основе техникоэкономических расчетов и условий поставок газа потребителю, при этом за период
постоянного отбора газа отдельного месторождения или группы близко расположенных
месторождений должно быть отобрано не менее 50 % от начальных запасов газа;
- рабочие дебиты скважин должны обеспечивать стабильные уровни добычи до
конца периода постоянных отборов, при этом должны быть соблюдены условия по
оптимальным технологическим режимам работы скважины;
- размещение забоев скважин должно обеспечивать равномерное дренирование по
площади зон с различной категорийностью запасов (ВС1 и С2), а также всего объема
залежи;
- в связи с малыми дебитами целесообразно применение скважин малого диаметра;
- запасы газа, характеристики проектных скважин и других элементов промыслов
уточняются по мере накопления информации;
- в отличие от традиционного стадийного проектирования разработки для мелких
залежей сразу составляется технологическая схема разработки с соответствующим
резервом на неопределенность информации.
Гл.3
140
4. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Во второй половине прошлого века при разработке месторождений нефти нашли
самое широкое применение такие принципиальные научно-технические решения [5, 9, 10,
133, 142, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 208], как:
- формирование внутриконтурного заводнения с начала разработки залежей;
- перевод скважин под нагнетание воды после отработки на нефть;
- ускоренный перевод скважин на механизированный способ добычи (ЭЦН, ШГН,
газлифт и др.);
- новые методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи (гидроразрыв,
обработка ПЗП, ВПП и др.);
- строительство скважин с горизонтальным окончанием и другие.
Важнейшая проблема современного развития нефтяной промышленности –
поддержание добычи и уменьшение темпов падения добычи углеводородного сырья.
Увеличение
коэффициента
извлечения
нефти
(КИН)
чаще
всего
достигается
уплотнением сетки скважин на уже разбуренных залежах, выработкой остаточных
запасов нефти из обводненных пластов, вводом в эксплуатацию бездействующих или
малодебитных
скважин,
отработкой
низкопродуктивных
залежей,
разработкой
подгазовых и водонефтяных зон [165, 166, 173].
Необходимо совершенствование методов проектирования разработки и ввода
малых
месторождений,
а
также
второстепенных
залежей
средних
и
крупных
месторождений, расположенных в обустроенных районах, с использованием новых
технологий и технических решений.
Однако имеется возможность решения этой проблемы путем ввода в разработку
новых
месторождений,
расположенных
в
хорошо
обустроенных
районах,
но
характеризующиеся сложным геологическим строением, фазовым состоянием и, как
правило, небольшими геологическими запасами. Данные месторождения являются
существенным резервом ресурсной базы региона. Естественно, подходы к разработке
таких месторождений должны существенно отличаться от традиционных. Это касается не
только темпов их освоения, но и технологий эксплуатации, подходов к проектированию
разработки и прочего.
Таким
образом,
совершенствования
методов
и
технологий
повышения
рентабельности разработки месторождений со сложным геологическим строением с
применением горизонтальных скважин (ГС), боковых стволов (БС, БГС), а также
многозабойных скважин (МЗС) является важной научной и практической задачей.
Гл.4
141
4.1. Обоснование эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов
Практика
бурения
и
эксплуатации
так
называемых
«боковых»
стволов
свидетельствует о его технико-экономическом превосходстве по сравнению с бурением
новых скважин за счёт меньшей стоимости одного метра бурения, использования
существующей системы сбора, транспорта, коммуникаций на месторождении, а также при
применении дополнительных технологий, стимулирующих добычу нефти (например,
гидроразрыв и другие работы), ограниченных горно-геологическими условиями залежей
нефти или газа (заводнённые зоны пласта, контактные водонефтяные или газоводяные
зоны и т.д.) [11-13]. Немаловажное значение имеют и экологические аспекты добычи
нефти или газа. При этом следует отметить, что хотя метод известен достаточно давно,
технология его осуществления была значительно адаптирована к реальным горногеологическим условиям лишь в последние годы [14-21].
Поиски новых научно-технических решений, позволяющих строить скважины с
несколькими дополнительными стволами в продуктивном пласте, были начаты
А.М.Григоряном [21, 171] совместно с В.А.Брагиным и К.А.Царевичем. Такие ученые как
В.И.Щуров [167], И.А. Чарный [48], А.М. Пирвердян [168],
[49, 169, 170],
В.П.Табаков, Ю.П.Борисов
В.П. Пилатовский, С.Н. Закиров [173] и другие в свое время проводили
теоретические работы по определению характера притока нефти и увеличению дебита при
эксплуатации многозабойных и ГС. Современный опыт применения скважин сложного
профиля показывает, что высокое качество их строительства является решающим
условием повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений.
При этом практически неизбежное увеличение стоимости бурения за счет исполь-зования
инновационных технологий и новых технических средств перекры-вается ростом
нефтедобычи и снижением эксплуатационных издержек.
Дадим несколько определений [249, 250]. Ствол скважины – пространство от
начала (устье) до дна (забой) скважины, ограниченное ее боковой поверхностью (стенка).
Боковой ствол скважины - дополнительный ствол, пробуренный из основного
ствола при капитальном ремонте скважины по геологическим или техническим причинам
для обеспечения извлечения нефти из пород или нагнетания в породы рабочего агента.
Многозабойная скважина - скважина, имеющая ответвления от основного ствола
в виде искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта.
Наклонная скважина – скважина, у которой эксплуатационная часть проектного
профиля ствола вскрывает продуктивный пласт под зенитным углом не более 600.
Горизонтальная скважина – скважина, у которой эксплуатационная часть
проектного профиля ствола вскрывает продуктивный пласт в продольном направлении с
зенитным углом более 700.
Гл.4
142
Боковой горизонтальный ствол скважины - боковой ствол, пробуренный из
основного ствола, у которого эксплуатационная часть проектного профиля вскрывает
продуктивный пласт с зенитным углом более 700.
Наличие прогресса в области бурения боковых стволов позволило ОАО
«Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» избрать вышеуказанную технологию как одно из наиболее
приоритетных направлений деятельности с целью ввода в рациональную разработку
участков залежей «старых» месторождений. Она позволяет осуществить восстановление
аварийного фонда скважин и обеспечить отработку запасов нефти пластов, эксплуатация
которых другими технологиями малоэффективна [29, 30, 194-197].
Первый опыт бурения дополнительных (боковых) стволов в ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» относится к 1995-1998 гг. Тогда было выполнено около 10 зарезок, но
ввиду отсутствия апробированных техно-логий и современного оборудования, получена
невысокая эффективность по большинству скважин и работы были временно прекращены.
Продолжилось бурения боковых стволов в 2002 г. Для этих целей были
привлечены ведущие сервисные компании, работающие не только на внутреннем, но и на
мировом рынке: Шлюмберже (Schlumberger), Бейкер Хьюз (BakarHugos), Халлибуртон
(Hallburton), Лукойл-бурение, Удмурт-бурение, СБК (Сибирская буровая компания) [84,
93, 94, 101, 109, 111, 116].
Естественно, что задача данной технологии – восстановление добычи на длительно
разрабатываемых объектах. Поэтому, одна из первых ориентированных зарезок была
осуществлена в 2002 г. на объекте БС10 Холмогорского месторождения, а в дальнейшем на
объектах Суторминского месторождения. Целесообразность эксплуатации бокового
горизонтального ствола подтверждается скважинами, пробуренными на Суторминском
месторождении, где средние входные дебиты составили по жидкости 187 т/сут, по нефти –
70,2 т/сут. Показатели по объекту Холмогорского месторождения – 57 т/сут и 25 т/сут
соответственно, при накопленной добыче нефти за год эксплуатации 3,7 тыс. т, что
подтверждает наличие подвижных запасов нефти на слабодренируемых участках.
Рассмотрим пример проектирования боковых стволов на Западно-Ноябрьском
месторождении. Залежи нефти открыты в 1987 г. и приурочены к пластам БС12 и БС81.
Более глубокозалегающий пласт БС12 является основным объектом разработки,
вышележащий пласт БС81 эксплуатируется возвратным фондом после выработки запасов и
обводнения скважин ниже-лежащего пласта БС12. Расстояние по вертикали между пластами
БС12 и БС81 сос-тавляет около 200 м. Основные характеристики пластов приведены в табл. 4.1.
Гл.4
143
Таблица 4.1. Основные характеристики пластов и пластовых флюидов ЗападноНоябрьского месторождения
Средняя
Объёмный
Средняя
Плотность Вязкость
Средняя
нефтенакоэффиПласт
проницае- пористость,
нефти,
нефти,
сыщенная
циент
д. ед.
г/см3
мПа·с
мость, мкм2
толщина, м
нефти, б/р
БС81
3.7
0,086
0.20
0.860
1,76
1,155
БС12
8.5
0,043
0.18
0.842
0,87
1,196
1
В плане контур нефтеносности пласта БС8 полностью перекрывается контуром
нефтеносности пласта БС12, площадь верхней залежи составляет примерно 30 % от
площади залежи пласта БС12.
Залежь нефти пласта БС81 – пластово-сводовая, массивная с обширной законтурной
областью. Пласт разделяется на отдельные пропластки локальными глинистыми
прослоями. Средняя эффективная нефтенасы-щенная толщина 3,7 м, максимальная
нефтенасыщенная толщина 11 м (табл.4.1). Типичная кросс секция из гидродинамической
модели с наложенными каротажными диаграммами для пласта БС81 приведена на рис. 4.1.
Нефти пластов средней вязкости, с невысоким газовым фактором 67-97 м3/т, начальное
пластовое давление близко к гидростатическому, разница между пластовым давлением и
давлением насыщения значительна (15,1 - 13,3 МПа).
Рисунок 4.1. Геологический разрез пласта БС81
Всего на месторождении пробурена 421 скважина. Эксплуатационный фонд - 254
скважины, из них действующих - 155. Средний дебит по скважинам за 2002 год 36 м3/сут. До 2002 г. добыча нефти велась, в основном (80 %) по объекту БС12. Объект
Гл.4
144
БС81 разрабатывается с 1992 г. по настоящее время на естественном упруговодонапорном
режиме. Перевод скважин на объект БС8 оказался малоэффективен из-за быстрого
подъема конуса обводнения и частично вследствие заколонных перетоков. За период
разработки отобрано около 3,9 млн м3 жидкости; накопленная добыча нефти составила 1,7
млн т. Благодаря высокой активности законтурной области и подошвенной воды
пластовое давление в процессе разработки снизилось незначительно до 24,0 МПа, при
начальном 26,5 МПа. Средний дебит вертикальных скважин при переводе составлял 26,6
м3/сут при обводнённости 64,3 %. Применение ГРП для стимулирования скважин на
объекте БС81 проводить нецелесообразно из-за близкого расположения подстилающей воды.
Ввиду технических и геологических ограничений было решено вырабатывать запасы пласта
БС81 боковыми горизонтальными стволами.
После
определения
участков
максимальных
остаточных
запасов
нефти
рассчитывались различные варианты проведения траектории горизонтальных стволов,
которые различаются значениями азимутального зенитного углов. Как правило, с точки
зрения разработки процесс выбора траектории является поиском компромисса между
максимальным входным дебитом и максимальной накопленной добычей нефти. Было
рассмотрено два различных варианта расположения ствола скважины. В варианте №1
горизонтальный ствол запланирован с азимутом 360, в варианте №2 - с азимутом 2210. В
настоящее время траектория любой сложности, выбранная геологами и разработчиками,
может быть технически реализована.
Проведённые расчёты свидетельствуют, что первый вариант расположения
бокового ствола является предпочтительным по начальному дебиту нефти и по
накопленной добыче. Этот вариант был реализован на практике. Фактический
пробуренный профиль горизонтального ствола скважины 520 представлен на рис. 4.2,
показатели приведены в табл. 4.2.
В данном случае запланированная траектория была выполнена хорошо. Попадание в
запланированный интервал было проведено с высокой точностью, однако горизонтальный
ствол оказался несколько короче проектного.
При проектировании других боковых горизонтальных стволов на данный пласт
был проведён аналогичный анализ. В настоящее время на пласт БС81 пробурено ещё три
горизонтальных боковых ствола в скв. 433, 487, 428. По всем трем скважинам имеют
место достижение расчетных показателей добычи и существенное превышение дебитов
окружающих вертикальных скважин (табл. 4.2). Во всех трех случаях процесс строительства
скважин занял больше запланированного времени. Однако технические трудности, с которыми
сталкивались в начале проекта, сегодня преодолены.
Гл.4
145
Рисунок 4.2. Фактический профиль горизонтального ствола скважины 520
До 2002 г. Западно-Ноябрьское месторождение находилось в стадии падающей
добычи, но реализация технологий бурения боковых горизонтальных стволов,
оптимизации и интенсификации дебитов скважин позволила стабилизировать добычу и
даже перевести месторождение в стадию растущей добычи.
В целом на месторождениях Ноябрьского района при бурении боковых стволов
получены следующие результаты (табл. 4.2). Входные дебиты жидкости изменяются от
4,3 до 611 т/сут, в среднем 206 т/сут, порядка 70 % скважин имеют входную
обводненность более 10 %, следовательно, оказались в зоне с подошвенной водой, либо
заводненной закачиваемой водой. За год из скважин отобрали от 5,4 до 60,0 тыс. т нефти,
в среднем 12,7 тыс. т нефти на один боковой ствол, в т.ч. 18,2 тыс. т нефти на одну
горизонтальную
зарезку.
Вышеуказанные
технологии
имеют
существенную
инвестиционную привлекательность по полученным параметрам.
Сопоставление результатов бурения боковых стволов и соседних вертикальных
скважин показало явное преимущество за скважинами с боковыми горизонтальными
зарезками по всем показателям.
В целом дебиты нефти скважин, эксплуатирующихся с боковыми горизонтальными
стволами в 2,1-4,2 раза, а по жидкости в 2,8-6,3 раза выше обычных скважин. Учитывая,
что обводнённость в 1,1-1,5 раза ниже у скважин, эксплуатирующихся боковыми
горизонтальными
стволами,
можно
свидетельствовать
о
вовлечении
ранее
не
дренируемых запасов.
Гл.4
146
Таблица 4.2. Технологические показатели бурения ГС и БС на месторождениях ОАО Ноябрьскнефтегаз
№ п/п
Пласт
№
скв.
Намечаемые показатели
Диамет
Qж, Qн,
р
Тип
т/су т/су
хвостов зарезки
т
т
ика, мм
1
БС10
112
61
Всего по месторождению 1 скв.
26
102
190
180
177
153
255
102
102
102
102
102
1
БС8
2384б
0
2
БС8
1054
1
3
БС10
2077
1
4
БС9
4762
5
БС7
885
Всего по мест-нию 4 скв.
230
309
232
200
310
1
БС8
433
2
БС8
487
3
БС8
520
4
БС8
428
Всего по мест-нию 4 скв.
454
279
245
340
250
200
200
260
88.9
88.9
102
88.9
1
БВ8
1719
2
БВ8
1060
Всего по мест-нию 2 скв.
50
50
35
23
102
102
Гл.4
Входные показатели при запуске
Оборудование
Qж,
т/сут
Qн,
т/сут
Холмогорское
ориент.
FC650
57.0
25.0
среднее значение
57.0
25.0
Суторминское
гор
FC1600
305.0 299.0
гор
Э-50
53.0
12.0
гор
DN-4300
307.0 10.0
гор
FC2200
270.0 30.0
гор
не введена
среднее значение
187.0 70.2
Западно-Ноябрьское
гор
FC2700
420.0 278.0
гор
FC2700
385.0 295.0
гор
FC400
360.0 257.0
гор
DN-5800
611.0 508.0
среднее значение
444.0 334.0
Вынгапуровское
ориент.
фонт
90.0
67.0
ориент.
фонт
39.0
29.0
среднее значение
64.5
48.0
Обводне
н-ность
%
Дата
ввода
Текущие показатели
Накоп.
ОбводQж,
Qн,
добыч
неннос
т/сут т/сут
а,
ть %
тыс.т.
48.0
48.0
28.9.02
31.5
31.5
0.3
0.3
99.2
99.0
10.0
75.0
97.0
87.0
15.3.03
23.6.03
20.8.03
20.9.03
1.9.03
427.1
44.8
307.2
270.0
262.3
69.5
5.8
10.3
30.0
28.9
83.7
12.940
87.0
0.539
96.6
0.124
87.0
0.330
89.0 3.483
22.0
10.0
12.0
5.0
24.7
1.7.02
28.4.03
21.1.03
10.8.03
347.4
648.4
486.3
501.0
495.8
42.4
411.2
238.6
489.3
295.4
87.8
36.6
50.9
2.3
40.4
51.699
49.758
59.988
10.765
43.052
10.0
9.0
25.6
25.1.03
31.1.03
27.7
35.3
31.5
26.4
34.8
30.6
4.7
1.3
2.9
9.331
9.294
9.312
62.4
3.680
3.68
147
№ п/п
Пласт
№
скв.
Намечаемые показатели
Диамет
Qж, Qн,
р
тип
т/су т/су хвостозарезки
т
т
вика,
мм
Ю12
Ю11
БП111
БП122
Ю11
Ю11
БП111
Ю11
Ю11
1
771
2
2000
3
2061
4
2199
5
1974
6
1972
7
552
8
2005
9
2007
Всего по мест-нию 9 скв.
45
170
39
145
150
200
190
230
220
127
170
166
210
187
102
102
114
102
114
114
1
БС9
292
2
БС8
8074
3
БС8
8005
2
4
БС11
35
5
БС7
947
Всего по мест-нию 5 скв.
452
217
180
250
200
214
143
119
136
170
114
102
102
102
102
1
БС92
1633
2
2
БС9
1447
Всего по мест-нию 2 скв.
Гл.4
140
120
102
продолжение табл. 4.2
Текущие показатели
Входные показатели при запуске
Оборудование
Qж,
т/сут
Qн,
т/сут
Обводне
н-ность
%
Вынгаяхинское
углубл
фонт
30.0
25.0
16.7
углубл
фонт
180.0 150.0
0.0
ориент.
ЭЦН-80
31.2
19.8
36.6
ориент.
ЭЦН-80
34.0
5.0
85.3
углубл
фонт
46.0
25.0
45.7
углубл
фонт
303.0 250.0
0.6
гор
Э-200
не введена
углубл
фонт
161.0 137.0
0.0
углубл
фонт
153.0 120.0
21.5
среднее значение
117.0 91.5
22.0
Средне-Итурское
гор
FC650
95.0
78.0
3.0
гор
FC1600
115.0 57.0
42.0
гор
FC1600
250.0 199.0
6.0
гор
FC2700
280.0 107.0
48.0
гор
FC1600
214.0 176.0
4.0
среднее значение
215.0 135.0
37.3
Сугмутское
ориент.
4.3
4.0
5.9
ориент.
FC925
не введена
среднее значение
4.3
4.0
5.9
Накоп.
добыч
а,
тыс.т.
Дата
ввода
Qж,
т/сут
Qн,
т/сут
Обводненнос
ть %
28.11.02
17.3.03
1.6.02
1.6.01
23.5.03
10.7.03
1.9.03
19.8.03
11.9.03
20.1
230.1
11.3
6.4
211.9
229.3
137.3
153.0
124.9
19.6
230.1
5.7
6.0
211.9
229.3
137.3
120.0
120.0
2.4
0.0
49.9
6.1
0.0
0.0
0.0
21.5
4.0
5.070
37.312
12.017
3.709
24.537
12.652
1.785
2.40
12.435
9.11.02
9.11.02
21.1.03
4.4.03
14.6.03
97.2
89.5
272.2
168.4
117.9
149.0
56.5
7.0
117.2
69.2
113.8
72.7
41.8
92.2
56.9
58.9
3.5
51.2
16.199
4.756
24.027
14.213
9.844
13.808
1.5.02
1.3.03
4.1
4.1
3.7
3.7
9.8
9.8
0.534
0.534
148
№ п/п
Пласт
№
скв.
Намечаемые показатели
Диамет
Qж, Qн,
р
тип
т/су т/су хвостозарезки
т
т
вика,
мм
1
АС6
74
0
2
БС10
143
3
ПК19
1083
0
4
БС8
85
5
БС11
257
6
АС6
76
7
ПК19
1135
0
8
БС10
240
0
9
БС10
166
0
10
БС10
163
Всего по мест-нию 10 скв.
300
132
154
400
300
430
143
300
149
126
110
90
131
214
178
250
118
240
126
107
102
102
102
102
89
102
102
102
102
88.9
1
БВ8
602
2
БВ8
606
Всего по мест-нию 2 скв.
460
194
380
159
102
102
1
БС11
314R
Всего по мест-нию 1 скв.
82
ВСЕГО по району 41 скв.
на 1 скважину
Гл.4
70
102
продолжение табл. 4.2
Текущие показатели
Входные показатели при запуске
Оборудование
Qж,
т/сут
Спорышевское
FC2700
367.0
FC1200
138.0
FC1600
315.0
FC2700
300.0
FC2700
270.0
FC1600
102.0
DN1750
266.0
FC2200
300.0
Qн,
т/сут
Обводне
н-ность
%
гор
286.0
22.1
гор
90.0
34.8
гор
252.0
20.0
гор
247.0
17.7
гор
220.0
18.5
гор
79.0
22.5
гор
0.0
100.0
гор
237.0
21.0
гор
не введена
гор
FC1200
не введена
среднее значение
257.3 176.4
31.4
Ярайнерское
гор
ЭЦН-50
35.0
28.0
1.0
гор
ЭЦН-80
не введена
среднее значение
35.0
28.0
1.0
Северо-Янгтинское
гор
FC1600
315.0 252.0
1.0
среднее значение
315
252
1
Накопленное
значение
среднее значение
206 138.7
32.6
Накоп.
добыч
а,
тыс.т.
Дата
ввода
Qж,
т/сут
Qн,
т/сут
Обводненнос
ть %
5.1.03
3.5.03
2.4.03
4.5.03
4.4.03
1.5.03
переток
1.7.03
1.9.03
1.9.03
345.5
148.4
234.7
518.9
492.5
44.9
210.5
285.1
136.5
123.5
54.0
126.4
216.6
43.6
204.3
129.3
60.5
16.8
77.0
75.6
56.0
2.9
2.9
54.7
39.255
13.99
10.909
24.801
34.835
5.431
13.128
20.336
24.5.03
1.8.03
35.7
33.8
5.2
3.413
35.7
33.8
5.3
3.413
170.3
170.3
5
5
97.1
97.1
162.3
84.9
47.7
0.218
0.218
520.75
2
12.700
30.6.03
149
4.2. Анализ эффективности применения ГРП
Одним из эффективных
методов повышения продуктивности скважин и
увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта [12, 24,
34, 36, 138-141, 146-147, 148, 149]. Гидравлический разрыв может быть определен как
механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода
разрывается по направлениям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт
давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с
поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва,
называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления трещина
увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых
скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, увеличивается
область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва
транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом
состоянии после снятия избыточного давления.
В результате ГРП существенно повышается дебит добывающих или приемистость
нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной
зоне и увеличения фильтрационной поверхности, а также увеличивается конечная отдача
продуктивных пластов за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и
пропластков.
Метод
ГРП
имеет
множество
технологических
решений,
обусловленных
особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП
различаются прежде всего объемами закачки технологической жидкости, проппанта и,
соответственно, размерами создаваемых трещин [146-155].
Рассмотрим эффективность
реализации ГРП на примере Вынгаяхинского
газонефтяного месторождения, которое находится на территории Пуровского района
Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Открыто месторождение в
1968 г., введено в разработку в 1986 г. в соответствии с технологической схемой
разработки [209, 210].
Основным объектом разработки является пласт БП111 в котором сосредоточенно
83 % начальных извлекаемых запасов нефти месторождения.
Утвержденным
вариантом
технологической
схемы
предусматри-валась
реализация в южной части залежи основного пласта БП11 блоковой трехрядной системы
1
(рис.2.5) с осуществлением мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин,
усилению системы заводнения в пределах блоков за счет организации очагового
заводнения, применение нестационарного заводнения; разбуривание месторождения в
Гл.4
150
северном направлении осуществлять по треугольной сетке 500x500 м при получении
рентабельных дебитов нефти.
Гидравлический разрыв пласта на Вынгаяхинском месторождении применяется с
1996 года. Всего по состоянию на 1.01.1999 г. проведено 74 операции ГРП по пласту
БП111.
Технология глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта предназначена
для создания в продуктивном пласте высокопроводящих трещин гидроразрыва с целью
повышения продуктивности скважин и нефтеизвлечения в коллекторах с проницаемостью
менее 0,05 мкм2 за счет увеличения поверхности фильтрации. Это позволяет
разрабатывать
низкопродуктивные
залежи
и
увеличить
объемы
добычи
трудноизвлекаемых запасов нефти.
Анализ состояния выработки запасов нефти из пласта БП111 проводился по
отдельным участкам. Выделение участков проведено по распространению коллекторов в
пределах залежи с юга на север. Средние значения геолого-физических параметров по
участкам приведены в табл. 4.3. Всего выделено 5 участков, и сразу видно, что участок 5
(самый северный) характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами и низкой
продуктивностью.
Гидроразрыву
подвергались
скважины
со
средним
дебитом
нефти,
не
превышающим 10 т/сут, причем до ГРП зачастую они простаивали по нескольку лет.
Как свидетельствует проведенный анализ, после гидроразрыва на скважинах
получено увеличение дебита нефти в 2-14 раз (табл. 4.4), что в абсолютном выражении
составляет от 8 т/сут (участок 4) до 39 т/сут (участок 3). Дебит жидкости после ГРП в
среднем увеличился в 2,3-16 раз. Наиболее эффективным ГРП оказался на участках 1 и 3,
что прямо связано с геологическим строением.
Таблица 4.3. Значения геолого-физических параметров участков Вынгаяхинского
месторождения
Участки
Параметры
Нефтенасыщенная толщина, м
Коэфф. песчанистости, д. ед.
Коэфф. нефтенасыщенности, д. ед.
Коэфф. пористости, д. ед.
Коэфф. проницаемости, 10-3 мкм2
Коэфф. продуктивности,
м3/сут·МПа
Гл.4
1
7.10
0.64
0.69
22.2
113
2
9.86
0.60
0.58
19.1
25
3
8.58
0.64
0.66
22.0
111
4
8.47
0.48
0.53
18.7
26
5
9.80
0.54
0.52
18.6
22
0.498
0.258
0.313
0.199
0.050
151
Фактическая накопленная добыча нефти после ГРП составила 753,0 тыс. т,
жидкости 1088,8 тыс. т или в среднем на одну скважину ­ 10,2 т/сут, жидкости - 14,7 т/сут.
Оставшаяся дополнительная добыча нефти на одну скважину максимальна на участке 1 5,8 тыс. т. при продолжительности эффекта 33 месяца, минимальна на участке 4 - 0,2 тыс.
т. при продолжительности эффекта 5 месяцев (табл. 4.5).
Технологическая эффективность применения ГРП характеризуется:
-дополнительной добычей за счет повышения нефтеотдачи пластов, т.е. добычей от
вовлеченных в разработку ранее недренируемых запасов нефти;
-текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации притока;
- сокращением объема попутно добываемой воды.
Таблица 4.4. Средние технологические показатели работы скважин
№
участка
1
2
3
4
5
Средние показатели
Средние показатели
Кратность
скважин
скважин после ГРП
увеличения
до ГРП
Изменение
Дебит
Дебит
Дебита обводненДебит
Дебит
Дебита
ности,
по
Обводпо
Обводпо
по
по
по
д.ед.
жид- ненность,
жид- ненность,
жиднефти,
нефти,
нефти,
кости,
д.ед.
кости,
д.ед.
кости,
т/сут.
т/сут.
разы
т/сут.
т/сут.
разы
3,0
13,0
0,77
35,0
87,0
0,59
11,7
6,7
-0,18
4,0
6,2
0,36
19,0
59,8
0,68
4,8
9,6
+0,32
3,0
6,0
0,50
42,0
96,0
0,56
14,0
16,0
+0,06
9,0
18,0
0,50
17,0
42,0
0,59
1,9
2,3
+0,09
7,0
13,0
0,46
22,0
50,0
0,56
3,1
3,8
+0,10
Продолжительность эффекта определяется суммированием времени работы
скважины в те периоды, когда фактический дебит нефти больше, чем прогнозный
базовый.
При проведении практических расчетов большее предпочтение следует отдавать
интегральным кривым, поскольку они менее подвержены влиянию системы разработки,
ошибок измерения, времени простоя скважин и, кроме того, позволяют оценить не только
эффект, но и величину потенциально-извлекаемых запасов нефти. Но характеристики
вытеснения можно использовать при обводненности более 30 % и времени работы
скважины более 3-4-х лет. Поэтому задача оценки эффективности ГТМ зачастую решается
на основе построения кривых падения дебита нефти.
По каждому участку были построены зависимости относительного дебита и
динамики дебитов нефти до и после проведения ГРП [59, 61, 70, 95, 127, 134, 145, 150,
200]. Для аппроксимации полученных зависимостей была использована линейная
зависимость:
y = ax+b.
Гл.4
152
Таблица 4.5. Фактическая и расчетная продолжительность эффекта от ГРП по
участкам Вынгаяхинского месторождения
Накопленн Оставшеес
Факт.
Факт. доп. Факт.
Обводая доп.
я
накопл.
добыча длительдобыча
Кол-во
ненвремя
Участок
добыча
нефти на ность
ГРП
ность,
после ГРП продолж.
нефти,
1скв, тыс. эффекта,
за весь
%
эффекта,
тыс.т
т
месяц
период
месяц
1
10
218.8
26.7
21.9
38
276.4
33
2
13
62.0
58.6
4.8
25
75.7
13
3
10
299.4
30.1
29.9
42
316.3
10
4
32
132.9
16.0
4.2
28
139.8
5
5
9
39.9
26.1
4.4
16
71.3
20
Итого
74
753.0
30.8
10.2
879.5
В таблице 4.6 приведены значения коэффициентов а, b и коэффициента корреляции
R для этой зависимости по каждой группе скважин, в которых проводился ГРП. С
использованием
этой
зависимости
определялась
продолжительность
эффекта
и
дополнительная добыча нефти от проведения ГРП. Пример полученной зависимости по
участку 3 приведен на рис. 4.3.
Таблица 4.6. Значение коэффициентов a, b и коэффициента корреляции R для
линейной зависимости
a
b
R2
№ участка
до ГРП после ГРП до ГРП после ГРП до ГРП после ГРП
1
-0.535
-0.528
11.598
37.727
0.321
0.607
2
-0.134
-0.406
2.647
15.583
0.251
0.736
3
-0.468
-0.426
4.215
28.160
0.240
0.849
4
-0.147
-0.529
4.329
17.732
0.426
0.816
5
-0.307
-0.586
0.874
21.032
0.379
0.716
50
45
40
Дебит т\сут.
35
30
25
y = -0.426x + 28.16
R² = 0.849
20
15
10
5
0
-55 -50 -45 -40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Месяцы
Рисунок 4.3. Оценка эффективности ГРП по скважинам участка 3
Гл.4
153
Проведенный
анализ
результатов
гидроразрывов
пласта
в
скважинах
свидетельствует о значительной технологической эффективности работ с точки зрения,
как интенсификации, так и повышения нефтеотдачи. После проведения ГРП достигнуто
увеличение дебита по нефти в среднем в 5,2 раза, что позволило начать эффективно
эксплуатировать малодебитный и простаивающий фонд скважин. В целом от ГРП
дополнительно добыто 753 тыс. т нефти.
4.3. Исследование эффективности применения одновременно-раздельной закачки
воды на нефтяных месторождениях
Регулирование отработки пластов с целью максимального извлечения флюида в
условиях неоднородных коллекторов требует применения методов одновременнораздельной эксплуатации [119]. Так компания ОАО "Татнефть" активно развивает
технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной
скважиной [180, 181, 182]. Фонд скважин с ОРЭ в 2009 году достиг 561 единицы,
дополнительный прирост среднесуточного дебита нефти по каждой такой скважине в
текущем году составил 3,8 тонн в сутки. С начала эксплуатации подобных скважин объем
накопленной дополнительной добычи нефти к концу 2009 года составил около 1127 тыс.
т. Кроме этого, в компании с 2007 года получила развитие технология одновременнораздельной закачки воды (ОРЗ), которая внедрена на 132 нагнетательных скважинах.
Технологии ОРЭ и ОРЗ дают возможность наиболее интенсивно проводить
разработку
одной
сеткой
скважин
одновременно
нескольких
объектов,
резко
различающихся по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания.
Данные технологии позволяют также сократить объемы бурения за счет использования
ствола одной скважины и организации одновременного (совместного) отбора запасов
нефти; повысить производительность скважины за счет оптимизации работы объектов;
увеличить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов
разработки или разных по продуктивности пластов одного объекта разработки.
Данная технология является одним из перспективных направлений в области
совершенствования разработки в Западной Сибири, с использованием многопакерносекционных компоновок скважин. ОРЭ включает в себя организацию одновременнораздельной добычи (ОРД) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) на многопластовых
месторождениях [97, 102, 103, 104, 105, 119, 177, 178, 179]. Интел-лектуальные скважины
с
многопакерными
Гл.4
компоновками
подземного
оборудования
дают
возможность
154
контролировать промысловые параметры работы системы «пласт-скважина» в режиме
реального времени.
ОРД
и
ОРЗ
интеллектуальных
это
–
скважин
новые
с
технологии,
включающие
многопакерно-секционными
использование
компоновками,
предназначенные для раздельной добычи и дифференцированной закачки в геологически
разнородные эксплуатационные объекты. Вопрос о совместной разработке нескольких
эксплуатационных объектов одной сеткой скважин всегда привлекал к себе внимание,
прежде всего по экономическим соображениям, так как значительная доля капитальных
вложений затрачивается на разбуривание месторождения.
Принципиальная
схема
одновременно-раздельной
разработки
нескольких
эксплуатационных объектов приведена на рис. 4.4.
Применение
данной
технологии
позволяет
решить
вопросы
управления
воздействием на каждый из объектов путем установки различных штуцеров и клапанных
устройств в глубинные штуцерные камеры, расположенные напротив эксплуатируемых
объектов. Использование пакерующих компоновок позволяет решить целый спектр задач
по управлению разработкой нескольких объектов, а именно:
•
временное отключение одного или нескольких из эксплуатируемых пластов или
интервалов с целью ожидания перераспределения поля давления в скважине (конусы газа
и воды);
•
нестационарное воздействие на пласты с целью повышения нефтеотдачи
пластов;
•
снижение депрессии на пласт с целью предотвращения преждевременного
обводнения и прорыва газа к забою скважины, перераспределения давления, а так же
ограничения разрушения коллектора для слабосцементированных пород;
•
проведение прямых исследований каждого из продуктивных интервалов.
Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по
проницаемости, приводит к неравномерному заводнению залежей. При этом ускоренное
продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит
к прорывам воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, возрастанию затрат на
ее извлечение и последующую закачку в пласт. Это приводит в лучшем случае к
повышению себестоимости добычи нефти, в худшем – к выводу обводненной скважины
из эксплуатации вместе с потерей запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых
пластах.
Гигантское по геологическим запасам нефти Приобское месторождение было
открыто в 1982 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской
Гл.4
155
области. Южная территория Приобского месторождения, относящаяся к ОАО «Газпром
нефть», введена в пробную эксплуатацию в 1999 году, а в промышленную разработку - в
2002 году.
Рисунок 4.4. Принципиальная схема технологии ОРЭ. 1 – УЭЦН, 2 – пакер, 3 мандрели
В тектоническом плане Приобское месторождение приурочено к западному склону
Мансийской суперсинеклизы. Промышленно нефтеносны пласты АС10, АС121, АС122
фроловской свиты нижнего мела (рис. 4.5).
Месторождение характеризуется сложным геологическим строением, а именно:
- развитием в продуктивной толще клиноформных отложений с литологическими
ловушками;
- наличием множества продуктивных пластов;
- низкими и значительно изменчивыми фильтрационно-емкостными свойствами
пород-коллекторов;
- высокой степенью геологической неоднородности – пониженной песчанистостью
(0,27-0,43) и высокой расчлененностью пластов (4,9-8,8).
При высокой неоднородности фильтрационных свойств проницаемость верхнего
пласта АС10 составляет 0,0047мкм2 и кратно больше проницаемости нижних пластов АС121и АС122 (0,0022 и 0,0009 мкм2 соответственно). Совокупные размеры площади
Гл.4
156
нефтеносности по всем пластам Приобского месторождения – 35*73 км. Глубины
залегания пластов - в интервале 2488-2649 м с глинистыми перемычками между пластами
толщиной от 63 до 102 м.
Рисунок 4.5. Геологический профиль продуктивной толщи Приобского
месторождения
Средние нефтенасыщенные толщины пластов невысокие – от 3,4 в АС121 до 6,9 м
по АС122, коэффициент пористости – 18 %, проницаемости по ГДИ от 0,0003 до 0,0148
мкм2.
Нефти средней плотности 0,863-0,868 т/м3, маловязкие, вязкость в пластовых
условиях - 1,35÷1,52 мПа*с, парафинистые – 2,5 %, сернистые - 1,3 %, с невысоким
газосодержанием 70÷77 м3/т при давлении насыщения - 11,9÷12,9 МПа (табл. 4.7).
Термобарические условия типичные для региона: начальное пластовое давление близко к
гидростатическому (25,6÷26,0 МПа), пластовая температура 87÷92 0С. При раздельном
испытании пластов притоки нефти не превышали 8 т/сут.
В соответствии с проектными решениями, продуктивные пласты объединены в
единый эксплуатационный объект с реализацией однорядной системы заводнения с
плотностью сетки скважин 31,2 га/скв и ориентацией разрезающих нагнетательных рядов
в северо-западном направлении, согласно тренду напряженности пород.
Добыча нефти на месторождении достигла максимума - 7.1 млн т в 2008 году при
темпе отбора от НИЗ, равного 2,5 %. С начала разработки из продуктивных пластов
месторождения добыто 22,538 млн т нефти, что составляет 8,0 % от начальных
Гл.4
157
извлекаемых запасов при обводненности продукции скважин 22,4 %, текущий КИН –
0,022 д.ед. (рис. 4.6).
Таблица 4.7. Геолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта
Приобского месторождения
Параметры
Средняя глубина, м
Тип залежи
Тип коллектора
Нефтенасыщенная толщина, м
Общая толщина, м
Пористость, д.ед.
Средняя нефтенасыщенность, д.ед.
Проницаемость, мкм2
Пластовая температура, 0С
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с
Коэффициент песчанистости, д.ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Объемный коэффициент нефти, ед.
Содержание серы, %
Содержание парафина, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание, м3/т
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Средняя продуктивность, 10•м3/(сут•МПа)
Всего
на
месторождении
пробурено
пласты
AC10
AC121
AC122
2488
2586
2649
Литологически-экранированная
Терригенный поровый
5.1
3.4
6.9
75
97
95
0.18
0.18
0.18
0.61
0.56
0.5
0.0047
0.0022
0.0009
87
89
92
25.6
25.8
26
1.52
1.37
1.35
0.32
0.27
0.43
6.2
4.9
8.8
1.2
1.2
1.2
1.3
1.3
1.3
2.48
2.46
2.47
11.9
11.9
12.9
70
75
77
0.868
0.865
0.863
0.113
0.063
0.045
1122
скважины.
Структура
эксплуатационного фонда по состоянию на 1.01.2009 г. следующая: добывающих скважин
– 681, из них 672 - действующих, 302 - нагнетательных, из них 280 - под закачкой.
25
12500
20
10000
15
7500
10
5000
Обводненность
Добыча нефти, жидкости; закчка воды
15000
5
2500
0
0
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Добыча нефти всего, тыс.т.
Добыча жидкости всего тыс.т.
Закачка воды, тыс.м3.
Обводненность, %
2008
годы
Рисунок 4.6. Динамика показателей разработки Приобского месторождения
Гл.4
158
Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, с
помощью УЭЦН.
Поддержание пластовой энергии осуществляется путем заводнения при внедрении
однорядной системы с использованием сеноманской и подтоварной воды. Годовой объем
закачки воды в 2008 году достиг 12.9 млн м3 при текущей компенсации отборов жидкости
108%. Текущее значение пластового давления ниже первоначального на 5-10% и
составляет 23-25 МПа в залежах пластов АС121- АС122 и 26 МПа - в пласте АС10, что
свидетельствует о необходимости регулирования и управления объемами закачки воды по
пластам.
На южной части Приобского месторождения предусмотрена проектом и
осуществляется совместная эксплуатация пластов АС10, АС121, АС122 с раздельной
закачкой воды в каждый из этих пластов. В нагнетательных скважинах, вскрывающих
более одного продуктивного пласта, предусмотрено использование специального
внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной закачки.
При совместной эксплуатации продуктивных пластов для эффективной выработки
запасов из разнопроницаемых пластов АС10 и АС121-АС122 нет другой альтернативы, как
внедрение технологии ОРЗ на нагнетательных скважинах.
Воздействие на эксплуатационный объект путем перераспределения в нем
давления и объема закачиваемой воды, приводит к изменению направления и скорости
потоков пластовых флюидов, а также соотношения размеров и взаиморасположения
разнонасыщенных частей залежи. От эффективности этого воздействия зависят основные
показатели разработки месторождения, в том числе и коэффициент извлечения нефти.
Технология
ОРЗ
гидродинамических методов
позволяет
значительно
расширить
возможности
воздействия на группу пластов одной сеткой скважин,
которые включают в себя сочетание нескольких видов воздействия, а именно:
оптимизация репрессии, нестационарное заводнение пластов.
В настоящее время внедряется более совершенная технология одновременнораздельной
закачки,
являющаяся
одновременно-раздельной
одним
разработки
из
составных
нескольких
элементов
технологии
эксплуатационных
объектов,
предложенной НИИ «СибГеоТех» и НИИ "Газлифт".
Технология
посекционную
одновременно-раздельной
закачки
подразумевает
поочередную
установку в нагнетательных скважинах специальной компоновки
подземного оборудования. Каждая из секций устанавливается напротив одного из
продуктивных пластов и в базовом варианте включает (рис. 4.7):
•
Гл.4
пакер;
159
•
одну или две скважинные камеры (оправки) с эксцентричным расположением
кармана для установки клапанов;
•
клапаны;
•
телескопический элемент и разъединитель колонны.
Каждый последующий вышерасположенный пакер изолирует очередной целевой
пласт от вышележащих продуктивных интервалов. Пакер, устанавливаемый над
интервалом
перфорации
самого
верхнего
продуктивного
пласта,
защищает
эксплуатационную колонну от повышенного давления и прямого контакта с закачиваемой
по НКТ водой.
Спуск и установка каждой последующей секции сопровождается гидравлическим
испытанием с целью проверки герметичности пакера.
Отдельные секции соединяются друг с другом через телескопический элемент и
разъединитель колонн, что с одной стороны, исключает избыточные продольные
напряжения в колонне, с другой стороны, позволяет разъединять секции с целью их
поэтапного извлечения или организации промывки.
Скважинные камеры, для обозначения которых в зарубежной литературе
используется термин «мандрель», предназначены для установки различного вида
клапанов.
Специальная
беспрепятственный
проход
эксцентричная
канатного
конструкция
инструмента
и
камер
обеспечивает
позволяет
проводить
соответствующие работы ниже по стволу скважины.
Устанавливаемые в «мандрелях» клапаны в данной компоновке являются
основным элементом регулирования расхода закачиваемой воды. Перед установкой
клапаны соответствующим образом настраиваются и калибруются на поверхности. В
последующем в случае необходимости изменения настроек или замены клапана работы по
извлечению
и
повторной
установке
выполняются
с
использованием
канатного
инструмента.
При этом режимы нагнетательных скважин изменяют сменой устьевых штуцеров
и забойных регуляторов с помощью канатной техники.
В случае необходимости полной изоляции продуктивного пласта вместо
регулирующего клапана напротив него в «мандрель» может быть установлена так
называемая «глухая пробка».
Количество секций в данной компоновке соответствует общему количеству
отдельных целевых продуктивных пластов.
Данная компоновка спускается в сборе с установленными в мандрелях «глухими
пробками» с целью проведения опрессовки компоновки подземного оборудования. После
Гл.4
160
проведения работ «глухие пробки» заменяются на регуляторы расхода (штуцеры) при
помощи канатного инструмента.
Рисунок 4.7. Принципиальная схема одновременно-раздельной закачки воды через
НКТ в два, три и четыре продуктивных пласта
Местоположение пакеров определяется по локатору муфт, чтобы исключить
попадание на муфту эксплуатационной колонны.
Вышеописанная компоновка подземного оборудования за счет соответствующей
настройки и, в случае необходимости, путем смены клапанов позволяет регулировать
процесс закачки воды, обеспечивая при этом беспрепятственный доступ геофизического
приборов в интересующий интервал перфорации, контролировать закачку воды в каждый
Гл.4
161
из продуктивных пластов. На сегодняшний день уже оборудовано по такой схеме более
чем 80 нагнетательных скважин или почти четверть фонда.
Для анализа эффективности рассматриваемой технологии был выбран участок
воздействия в районе скважины 15537, на которой была организована одновременнораздельная закачка на три пласта: АС10, АС121 и АС122. Выбор рассматриваемого участка
основан на том, что здесь проводили контроль ПГИ (расходометрию) до и после
внедрения метода одновременно-раздельной закачки.
Скважина 15537 переведена под закачку в ноябре 2004 года после отработки на
нефть. С момента перевода ее в ППД и до 18.03.2006 г. закачка осуществлялась совместно
в три пласта: по затрубному пространству в пласт АС10 и по колонне НКТ в пласты
АС121+АС122. Расход воды в пласт АС10 по профилю приемистости не регистрировался.
В марте 2006 года эта скважина была оборудована для реализации ОРЗ. В
процессе эксплуатации скважины осуществлялся промысловый контроль объемов закачки
воды. Параметры работы скважины 15537 в динамике показаны в таблице 4.8. В процессе
совместной закачки основную долю воды принимал пласт АС121, что составляло 99 % от
общего объема закачки.
После внедрения
ОРЗ,
согласно
технологическому режиму,
произведено
перераспределение закачиваемой воды в соотношении – 41, 37 и 22 % между тремя
эксплуатационными пластами: АС10, АС121, АС122.
Таблица 4.8. Результаты расходометрии по скважине 15537
Пласт
АС10
АС121
АС122
ИТОГО
Расход Распределение
закачки по
воды,
м3/сут
пластам, %
30.10.2005
0
0
191
99
2
1
193
100
Расход Распределение
воды,
закачки по
м3/сут
пластам, %
13.07.2006
77
41
70
37
41
22
188
100
Расход Распределение
воды,
закачки по
м3/сут
пластам, %
09.10.2006
70
37,5
45
24
72
38,5
187
100
По данному элементу воздействия влияние перераспределения закачки отразилось
на скважинах элемента: видна стабилизация, а затем рост дебита нефти и жидкости,
связанный с подключением в работу интервалов. Хотя до мероприятия происходило
резкое снижение дебитов, несмотря на то, что приемистость скважины была более
1000 м3/сут. Суммарное изменение дебита жидкости в положительную сторону составило
25 % при неизменном забойном давлении и небольшом росте обводненности (рис. 4.8,
4.9).
Гл.4
162
120
50
100
40
80
30
60
20
40
дебит нефти, т/сут
дебит жидкости, т/сут
01.10.08
01.06.08
01.02.08
01.10.07
01.06.07
01.02.07
01.10.06
01.06.06
01.02.06
01.10.05
01.06.05
01.02.05
0
01.10.04
0
01.06.04
10
01.02.04
20
Обводненность,%
60
01.10.03
дебит нефти, жидкости, т/сут
140
Обводненность,%
Рисунок 4.8. Динамика дебита нефти и жидкости, обводненности по скважинам
15506, 15536, 15538, 15566
1600
1400
200
1000
150
800
100
600
400
50
приемистость, м3/сут
01.01.09
01.10.08
01.07.08
01.04.08
01.01.08
01.10.07
01.07.07
01.04.07
01.01.07
01.10.06
01.07.06
01.04.06
01.01.06
01.10.05
01.07.05
01.04.05
0
01.01.05
200
01.10.04
приемистость, м3/сут
1200
давление на устье, атм
250
0
давление на устье, атм
Рисунок 4.9. Динамика приемистости по скважине 15537
По
анализируемым
элементам
на
основании
промыслово-геофизических
исследований нагнетательных скважин были подсчитаны коэффициенты охвата пластов
вытеснением по мощности до и после внедрения ОРЗ. Результаты представлены в таблице
4.9. Хорошо видно, что после внедрения компоновок ОРЗ удалось увеличить
коэффициент охвата вытеснением по мощности на 27.5 % и, следовательно, можно
Гл.4
163
предположить о повышении конечной нефтеотдачи пластов в целом за счет вовлечения в
разработку недренируемых коллекторов.
Таблица 4.9. Изменение коэффициента охвата вытеснением по мощности до и после
внедрения ОРЗ по группе нагнетательных скважин
№ скв
12180
15537
15653
15655
15565
Среднее
Коэффициент охвата пласта вытеснением, д. ед.
до внедрения ОРЗ
после внедрения ОРЗ
0.150
0.237
0.270
0.410
0.930
1.00
0.850
0.940
0.593
0.980
0.559
0.713
Таким образом, внедрение ОРЗ с использованием интеллектуальных скважин с
многопакерными секциями позволяет:
повысить
•
дебит
нефти
скважин
и
увеличить
нефтеотдачу
за
счет
дополнительного вовлечения в разработку наименее проницаемых и недренируемых
прослоев;
•
увеличить степень охвата и интенсивность освоения многопластового
месторождения путем раздельного вовлечения в разработку отдельных разнопроницаемых
пластов;
•
сократить капитальные вложения на бурение нагнетательных скважин;
•
интенсифицировать и регулировать процесс закачки воды по разрезу скважины;
•
обеспечить учет закачиваемого рабочего агента в каждый пласт.
4.4. Обоснование систем разработки с горизонтальными скважинами
Бурение горизонтальных скважин (ГС) – одна из современных технологий
разработки
и
месторождений.
повышения
В
нефтеотдачи
последнее
время
пластов
стали
при
внедрятся
эксплуатации
системы
нефтяных
разработки
с
горизонтальными скважинами. Рассмотрим эффективность реализации таких систем на
примере Сугмутского месторождения.
Сугмутское нефтяное месторождение расположено на территории ЯмалоНенецкого автономного округа Тюменской области, открыто в 1987 г. и введено в
разработку в 1995 г. [116, 230]
Основной объект разработки – пласт БС92 сортымской свиты нижнего мела.
Реализованная система разработки в центральной зоне – трехрядная система заводнения
Гл.4
164
по треугольной сетке 500 м, на северой и
южной части объекта - одно–, двух– и
трехрядные системы по сетке 1000 м с реализацией горизонтальных добывающих
скважин.
Эксплуатационное бурение на Сугмутском месторождении ведется с мая 1994 г. В
настоящее время основная площадь месторождения разбурена, в последние годы ведется
интенсивное добуривание восточной краевой зоны. Разбуривание площади подтвердило
сложное литолого-геологическое строение продуктивного пласта БС92.
Новая
клиноформенная
геологическая
модель
пласта
БС92
Сугмутского
месторождения, созданная специалистами ОАО “Газпронефть - Ноябрьскнефтегаз” в 2001
г., значительно отличается от первоначальной, апробированной ГКЗ РФ в 1992 г. Пласт
разделен на отдельные гидродинамические резервуары клиноформенного строения, в
плане частично перекрывающие друг друга с различными ВНК.
К продуктивному пласту БС92 приурочено 4 залежи нефти: основная, южная – в
районе скв. 460Р, западная – в районе скв. 478Р и северная – в районе скв. 117Р. В
центральной залежи ширина нефтенасыщенной зоны достигает 10 – 12 км, на севере и юге
сокращается до 4 км. Глубины залегания кровли коллекторов пласта БС92 – 2811-2870 м.
Все залежи структурно-литологического типа. ВНК изменяется от а.о. –2714 м до
–2734 м.
Основная залежь пласта содержит подавляющую долю запасов нефти – 97 % и
характеризуется резкой литологической неоднородностью. Зона максимальных толщин
прослеживается по осевой линии с севера на юг. Общая толщина изменяется по
скважинам от 3,6 до 168,6 м, нефтенасыщенная – от 1,6 м до 33,2 м, в среднем составляя
8,8 м. Размер залежи – 59 х 7 км, чисто нефтяная зона занимает 54 %.
Пористость по керну в нефтяной зоне – 15,3 %, по ГИС – 17 %, в водонефтяной
зоне значения пористости по керну и ГИС равны – 17,8 и 18 %, соответственно.
Проницаемость коллекторов по данным гидродинамических исследований в добывающих
скважинах изменяется от 0,002 до 0,033 мкм2 и в среднем по пласту составляет 0,007 мкм2.
По материалам ГИС средняя проницаемость выше и равна 0,058 мкм2.
Коэффициент песчанистости варьирует от 0,1 до 0,5 д.ед. при среднем – 0.4 д.ед., а
коэффициент расчлененности – от 1 до 51 ед., составляя в среднем 14,2 ед.
В настоящее время Сугмутское месторождение находится на третьей стадии падающей добычи нефти (рис. 4.11). Всего за весь период разработки отобрано 61,1 млн т.
нефти или 72.5 % от НИЗ при текущей обводненности - 64,6 %. Текущий темп отбора от
НИЗ составил 8,6 %, текущий КИН – 0,234 д.ед. при утвержденном 0,322 д.ед. (табл.
4.10).
Гл.4
165
На месторождении в 2000 г. началось бурение первой горизонтальной скв. 2301Г,
имеющей диаметр эксплуатационной колонны 0,178 м и длину горизонтального ствола
493 м. Скважина введена в эксплуатацию в марте 2001 г. с высокими технологическими
показателями: дебит нефти – 158 т/сут, жидкости -162 т/сут, обводненность – 2,5 %.
Нефтенасыщенная толщина пласта в районе пробуренной скважины составляет 11,3 м.
В 2001 г. на опытном участке основной залежи совместно с компанией «Forasol»
было пробурено и введено в эксплуатацию пять горизонтальных скважин (2253Г, 2301Г,
2347Г, 2341Г, 2423Г) с многократным превышением дебитов нефти соседних
вертикальных скважин. В связи с высокой эффективностью эксплуатации первых
горизонтальных скважин в новом проекте было предусмотрено дальнейшее разбуривание
объекта БС92 системой ГС.
Таблица 4.10. Сводные технологические показатели разработки Сугмутского
месторождения
Ввод в разработку
1995 г.
Объект разработки
БС92
Система размещения скважин, северная и южная части объекта – одно-, двухрядная,
центральная часть - трехрядная
Расстояние между скважинами по проекту, м
500 - 1000
Фонд скважин, всего/действующий, шт.
699/ 567
в т.ч. добывающих, всего/действующий, шт.
460/ 347
нагнетательных, всего/действующий, шт.
239/ 220
Площадь нефтеносности категории В+С1, тыс. м2
441420
Плотность сетки, га/скв.
64,9
Действующая плотность сетки, га/скв.
73,4
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
7,4
Утвержденный КИН, д.ед.
0,322
Накопленная добыча нефти на 01.01.2008 г., тыс.т
61099,5
Годовая добыча нефти за 2007г., тыс. т
6873,7
Среднегодовая обводненность продукции, %
64,6
Текущий КИН, д. ед.
0,234
Отбор от НИЗ, %
72,5
В настоящее время основная площадь месторождения разрабатывается c
применением ГС по одно-, двух- и трехрядной системам, иногда с их размещением по
лучевой (избирательной) схеме, а также одиночными ГС (рис. 4.11, 4.12).
Всего в эксплуатации находится 45 ГС, кроме этого две числятся в неработающем
фонде по причине обводнения. Длины горизонтальных участков ствола изменяются от 312
м до 1470 м, причем более 1000 м (средняя длина 1100 м) имеют 10 скважин, 500 м – 1000
м (средняя длина 590 м) – 29 скважин и 500 м – 300 м (средняя длина 430 м)– 7 скважин.
Средняя длина горизонтального участка ствола всех ГС составляет 670 м.
Гл.4
166
Большинство горизонтальных скважин, пробуренных на центральной залежи
БС92,
пласта
работают
с
высокими
дебитами
нефти
и
относительно
низкой
обводненностью. Добыча нефти из горизонтальных скважин увеличивалась до 2005 г. с
уменьшением темпа наращивания добычи. Рост годовой добычи нефти обусловлен
продолжающимся бурением новых ГС, однако темп бурения скважин снижается с 10 –12
ед. в 2002 – 2005 г.г. до одной горизонтальной скважины в 2007 г.
Добыча, закачка, тыс.т.
350
25000
300
20000
250
15000
200
150
10000
100
5000
50
0
Фонд, шт; обводненность, %
400
30000
Добыча нефти всего, тыс.т
Закачка рабочего агента, тыс.м3 /год
Обводненность фонда скважин, %
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
0
Годы
Добыча жидкости, всего, тыс.т
Действующих добывающих скважин, шт.
Рисунок 4.10. График разработки Сугмутского месторождения
Рисунок 4.11. Профиль горизонтального ствола скважины 2445
Гл.4
167
Рисунок 4.12. Схема разработки объекта БС92 Сугмутского месторождения
Гл.4
168
К началу 2008 года фонд горизонтальных скважин на Сугмутском месторождении
составил 47 скважин, а добыча нефти за все время разработки из горизонтальных скважин
достигла 20,6 млн т или 34 % от всей накопленной добычи нефти по месторождению. При
общем фонде добывающих скважин 347 шт., количество ГС составляет 13% фонда, а их
доля в текущей добыче нефти равна 1/3 годовой добычи по месторождению.
Средний текущий дебит нефти горизонтальных скважин составляет 131 т/сут, что в
2,3 раза больше среднего дебита нефти по месторождению (57,5 т/сут) и в 4,0 раза больше
среднего дебита вертикальных скважин, который равен 32,5 т/сут.
Получена функциональная зависимость входного дебита от длины горизонтального
ствола: Qн = 0,662*L, где L - длина горизонтального ствола (см. рис. 4.13).
1400
входной дебит, т/сут
1200
y = 0.6629x
R² = 0.7068
1000
800
600
400
200
0
0
500
1000
дебит нефти, т/сут
1500
2000
длина ствола, м
Рисунок 4.13. Зависимость входного дебита от длины горизонтального ствола
Градация горизонтальных скважин по обводненности продукции приведена в табл.
4.11. Обводненность горизонтальных скважин изменяется от 2 до 96% при
среднем
значении 60,8%. Как видно из данных таблицы, в настоящее время половина фонда
горизонтальных скважин работают с обводнен-ностью более 70% и лишь 3 скважины работают
в диапазоне 0 – 20 %.
Разработка объекта БС92 с использованием ГС ведется на 3 залежах: северной,
южной и основной. Кратко рассмотрим эти залежи.
Северная залежь (район скв. 117Р). Всего на залежи пробурено 7 скважин: три
добывающие и четыре нагнетательные, из которых две – горизонтальные скважины.
Разработка залежи с использованием ГС ведется с 2003 года.
Скважина № 1006Г введена в эксплуатацию с начальным дебитом нефти 5т/сут,
жидкости – 55,6т/сут при обводненности 91%. Через год работы при обводненности 96,5%
и дебите нефти 1 т/сут скважина была остановлена и переведена в бездействующий фонд.
Гл.4
169
Скважина 1031Г введена в работу с дебитом нефти – 183 т/сут при начальной
обводненности 8%; текущий дебит нефти – 6,3 т/сут, обводненность – 85,5%. Накопленная
добыча нефти из ГС по залежи составляет 48,2 тыс.т. Горизонтальные скважины на
северной залежи характеризуются низкой продуктивностью и высокой обводненностью,
что объясняется неблагоприятными геолого-промысловыми характеристиками: высокой
слоистой
неоднородностью, низкими нефтенасыщенными толщинами и обширными
водонефтяными зонами.
Таблица 4.11. Распределение ГС Сугмутского месторождения по обводненности
продукции
Обводненность, %
количество
ГС
более 70%
23
№№ горизонтальных скважин
1006Г, 1031Г, 1232Г, 1298Г, 1498Г, 1995Г, 2121Г, 2200Г,
2201Г, 2253Г, 2292Г, 2296Г, 2301Г, 2341Г, 2410Г, 2422Г,
2439Г, 2445Г, 2477Г, 2502Г, 2515Г, 1781Г, 2576Г
1189Г,1330Г,1446Г, 2340Г,2347Г, 2423Г, 2141Г
70-50%
7
50-20%
13
20-10%
1
2977Г
0-10%
2
2176Г, 2294Г
1137Г, 1205Г, 1209Г, 1249Г, 1302Г, 1359Г, 1442Г,
2054Г, 2251Г, 2295Г, 2467Г, 2895Г,2942Г
Южная залежь (район скв. 460Р). На залежи пробурено 4 ГС. Разработка ГС
ведется с 2003 г. по рядной системе размещения скважин.
Средний начальный дебит нефти горизонтальных скважин южной залежи
составляет 170 т/сут, начальная обводненность – 2%, текущие значения дебита нефти 102,4 т/сут и обводненность – 31 %.
Накопленная добыча нефти из ГС на южной залежи составляет 508,8 тыс.т или
127,2 тыс.т на 1 скважину.
Основная залежь. На залежи пробурена 41 горизонтальная скважина. Разработка
основной залежи с использованием горизонтальных скважин ведется с 2001 г. по одно-,
двух- и трехрядной системам, в том числе с лучевым и одиночным размещением ГС.
Средний начальный дебит нефти ГС составил 450 т/сут, начальная обводненность –
7%, текущие параметры эксплуатации: дебит нефти - 139,1 т/сут, обводненность - 62,5%.
Накопленная добыча нефти по ГС основной залежи составляет 20.2 млн т или 492.7
тыс.т на одну скважину.
Гл.4
170
Гидроразрыв пласта в ГС
Для интенсификации притока из пласта на Сугмутском месторождении внедряется
также технология гидроразрыва пласта в ГС. Первая операция ГРП в горизонтальной
скважине была выполнена в 2005 году.
За период 2005-2007 гг. операция ГРП проведена на семнадцати горизонтальных
скважинах.
Скважины-кандидаты, выбранные для проведения ГРП - это горизонтальные
скважины со снижением производительности: текущие дебиты нефти изменяются от 50 до
300 т/сут, дебиты жидкости - от 50 до 320 т/сут.
В 2005 году проведено 8 скважино-операций ГРП на горизонтальных скважинах со
средним приростом дебита нефти 162 т/сут, жидкости - 192 т/сут при 100 % успешности
работ. Кратность увеличения дебитов по нефти составила 3,2 раз, по жидкости – 2,2 раз.
Средняя продолжительность эффекта 27 месяцев.
В 2006 году проведено 8 скважино-операций ГРП в ГС, средний прирост дебита
нефти составил 64 т/сут, жидкости – 143т/сут, успешность работ – 87%. Кратность
увеличения дебитов по нефти составила 1,8 раз, по жидкости – 1,6 раз. Средняя
продолжительность эффекта – 16 месяцев.
В 2007 году успешно проведена одна операция повторного ГРП на одной скважине.
На рис. 4.14 приведены результаты ГРП в горизонтальной скважине 1442Г. В пласт
закачали 110 тонн проппанта, что дало прирост дебита нефти 88 т/сут. Дополнительная
добыча составила 24,3 тыс.т при продолжительности эффекта 28 месяцев.
Рисунок 4.14. Динамика работы скважины № 1442Г до и после ГРП
Гл.4
171
Таким образом, начиная с 2002 г. компания «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
ведет широкомасштабное бурение ГС на Сугмутском месторождении. На базе геологотехнологической модели пробурены 47 ГС с длинами горизонтальных стволов от 300 до
1400 м, которые имели входные дебиты нефти от 200 до 1200 т/сут. При этом следует
отметить, что в центральной части объект БС92 имеет улучшенные ФЕС, большие
нефтенасыщенные толщины и повышенные значения коэффициента проницаемости.
Сравнительный анализ добычи нефти из ГС и окружающих вертикальных скважин
показал следующее:
•
дебиты скважин с горизонтальными стволами в 4,0 раза выше дебитов
вертикальных скважин;
•
накопленный отбор нефти за время эксплуатации 47 ГС составил 21,04 млн т
или 447,7 тыс.т на одну ГС, в то время накопленный отбор нефти из 540 вертикальных
скважин – 40,06 млн т или 74,2 тыс.т на одну скважину, что в 6 раз меньше;
•
максимальная накопленная добыча нефти на одну ГС – 2386 тыс.т по скв.
2445Г, из вертикальных – 179 тыс.т по скв. 2299. При этом 15 ГС отобрали более 500 тыс.т
нефти каждая, а из скважин вертикального заканчивания только 16 отобрали более 100
тыс.т нефти.
4.5. Выводы и предложения по 4 главе
1. Во второй половине прошлого века при разработке крупных месторождений
нефти нашли самое широкое применение следующие принципиальные научнотехнические решения: разбуривание по равномерной сетке наклонно-направленными
скважинами; реализация внутриконтурного заводнения (рядные и площадные системы
заводнения) и другие. Однако необходимость ввода в разработку слабодренируемых зон
объектов, новых участков многопластовых месторождений, а также второстепенных
залежей средних и крупных месторождений, расположенных в обустроенных районах
требует совершенствования методов проектирования с применением новых технологий и
научно-технических решений, а именно: бурение вторых стволов, в т.ч. горизонтальных;
ГРП, ОРЭ и ОРЗ, реализация систем ГС.
2. Практика бурения и эксплуатации «боковых» стволов свидетельствует о его
технико-экономическом превосходстве по сравнению с бурением новых скважин за счёт
меньшей стоимости одного метра бурения, использования существующей системы сбора,
транспорта, коммуникаций на месторождении, а также применение дополнительных
технологий, стимулирующих добычу нефти (например, гидроразрыв и другие работы).
Гл.4
172
На месторождениях Ноябрьского района при бурении боковых стволов получены
положительные результаты. Входные дебиты жидкости изменяются от 4,3 до 611 т/сут, в
среднем 206 т/сут. За год скважины отобрали от 5,4 до 60,0 тыс. т нефти, в среднем 12,7
тыс. т на один боковой ствол, в т.ч. 18,2 тыс. т нефти на одну горизонтальную зарезку.
Дебиты нефти скважин, эксплуатирующихся с боковыми горизонтальными
стволами в 2,1-4,2 раза выше дебита наклонно-направленной скважины. Учитывая, что
обводнённость в 1,1-1,5 раза ниже у скважин, эксплуатирующихся боковыми
горизонтальными стволами, можно говорить о вовлечении не дренируемых запасов.
3. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин и
увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта. В
результате ГРП существенно повышается дебит добывающих или приемистость
нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной
зоне и увеличения фильтрационной поверхности, а также увеличивается конечная отдача
продуктивных пластов за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и
пропластков.
4.
Проведенный
анализ
результатов
гидроразрывов
пласта
в
скважинах
Вынгаяхинского месторождения свидетельствует о значительной технологической
эффективности работ с точки зрения, как интенсификации, так и повышения нефтеотдачи,
особенно в низкопродуктивных коллекторах. После проведения ГРП достигнуто
увеличение дебита нефти в среднем в 5,2 раза, что позволило начать эффективно
эксплуатировать малодебитный и простаивающий фонд скважин. В целом от ГРП
дополнительно добыто 753 тыс. т нефти.
5. Актуальными становятся технологии одновременно-раздельной эксплуатации,
которые дают возможность наиболее интенсивно проводить разработку одной сеткой
скважин одновременно нескольких объектов, резко различающихся по коллекторским
свойствам, составу флюида и глубине залегания. На примере Приобского месторождения
показано, что после внедрения ОРЗ, согласно технологическому режиму, произведено
перераспределение закачиваемой воды между тремя эксплуатационными пластами: АС10,
АС121, АС122. В то время как при совместной закачке основную долю воды принимал лишь
один пласт АС121.
6. Приобретает актуальность реализация систем разработки с горизонтальными
скважинами. На Сугмутском месторождении пробурены 47 ГС с длинами горизонтальных
стволов от 300 до 1400 м, которые имели входные дебиты нефти от 200 до 1200 т/сут.
Реализованы однорядные, двурядные и лучевые системы разработки.
Гл.4
173
Получена функциональная зависимость входного дебита от длины горизонтального
ствола: Qн = 0,662*L.
Сравнительный анализ добычи нефти из ГС и окружающих вертикальных скважин
показал следующее:
•
дебиты скважин с горизонтальными стволами в 4,0 раза выше дебитов
вертикальных скважин;
•
накопленный отбор нефти за время эксплуатации 47 ГС составил 21,04 млн т
или 447,7 тыс.т на одну ГС, в то время накопленный отбор нефти из 540 вертикальных
скважин – 40,06 млн т или 74,2 тыс.т на одну скважину, что в 6 раз меньше;
•
максимальная накопленная добыча нефти на одну ГС – 2386 тыс.т по скв.
2445Г, из вертикальных – 179 тыс.т по скв. 2299. При этом 15 ГС отобрали более 500 тыс.т
нефти каждая, а из скважин вертикального заканчивания только 16 отобрали более 100
тыс.т нефти.
Вышеуказанные
технологии
имеют
существенную
инвестиционную
привлекательность по полученным параметрам и могут быть рекомендованы для
реализации на месторождениях УВС как крупных, так и средних и мелких по величине
запасов.
Гл.4
174
5. АКТУАЛИЗАЦИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕ- И
ГАЗОИЗВЛЕЧЕНИЯ
Одной из важнейших задач рационального недропользования является обеспечение
максимального использования фонда скважин. В процессе проектирования ставится
обычно задача определения наилучших, в некотором смысле, значений параметров
скважин. Такая задача называется оптимизационной.
В первую очередь это относится к «старым», разрабатываемым продолжительное
время крупным и малым месторождениям, на которых полностью сформирована и
реализована система разработки, и основная доля запасов углеводородного сырья
извлечена. Но в то же время на них имеются резервы добычи за счет реализации
комплекса
мероприятий
по
вовлечению
в
разработку
слабодренируемых,
низкопродуктивных, не вовлечённых в разработку участков залежей и интервалов
продуктивных пластов.
Решение поставленной задачи возможно только на основе детального геологопромыслового анализа результатов эксплуатации и исследований всех скважин, особенно
низкодебитных, высокообводненных, бездей-ствующих и др. Последовательная реализация
на промысле предложенных геолого-технологических мероприятий по оптимизации и
интенсификации добычи, развитию системы заводнения должна повлечь за собой повышение
рентабельности разработки и достижения утвержденного КИН.
Актуализация
-
перевод
системы
из
состояния
потенциального,
не
соответствующего современным условиям, в состояние реальное, актуальное,
соответствующее современным условиям; превращение чего-либо в нечто важное,
насущное, актуальное. В нашем случае – это реализация программы мероприятий,
проектных решений, внедрение новой техники и технологий на скважинах и
месторождениях.
Оптимизация — модификация (изменение, совершенствование) системы для
улучшения её эффективности. Задача оптимизации процесса заключается в определении
оптимальной комбинации значений технологических параметров для повышения его
эффективности.
Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой
процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин за счет
более точного и оперативного выбора оптимальных параметров и режимов работы
скважины и надежности их поддержания. Т.е., приведение в соответствие параметров
скважинного оборудования и продуктивности пласта.
В этом разделе автор приводит собственные разработки методических
рекомендаций и моделей для совершенствования проектирования и управления
разработкой месторождений.
Гл.5
175
5.1. Методика анализа и оценка перспектив освоения нефтяных месторождений по
их геолого-физической характеристике
Основной задачей геолого-промыслового анализа нефтяного или газового
месторождения является оценка эффективности проектируемой системы разработки.
Улучшить технологические показатели можно за счет изменения существующей системы
разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации
месторождения. Но технологические показатели разработки в большой степени зависят от
геолого-физической характеристики залежи, при этом определяющими являются тип,
размер и форма нефтяной или газовой залежи, степень геологической неоднородности
продуктивного объекта, запасы нефти и газа в нем, подвижность насыщающего пласт
флюида, фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Исходя из этого, выполняется
анализ разработки месторождения, определяются виды исследований при оценке перспектив
развития нефте- и газодобычи, намечаются геолого-технические мероприятия, направленные на
повышение эффективности разработки [37-41].
За время освоения и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной
Сибири накоплен огромный объем информации, фактических, опытных и обобщающих
данных о геологии залежей, истории разработки, выработке запасов, техническим и
технологическим решениям. На основе накопленного опыта на этапе первичного
проектирования по геолого-физической характеристике пластов можно прогнозировать их
добывные возможности, предлагать возможные технологии воздействия на пласт,
оценивать вклад и влияние благоприятных и негативных факторов на процесс разработки
[42-45].
При оценке перспектив освоения месторождения (залежи, пласта, объекта, участка)
необходимо учитывать следующие критерии:
1.
Географическое и административное положение района работ.
2.
Наличие и степень развития инфраструктуры в рассматриваемом районе. Расстояние
до транспортных коммуникаций, наличие вблизи разрабатываемых месторождений,
социальной инфраструктуры и других факторов часто играют определяющую роль в
стратегии освоения, как конкретного месторождения, так и района в целом.
3.
Год открытия и ввода в разработку месторождения.
4.
Объемы запасов углеводородного сырья (мелкие, средние, крупные).
5.
Классификация месторождений по фазовому состоянию флюидов (нефтяное,
газовое, газоконденсатное).
6.
Степень разведанности. Если отношение С2/(А+В+С1+С2) <0.20 д.ед., то
месторождение считается разведанным, иначе – требуется постановка дополнительных
геологоразведочных работ, т.е. бурение разведочных скважин, отбор керна, проб
флюидов, испытание пластов, ГДИ, ГИС, ПГИ и др.
7.
Степень вовлечения запасов в разработку (если все запасы УВС отне-сены к
категориям А и В – месторождение разбурено полностью, если часть запасов отнесено к
категории С1 – требуется продолжение эксплуатационного бурения).
Гл.5
176
8.
Количество пластов (однопластовое или многопластовое месторождение).
9.
Промыслово-геологические характеристики основных продуктивных пластов.
10. Качество запасов (коллекторы высоко- или низкопродуктивные; доля запасов в ВНЗ
и ГНЗ; коэффициенты продуктивности).
11. Стадия разработки месторождения, объекта, залежи (начальная, основная и т.д.)
12. Наличие и тип действующего проектного документа (проекты пробной
эксплуатации, тех.схема опытно-промышленной разработки, технологи-ческая схема,
проект разработки).
13. Входной дебит газа, конденсатный фактор, дебит жидкости, входная обводненность,
газовый фактор.
Положительные
(благоприятные)
и
отрицательные
(неблагоприятные,
осложняющие или даже негативные) факторы, определяющие особенности разработки
залежей, приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1. Основные факторы, определяющие особенности процесса разработки
месторождения УВС
Благоприятные
Доля ЧНЗ больше75 %
(доля ВНЗ меньше 25 %)
Свойства нефти ньютоновские
(нефть маловязкая, легкая или
средней плотности)
Газовый фактор:
- низкий (менее 50 м3/т);
- повышенный (более 90 м3/т);
- давление насыщения ниже начального
пластового давления (менее 0.85•Рнач)
Пластовый газ сухой,
плотность газа по воздуху менее 1.0,
Кфменее50 г/м3
Отсутствуют агрессивные компоненты:
СО2, H2S, парафины (менее 2 %)
Неблагоприятные
Доля ЧНЗ меньше 50 %,
имеется ВНЗ, ГНЗ, ГНВЗ
Свойства нефти неньютоновские
(высоковязкая, тяжелая нефть)
Газовый фактор:
- очень высокий (более 300 м3/т);
- давление насыщения равно или близко
начальному пластовому давлению
Пластовый газ жирный,
плотность газа по воздуху более 1.0,
Кф более 50 г/м3
Имеются агрессивные компоненты:
СО2, Н2S (больше 0.02 г/м3);
Наличие парафина (больше 6 %)
Коллектор
слабосцементированный
Термобарические условия нетипичные:
Рпл – АВПД, АНПД;
Тпл – выше 100 оС или ниже 30 оС.
Коллектор
Поровый; крепкосцементированный
Термобарические условия типичные:
Рпл – гидростатическое;
Тпл = 0.03*L (температурный градиент
порядка 0.03)
ФЕС высокие:
ФЕС низкие:
- Кп более 0.15 д.ед.;
- Кп менее 0.10 д.ед.;
- Кпр более 0,02 мкм2;
- Кпр менее 0,01 мкм2;
- Кпесч более 0.6 д.ед.;
- Кпесч менее 0.3 д.ед.;
3
- Кпрод более 5 м /сут/МПа
- Кпрод менее 1 м3/сут/МПа
Эффективность разработки месторождения нефти или газа определяется
достаточно большим количеством критериев общегеологического плана (например, тип
залежи, величина запасов и др.), свойствами пластов и пластовых флюидов. В этой связи
Гл.5
177
возникает необходимость их систематизации. Автором предпринята такая попытка для
условий месторождений Западной Сибири. Результаты обобщения критериев,
применяемых в теории и практике, приведены в табл. 5.2.
Все критерии разделены на три группы: характеристики залежей, коллекторские
свойства пластов, физико-химические свойства флюидов.
В первом столбце указан параметр залежи, пласта, флюида. Во втором столбце классификация по параметру, расчетная или эмпирическая формула. В третьем столбце область применимости, либо последствия воздействия.
На этапе предпринятых работ оценка условий разработки производится на основе
укрупненных критериев, таких как условия залегания пластов, величина запасов УВС,
стратиграфическая принадлежность.
Т.о., анализ физических характеристик пластов позволяет наметить подходы к
проектным решениям. Так величины пористости, проницаемости, нефте- газонасыщенной
толщины являются определяющими параметрами для оценки входного дебита жидкости
и газа, проведения геолого-технических мероприятий с целью интенсификации добычи,
нефтенасыщенность в определенной мере характеризует начальную обводненность
продукции нефтяных скважин, коэффициент продуктивности позволяет выбрать способ
эксплуатаций (ЭЦН, ШГН), эффективная толщина пласта является одним из основных
критериев оценки извлекаемых запасов нефти и газа.
Гл.5
178
Таблица 5.2. Систематизация свойств залежей и пластовых флюидов по условиям проектирования и разработки
Наименование параметра
1
1.1. Тип коллектора
1.2. Тип залежи
1.3. Площадь нефтегазоносности,
тыс. м2
1.4. Соотношение линейных
размеров залежи
1.5. Геологические запасы
Свойства
2
1. Характеристики залежей
Поровый
Трещинный
Массивная, пластовая сводовая
Литологически экранированная, тектонически экранированная
Литологически ограниченная
< 10 - малые размеры
> 100 - большие размеры
Ширина ≤ 2,0 км
Ширина > 4,0 км
АВ/(АВ+С1) < 0,1 – объект не разбурен или находится в начальной
стадии геологического изучения
0,1 <АВ/(АВ+С1) < 0,9 – стадия разбуривания
АВ/(АВ+С1)> 0,9 – завершающее бурение
С2/(АВ+С1+С2) ≥ 0,2, то залежь (месторождение) недоразведано
1.6. Извлекаемые запасы
1.7. Коэффициент извлечения нефти
(КИН), д.ед.
Классификация месторождений
нефти:
< 10 млн т
мелкое
10-30 млн т
среднее
30-300 млн т
крупное
> 300 млн т
уникальное
> 0,4
0,20-0,40
< 0,2
Классификация месторождений
газа:
< 10 млрд м3
мелкое
10-30 млрд м3
среднее
30-500 млрд м3
крупное
> 500 млрд м3
уникальное
Примечания, оценки применимости
3
Возможна модель двойной пористости (трещинно-поровый)
Положительный фактор
Положительный фактор с ограничениями
Отрицательный фактор
Залежи совпадают в плане или смещены. Максимальная плотность
запасов – область совмещения контуров залежи.
Приконтурное (законтурное) заводнение
Внутриконтурное заводнение
Кат. АВ – разбуренные (вовлеченные в разработку) запасы
Кат С1 – не разбуренные. Необходимо эксплуатационное бурение
АВ+С1 – разведанные запасы, утверждены ГКЗ или ЦКЗ.
С2 – предварительно оцененные. Рекомендуется бурение разведочных
скважин.
С3 – перспективные ресурсы. Рекомендуется бурение поисковых
скважин.
Приоритет освоения обычно отводится более крупным
месторождениям
Высокий
Средний
Низкий
Доля ВНЗ < 0,25
удовлетворительно
Доля ВНЗ > 0,5
неудовлетворительно
1.8. Наличие ВНЗ, ЧНЗ
1.9. Наличие ГНЗ,ГНВЗ,
Гл.5
Газонефтяная залежь или нефтяная залежь с газовой шапкой
Нефтегазовая или газовая залежь с нефтяной оторочкой
Для ЧНЗ характерно: fвх = 0,
большая безводная добыча = 20-80 % НИЗ
Для ВНЗ характерно: fвх> 0,
∑Qн ≈ 5-15 тыс. т., быстрое обводнение
Газовая шапка является осложняющим фактором разработки нефтяной
залежи
Нефтяная оторочка является осложняющим фактором разработки
газовой залежи
179
Продолжение табл. 5.2
1
1.10. Темп отбора от запасов нефти
1.11. Подвижные запасы
1.12. Распределение по объектам
1.13. Стратиграфическая
принадлежность пластов
(Западно Сибирская нефтегазовая
провинция)
2
Основные, второстепенные,
Возвратные, разукрупнения, доразведки
Т - турон
ПК – сеноман
АС, БС, ЮС – пласты Сургутского свода
АВ, БВ, ЮВ – пласты Вартовского свода
АП, БП, ЮП – пласты Пуровского района
АУ, БУ, ЮУ – пласты Уренгойского района
КВ – кора выветривания
Pz - палеозой
фундамент
2. Коллекторские свойства
Кпр
Кпор
ПК
0.50 - 2.0
0,30 – 0,40
АВ, АС, АП
0,05 – 1,0
0,25 – 0,35
БВ, БС, БП
0,01 – 0,10
0,18 – 0,30
ЮВ, ЮС, П, Т
0,001 – 0,01
0,14 – 0,25
Пласты
2.1. Коэффициенты проницаемости
(Кпр), мкм2, пористости (Кпор), д. ед.
2.2. Коэффициент
нефтенасыщенности (Кнн), д. ед
2.3. Коэффициент
газонасыщенности (Кгн), д. ед.
2.4. Коэффициент
продуктивности (Кпрод),
м3/сут*МПа
Гл.5
3
3-4 %от извлекаемых запасов для крупных месторождений (залежей)
8-12 % от извлекаемых запасов для мелких и средних месторождений
3-5% для газовых залежей
0,35 < Кнн<1,0
0,35< Кгн<1,0
Кпрод< 1,0 – низкопродуктивные пласты
Кпрод> 5,0 – высокопродуктивные пласты
Расчет дебита жидкости выполняется по формуле: qж = Кпрод·Δp (т/сут)
Максимальная годовая добыча нефти:(0,03 – 0,06)·Qизв
Nскв·qж·328
Nскв·qг·328
Qподв =Qгеол · Квыт
Оценка входного дебита для порового коллектора: qж ≈Кпр (мД)
Если qж>>Кпр, то возможно модель двойной среды (трещиннопоровый коллектор);
Если Кпр<0,01 мкм2, то рекомендуется ГРП, что ведет к выносу
проппанта и сокращению МРП.
Если Кпр> 0,20 мкм2(особенно для пластов ПК), то возможно
коллектор - слабосцементированный песчаник, что ведет к выносу
песка и сокращению МРП.
Если Кнн или Кгн< 0,5, то скважина имеет
входную обводненность: fвход ≈ 0,1-0,2 д. ед.;
Если Кнн> 0,6, то скважина имеет
входной безводный дебит(fвход = 0).
Задаваемая средняя депрессия для ЭЦН - 8 МПа. При Кпрод= 5,0
расчетный дебит жидкости = 40м3/сут.
Задаваемая средняя депрессия для ШГН = 4 МПа. При Кпрод=1,0
расчетный дебит жидкости = 4,0 м3/сут.
Если qж< 20 – основной способ эксплуатации - ШГН
Если qж> 20 – основной способ эксплуатации – ЭЦН
180
1
2
2.5. Нефтенасыщенная толщина (hнн),
м
2.6. Рентабельная нефтенасыщенная
толщина (hрент), м
2.7. Газонасыщенная толщина (hгн),
м
2.8. Рентабельная газонасыщенная
толщина(hрент), м
2.9. Коэффициент
песчанистости (Кпесч), д. ед.
hнн< 2-3 м – нефтяной пласт малой толщины
hнн> 6-10 м и более – нефтяной пласт большой мощности (толщины)
≥4м
hгн< 30 м – газовый пласт малой толщины
hгн> 100 м – газовый пласт большой мощности (толщины)
≈ 10-20 м
Кпесч> 0,6 – ГСК (гидродинамически связный коллектор)
0,3 – 0,6 – ПК (прерывистый коллектор)
< 0,3 – СПК (сильно прерывистый коллектор)
Кр ≤ 2 низкое значение
Кр ≥ 5 высокая расчлененность
2.10. Коэффициент
расчлененности (Кр)
2.11. Коэффициент
макронеоднородности
(Кмн = Кр./hнн), 1/м
(1/Кмн - толщина единичного
пропластка, м)
Кмн< 0,25 или толщина пропластка > 4 м (хорошее качество)
Кмн> 1,0 или толщина пропластка ≤ 1 м (плохое качество)
2.12. Коэффициент остаточной
нефтенасыщенности (Кон), д. ед.
Для Кпр ≥ 50 мД
Для Кпр ≥ 10-50 мД
Для Кпр< 10 мД
2.13. Коэффициент вытеснения
(Квыт), д. ед.
Квыт =
2.14. Гидропроводность,
(мкм2*м/сПз)
Kпр ⋅ h
,
μ
R-радиус дренирования, м
2.15. Пьезопроводность, æ = Кпр ,
(м /с);
2
Гл.5
μ ⋅β
К нн − К он
К нн
Кон = 0,2 – 0,25 д. ед.
Кон = 0,25-0,30 д. ед.
Кон = 0,3-0,35 д.ед.
Kпр ⋅ h
μ
<0.1 (мкм2*м/сПз)низкие коллекторские свойства
Kпр ⋅ h
μ
>1.0 (мкм2*м/сПз)высокие коллекторские свойства
Используется в формуле: R = 1,5 ⋅ ϑ ⋅ t для оценки зоны
дренирования.
æ <0.01 (м2/с)низкие коллекторские свойства
æ >0.1 (м2/с)высокие коллекторские свойства
Продолжение табл. 5.2
3
Экспертная оценка: Qизв на 1 скв = 10·hнн
Экспертная оценка фонда скважин:Qизв/Qизв на 1 скв
Расчетная формула:Qизв на 1 скв =(S ·Кпор·Кнн·ρн· Θ·КИН)·hнн,
где S–плотность сетки скважин.
Экспертная оценка минимальной рентабельной добычи нефти на 1
скважину: Qизв на 1 скв = 25 тыс. т
Расчетная формула:Qизв на 1 скв= S ·Кпор·Кнн·(Рнач·αнач-·Ркон·αкон)·hгн,
где S–плотность сетки скважин.
Экспертная оценка минимальной рентабельной добычи газа на 1
скважину:Qизв на 1 скв = 1 млрд м3
Высокие коллекторские свойства, больших проблем с выработкой
нет
Низкие коллекторские свойства, существуют проблемы с
выработкой запасов: низкий коэффициент охвата, КИН.
удовлетворительно
неудовлетворительно
Монолитный пласт с высокими коллекторскими свойствами (ГСК)
(обычно Кпесч. ≥ 0,6)
Расчлененный пласт с низкими коллекторскими свойствами;
(как правилоКпесч. ≤ 0,3)
Квыт ≥ 0.6, Кон ≤ 0.25 д.ед. хорошие коллекторские свойства
Квыт ≤ 0.5, Кон ≥ 0.30 д.ед. ухудшенные коллекторские свойства
Квыт<0.40 низкий коэффициент вытеснения
Квыт>0.60 высокий коэффициент вытеснения
Временной период t принимается равным одному году (365 дней)
R<600м/год или 2_м/сут
R>2000м/год или 5_м/сут
181
Продолжение табл. 5.2
1
2.16. Пластовое давление начальное,
МПа
2
Если Рпл≈ 0,1·L, то давление гидростатическое (Pгстат)
Если Рпл ≥ 1,3·Ргстат, то АВПД (аномально высокое пластовое давление)
Если Рпл<0.7·Ргстат, то АНПД (аномально низкое пластовое давление)
3.
3.1. Содержание парафинов, %
3.2. Содержание смол, %
3
Вскрытие осуществляется на растворе глушения 1.10-1.15
Минус: проблемы при вскрытии и освоении пласта (требуются
тяжелые растворы глушения плотности 1.3-1.5, что ведет
кольматации пласта
Плюс: продолжительная фонтанная добыча
Минус: проблемы при вскрытии и освоении пласта (поглощение
раствора глушения, кольматации пласта)
Минус: отсутствует период фонтанной добычи, требуется
переход на мех. добычу и формирование ППД
Физико-химические свойства нефти, газа и воды
> 6 % - высокопарафиновая нефть
1,5-6 % - парафининовая нефть
<1,5 % - малопарафиновая нефть
> 5 % - смолистые
> 15 % - высокосмолистые
Возможно образование АСПО в интервале многолетнемерзлых
пород (ММП),что потребует периодического скребкования,
промывки горячей нефтью, водой и т.д.
Входит в состав АСПО и увеличивает негативные последствия
3.3. Объемный коэффициент нефти,
д. ед.
bн = 1+0.00305·Гф
3.4. Пересчетный коэффициент
нефти, д.ед.
Например, при Гф=100м/т, bн = 1.305,
при Гф=330м/т, bн = 2.0, т.е. объем нефти в пластовых условиях
удваивается
Θ = 1/bн
Является подсчетным параметром
< 50 м3/т – низкий
100-200 м3/т - средний
3.7. Газовый фактор (Гф), м3/т
> 300 – высокий. Требуется уточнение фазового состояния и типа
залежи(возможна залежь нефтегазовая и произошел прорыв газа)
≥ 800 – газоконденсатная залежь
3.5. Объемный коэффициент газа, д.
ед.
Пересчетный коэффициент газа,
разы
Гл.5
Vg = Ро ⋅ Т ⋅ Z = 0,000375*T/P
То
Р
Θ = 1/Vg
Плюс: насосное оборудование нефтяных скважин работает без
осложнений до Ру 1-2 МПа
Плюс: продолжительный фонтанный период
Минус: гидратообразование
Минус: требуется использование газосепаратора
Минус: разгазирование нефти ведет к снижению дебитов нефти
Минус: возможно образование техногенной газовой шапки
Минус: вероятно гидратообразование
Плюс: способ эксплуатации – плунжер-лифт, фонтанный
Плюс: возможен переход на режим растворенного газа, режим
газовой шапки
Требуется уточнение фазового состояния залежи
Примеры. Для пласта ПК - Vg=0,015 д.ед.
Для пласта Ю - Vg=0,005
Пример для пласта ПК:Θ =0,015 д.ед.
Для пласта Ю: Θ =0,005
182
Продолжение табл.5. 2
1
3.6. Коэффициент сверхсжимаемости
газа [174]
поправка на отклонение газа от
закона Бойля - Мариотта
поправка на температуру для
приведения объема к стандартным
условиям
3.8. Плотность газа в пластовых
условиях (ρ), кг/м3
3.9. Давление насыщения (Рнас), МПа
3.10. Плотность нефти (ρн), т/м3
[
где Tпр = T Т пкр ;
Гл.5
]
3
для пластов ПК: Z = 0,84 – 1,0
для пластов Ю: Z = 0,9 – 1,1
α = 1/Z
Подсчетный параметр
f = Tст/Tпл
Подсчетный параметр
ρг. пл. = ρг/Vg
Рнас = 0,107·Гф + 0,916
ρн< 0,78 - 0,8 – конденсат
0,8 – 0,86 – легкая нефть
0,86 – 0,899 – нефть средней плотности
0,90-1.0 – тяжелая нефть
ρн. пл =
(ρ
н
+ Г ф ⋅ Vg )
bн
Вязкость нефти, сПз (мПа•с)
3.12. Закачиваемая вода
3
Рпр = P Рпкр приведенные температура и давление
≥1.0 битумы
3.11. Плотность пластовой нефти
(ρн.пл), т/м3
( )
Ф-ла Z = 1 − 0.01 ⋅ 0.76 ⋅ Tпр
2
− 9.36Tпр + 13 ⋅ [8 − Pпр ]⋅ Pпр
Пример для ПК: ρг. пл. = 0,5/0,015 ≈ 35 кг/м3
Ю: ρг. пл. = 1,2/0,005 ≈ 240 кг/м3
Минус: если Рнас ≈ Рпл возможно разгазирование нефти и быстрый
рост газового фактора
Плюс: фонтанирование скважины за счет разгазирования нефти
Плюс: если Рнас< Рпл поддерживаются рабочие депрессии без
разгазирования нефти
Как правило, тяжелая нефть - высоковязкая (в пластах ПК
Русского, Сев.-Комсомольского и Ван-Еганского м-ний находится
нефть μн ≈ 200-400 сПз)
Если ρн=800кг/м3, Гф=300 м3/т, то ρн. пл=550 кг/м3;
если ρн=850кг/м3, Гф=100 м3/т, то ρн. пл=730 кг/м3;
если ρн=900кг/м3, Гф=30 м3/т, то ρн. пл=860 кг/м3.
μн<10 сПз – маловязкая
μн10÷50 сПз – средней вязкости
μн>50 сПз–высоковязкая
Пресная вода
минус
Сеноманская вода
плюс
Подтоварная вода
плюс
минус
Ведет к солеотложениям, образованию
сульфатвосстанавливающих бактерий
Совместима с пластовой, но необходимо
бурение сеноманских скважин
Совместима с пластовой
требуется подготовка
183
Продолжение табл. 5.2
1
2
3.13. Плотность воды (ρв), г/л
ρв. пл = 1000 + 0,7⋅С, где С – минерализация пластовой воды (г/л)
3.14. Вязкость пластовой воды, сПз
0,183
формула Пуазейля, t-град.C
µв =
1 + 0,0337 ⋅ t + 0.000221 ⋅ t 2
3.15. Пластовая температура (tпл), оС
tпл ≈ 0,03·h , где h-глубина (для отложений Западной Сибири)
3.16. Плотность воздуха (ρв), кг/м3
3.17. Плотность газа при
стандартных условиях (ρг),кг/м3
3.18. Относительная плотность
сухого газа (сеноманского), д. ед.
3.19. Относительная плотность газа
газоконденсатной залежи, д. ед.
3.20. Относительная плотность
нефтяного (растворенного) газа,д. ед.
Вязкость газа, сПз
3.21. Молекулярная масса газа,
г/моль
(
)
1,293 кг/м3 при стандартных условиях
(Р = 0,1МПа,Т = 200 С или 2930 К)
Плотность природных газов изменяется в пределах 0,5-2,0 кг/м3 в
зависимости от состава
ρг.отн =ρг/ρвоздух:0,5 – 0,6
3
 ПК − 15 ÷ 18 г / л
С= 
 Ю − 30 г / л
палеозой − 200 ÷ 300г / л

200 С – 1,0
600 С – 0,470
900 С – 0,317
0
0
30 С – 0,803
70 С – 0,407
1000 С – 0,284
0
0
40 С – 0,655
80 С – 0,357
1500 С - 0,170
Пласты ПК залегают на глубине 1000 м, tпл ≈ 330 С
Пласты Ю залегают на глубине 3000 м, tпл ≈ 900 С
ρсН4 = 0,6687 (метан), ρс2Н6 = 1,264 (этан), ρс3Н8 = 1,872 (пропан),
ρс4Н10 = 2,519 (бутан)
ρсН4 = 0,544 (метан), ρс2Н6 = 1,038 (этан), ρс3Н8 = 1,554 (пропан),
ρс4Н10 = 2,067 (бутан), ρс5Н12 = 2,490 (пентан)
ρг.отн =0,6 – 1,0
ρг.отн =0,9 – 1,2
0.01-0.03 сПз
М = ρ0 · 22,41, где ρ0 плотность газа при норм.условиях
Вязкость газа в 50-200 раз меньше вязкости нефти
Мметана = 16,043 (сухой газ), Мэтан=30.07,
Мпропан=44.097, Мбутан=58.124
С5 Н12
М пентан
= 72,151 (легкая нефть);
3.22. Молярная масса нефти, г/моль
ρ н.ст + 0,00826
М = 44,29
1,02174 − ρ н.ст
3.23. Коэффициент сжимаемости (β),
10-3 1/МПа=1/ГПа
Нефти: βн ≈ 2-10
Воды: βв ≈ 0.25-0.45
Породы: βп≈ 0.05
3.24. Конденсатный фактор, г/м3
Кф<50 г/м3сухие газы (доля С5+В менее 1 % мольного)
Кф> 150 г/м3жирные газы
Гл.5
(формула Крега )
флюид
газ
газоконденсат
легкая нефть
нефть
тяжелая нефть
С16 Н 34
М парафин
= 226,43
ρпл
< 0,250
0,225-0,450
0,425-0,650
0,625-0,900
М
< 20
20-55
55-80
75-275
> 0,875
> 225
Гф> 20 000 м3/т
Гф<5000 м3/т
184
5.2. Методические подходы к обоснованию выбора оптимальных геологотехнологических мероприятий на скважинах
В России накоплен огромный опыт создания и реализации различных технологий
повышения нефте-, газо- и конденсатоотдачи. Разработки новейших отечественных
программ выбора ГТМ по фонду скважин обычно ориентируются на увеличение добычи
углеводородов путем поиска объектов (блоков, участков) с наибольшей продуктивностью
и максимальными остаточными запасами, наименее зависящих при разработке от
технического несовершенства или сложности конструкций скважин [23-25, 85, 86].
Для оптимального выбора комплекса ГТМ в работе [22] предлагается создать банк
нефтегазовых
технологий,
включающий
данные
о
существующих
эффективных
отечественных и зарубежных научно-технических и технологических решениях, вплоть до
полных текстов РД с необходимыми данными, схемами, техническими характеристиками
оборудования и др.
В качестве главных критериев выбора скважин для проведения первоочередных
ГТМ многие авторы рекомендуют принимать следующие:
-
большая текущая нефте-газонасыщенная толщина;
-
наличие неперфорированных интервалов пласта в скважине в условиях
отсутствия или затрудненной гидродинамической связи с перфорированным пластом;
-
большое расстояние от перспективного участка до добывающих скважин;
-
высокий коэффициент песчанистости;
-
высокая проницаемость пород-коллекторов;
-
высокая потенциальная продуктивность разреза или участка;
-
большие извлекаемые запасы УВС на единицу насыщенной толщины и др.
Из набора вышеуказанных параметров выбираются основные, определяющие
дальнейшую рентабельность рекомендуемого ГТМ. А для этого необходим комплексный
подход,
учитывающий
геологические,
технико-технологические
и
экономические
особенности разрабатываемых объектов.
Изложенные ниже подходы к формированию программы ГТМ основаны на
решении трех основных задач, для реализации которых созданы расчетные модули в
программном продукте «Panterra».
Первая задача – геологическая, связанная с получением адекватной геологической
модели. Решение её осуществляется путём построения локальной геологической модели
участка месторождения в районе исследуемой скважины и включает в себя: изучение
геологического
строения
продуктивных
пластов,
построение
схем
корреляций,
геологических разрезов, структурных карт и карт нефте-газонасыщенных толщин,
геолого-статистических разрезов и т.д. Решение данной задачи позволяет оценить
начальные запасы нефти и газа на рассматриваемом участке и в окрестности скважины.
Вторая задача – технологическая, решение которой дает информацию о добывных
возможностях участка в районе исследуемой скважины и включает в себя:
-анализ технологических показателей эксплуатации исследуемой и близлежащих
скважин;
- анализ и сопоставление интервалов перфорации скважин;
- анализ стандартных и специальных гидродинамических исследований скважин;
- построение зависимостей, характеризующих геолого-технологические условия
эксплуатации скважины;
- построение карт текущих отборов жидкости, текущей плотности запасов нефти и т.д.
Решение данной задачи позволяет оценить текущие запасы нефти и газа на
рассматриваемом участке и в районе скважин, а также структуру этих запасов. При
решении второй задачи основными анализируемыми показателями работы нефтяных
скважин являются:
-текущая обводненность продукции (менее 50 %; 50-95 %; более 95 %);
-накопленная добыча нефти (менее 5 тыс.т; 5-25 тыс.т; 25-100 тыс.т; более
100тыс.т);
-доля безводной добычи нефти (более 10 %; менее 10 %) или входная
обводненность (менее 5 %, 5-10 %, более 10 %);
-характер обводнения скважины (постепенный, стабильный, быстрый);
-местоположение скважины (нагнетательный ряд, 1 ряд, зона стягивания,
одиночная, ЧНЗ, ВНЗ, ГНЗ, ГНВЗ);
-пластовое и забойное давления, наличие АВПД или АНПД, динамический уровень
жидкости в стволе скважины;
-газовый фактор (низкий - менее 50м3/т, средний - 50-200 м3/т; высокий - более 200
м3/т, газовый режим работы скважины - более 500-600 м3/т);
- устьевое (буферное) давление (низкое - менее 2 МПа, среднее - 2-4 МПа, высокое
- более 4 МПа);
- техническое состояние эксплуатационной колонны (качество цементажа, наличие
заколонных перетоков и др.)
Третья задача – аналитическая. Решение этой задачи дает представ ление о
характере выработки и структуре остаточных запасов нефти или газа участка залежи в
районе исследуемой скважины. Для этой цели проводятся:
-анализ
геолого-статистического
разреза,
вероятности
обводнения
пласта,
возможности подключения интервалов в разработку;
Гл.5
186
- экспертное определение текущей насыщенности продуктивного пласта в районе
исследуемой скважины, путем:
а) прямых замеров (методы ИННК, углеродно-кислородный анализ: СО - каротаж,
спектральный нейтронный гамма - каротаж, широкополосной акустический метод и т.д.);
б) косвенными методами (обводненность продукции, анализ работы транзитных
скважин и т.д.);
в) использования методов трехмерного гидродинамического моделирования;
г) методом характеристик по формулам Велджа [32, 62-66].
На основании проведенных исследований строится геолого-технологическая
модель участка месторождения с учетом гравитационных сил в районе исследуемой
скважины
с
определением
динамики
обводнения
пропластков
и
расположения
пропластков с невыработанными, остаточными запасами нефти (модуль «FiltrG») [33].
Известны следующие виды геолого - технологических мероприятий:
- оптимизация режима работы добывающей скважины;
- интенсификация притока;
- дострел продуктивных интервалов;
- ремонтно-изоляционные работы;
-бурение дополнительного ствола;
- приобщение продуктивных пластов, других объектов эксплуатации;
- промысловые геофизические исследования;
- возврат (перевод) скважины на вышележащий объект или углубление на
нижележащий объект эксплуатации;
- оптимизация режима работы нагнетательной скважины;
- перевод скважины под закачку;
- перевод скважины в категорию наблюдательных, для контроля за режимом
работы залежи, обводнением и др.;
- временная консервация скважины;
- ликвидация скважины;
- бурение новых скважин на недренируемых участках залежи, в том числе, с
горизонтальным стволом и многозабойных.
Рассмотрим более подробно каждое из мероприятий и критерии для их выбора.
Оптимизация
работы
добывающих
скважин.
Назначается
с
целью
интенсификации добычи нефти и может быть предложена на исследуемой скважине в
случае, когда близлежащие скважины, вскрывшие перфорацией тот же пласт, в
аналогичных
Гл.5
геологических
условиях,
при
таком
же
пластовом
давлении,
187
эксплуатируются с большими дебитами по нефти и жидкости или потенциальный дебит
скважины выше текущего.
В этом случае возможны две причины работы скважины ниже своих
потенциальных возможностей:
1. Неправильный подбор оборудования. Необходимо проанализировать во времени
динамику коэффициента продуктивности, забойного давления, газового фактора, уровней
жидкости и по результатам анализа выбрать необходимый способ эксплуатации и
скважинное оборудование.
2. Неисправность или сбой в работе подземного оборудования. Необходимо
определить причину. Результатом является замена подземного оборудования или
устранение сбоев в работе.
Если скважина эксплуатируется в штатном режиме, возможен вариант снижения
забойного давления ниже давления насыщения (переход на форсированный отбор
жидкости).
3. Низкий межремонтный период (МРП) по причине выноса механических
примесей (проппанта, песка и др.) Решением может являться установка газопесочного
сепаратора (якоря).
Интенсификация добычи нефти. Рекомендуется осуществлять в случае снижения
дебита или даже при отсутствии притока, не связанного с изменениями в системе
разработки. Возможные причины:
1. Загрязнение призабойной зоны пласта, что ведет к снижению продуктивности
скважины вплоть до полного отсутствия притока. Происходит снижение дебита скважины
по жидкости. В этом случае проводится химическая или механическая очистка ПЗП.
Химическими методами являются: обработка ПЗП кислотными растворами,
растворами ПАВ и т. д. При этом предварительно проводится анализ ранее проводимых
на скважине химических обработок ПЗП и анализ химического состава пород, слагающих
продуктивный пласт. Следует назначить наиболее эффективную обработку призабойной
зоны пласта. Обязателен расчет необходимого количества химических реагентов.
Механическими методами являются: свабирование, устройство освоения скважин
(УОС), метод переменных давлений, метод управляемых циклических депрессий,
гидрожелонка,
вибрационные методы,
повторная
перфорация и
др.
При
этом
предварительно проводится анализ ранее проводимых в скважине механических
обработок, гидродинамических исследований скважины для определения величины скинэффекта и геофизических исследований для оценки размера закольматированной зоны
пласта. Следует назначить наиболее эффективный метод механической очистки
призабойной зоны пласта.
Гл.5
188
2. Отсутствие циркуляции или авария в скважине. Для устранения этой причины
проводятся мероприятия по нормализации (очистке) забоя или ликвидация аварии.
Проведение ГРП (см. гл. 4.2). Если применяемые способы интенсификации
добычи не позволяют достичь результата, то рекомендуется проведение гидроразрыва
пласта [34, 39, 61]. Для этого необходимо выполнение ряда условий при подборе
скважины:
- текущая обводненность - менее 50 % (желательное условие);
- расстояние до линии нагнетания или внешнего контура нефтеносности - более
500м;
- текущий дебит жидкости рассматриваемой скважины - ниже потенциально
возможного и ниже дебита соседних скважин;
- выработка запасов нефти в районе скважины - менее 60 % (необязательное
условие);
- текущее пластовое давление – не менее 85 % от начального;
- эффективная нефтенасыщенная толщина - более 3.0 м;
- минимальная толщина глинистого раздела выше и ниже продуктивного пласта более 6м;
- плотность текущих извлекаемых запасов нефти - более 30 тыс.т/км2 (0.3
тыс.т/га);
- скважина должна быть технически исправна, а угол отклонения от вертикали при
входе в пласт менее 10 град.
Методика реализована в виде программы «PROGNOZ_GRP»[34].
Дострел продуктивных интервалов. В разрезе каждого объекта, вскрытого
скважиной, обычно имеются неперфорированные пропластки (недонасыщенные, близкие
к ВНК и другие). С целью увеличения нефтедобычи при достижении скважиной
обводненности более 50 %, после всестороннего анализа и подтверждения их
нефтеносности, осуществляется дострел пропластков. В случае кольматации ПЗП для
повышения продуктивности может применяться повторная перфорация.
Ремонтно-изоляционные работы проводятся в высокообводненных скважинах с
целью уменьшения непроизводительных отборов воды (газа) и интенсификации притока
нефти. Работы производятся на основании данных промысловых геофизических
исследований скважин с целью выявления причин и источников обводнения,
нефтенасыщенных интервалов [82, 83].
По результатам ПГИ определяются причины обводнения. Возможны четыре
основные причины поступления в скважину воды.
Гл.5
189
1. Обводнение нижележащего интервала пласта (пропластка). Решение: отсечение
обводнившегося интервала путем установки цементного моста.
2. Обводнение внутри пласта по высокопроницаемому пропластку. Решение:
установка водонепроницаемого экрана или закупорка обводнившихся интервалов
различными реагентами. При этом должны выполняться следующие условия:
- исследуемая скважина не отобрала нормативные запасы (обычно менее 5 тыс. т на
1 м нефтенасыщенной толщины);
- исследуемая скважина должна находиться в зоне стягивания фронта вытеснения;
- геологические условия должны позволять установку экрана или проведение
других технологий РИР (при наличии глинистой или непроницаемой перемычки).
3. Присутствие заколонного перетока жидкости. Решение: ликвидация заколонного
перетока жидкости.
4. Наличие негерметичности эксплуатационной колонны или НКТ. Решение:
ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны или замена НКТ.
Для выяснения указанных причин необходимо наметить выполнение следующих
мероприятий:
- определение профиля притока в добывающей скважине;
- определение источника обводнения в добывающей скважине;
- определение профиля приемистости в нагнетательной скважине;
- определение технического состояния эксплуатационной колонны скважины;
- определение нефтенасыщенности, текущего положения ГВК, ГНК, ВНК.
В случае определения поступления газа в скважину проводятся анало-гичные
мероприятия, только с целью предотвращения поступления газа.
Бурение
дополнительного
ствола
осуществляется
для
восстановления
производительности аварийных скважин или отбора невыработанных запасов нефти в
районе обводненных скважин, стандартные РИР в которых неэффективны. Важным
элементом, обеспечивающим успех бурения и эксплуатации вторых стволов (см.гл. 4.1),
является детальное трёхмерное геологическое и гидродинамическое моделирование, на
основании которого производится:
- определение зон локализации остаточных запасов;
- выбор скважины-кандидата для строительства и эксплуатации второго ствола;
- определение оптимальной траектории дополнительного ствола;
- расчёт продуктивности второго ствола и прогноз динамики добычи нефти.
Приобщение продуктивного пласта или другого объекта эксплуатации.
Данный вид мероприятий проводится с целью интенси-фикации добычи УВС.
Приобщение осуществляется при следующих условиях:
Гл.5
190
- основной и приобщаемый объекты представлены пропластками с близкими
коллекторскими свойствами;
-отсутствие на приобщаемом объекте близкорасположенной эксплуатационной
скважины;
- ближайшие скважины, эксплуатирующие оба объекта, имеют высокие дебиты;
- в случае приобщения вышележащего объекта его обводненность должна быть не
больше, чем у основного объекта;
- в случае приобщения нижележащего объекта он не должен быть высоко
обводненным. Если нижележащий объект высокообводнённый, то прирост дебита нефти
должен быть кратно выше действующего дебита. Возможно применение технологий РИР
по отсечению обводненных интервалов.
Возможным
способом
добычи
является
одновременная
добыча
из
всех
перфорированных объектов. Однако при этом затруднен учет добычи по объектам. Для
решения этой задачи осуществляется одновременно-раздельная добыча (обычно, если
объекты высокопродуктивные с дебитами по жидкости более 50т/сут, см.гл.4.3).
Перевод (возврат) на выше- или нижележащий объект. Мероприятие
осуществляется при выполнении требований, описанных в «Положении…» [28] с целью
интенсификации добычи нефти и назначается при следующих условиях:
- все возможные мероприятия по скважине на данном объекте (оптимизация
режима эксплуатации, РИР, приобщение, дострел, зарезка второго ствола) не дают
ощутимого эффекта или их невозможно осуществить;
- перспективы использования скважины на данном объекте, в том числе для
развития систем заводнения, отсутствуют.
После этого выбирается пласт или объект, наиболее перспективный для перевода
скважины, выполнившей проектное назначение на данном объекте.
Оптимизация работы нагнетательных скважин. Анализируется приемистость
скважин, пластовое давление и компенсация (текущая и накопленная) закачкой отбора
жидкости на объекте или участке, а также соответствие или несоответствие этих
параметров проектным величинам. Возможно уточнение принятого решения методом
материального баланса в следующих случаях:
1. Накопленная компенсация больше 1, пластовое давление выше начального.
Решение: ограничение приемистости (штуцирование, ВПП закачкой ВУС, ГОС и др.
реагентами). Рассредоточение закачки вводом новых скважин. Увеличение отборов
жидкости из добывающих скыважин.
2. Накопленная компенсация меньше 1, пластовое давление существенно ниже
начального (менее 0.85•Рпл). Решение: увеличение приемистости нагнетательных
Гл.5
191
скважин, давления закачки. Ввод новых нагнетательных скважин, усиление закачки,
доведение соотношения добыча/нагнетание до проектного уровня. Рекомендуется
провести анализ реализуемой системы заводнения и ППД.
3. Накопленная компенсация меньше 1, пластовое давление на уровне начального.
Решение: анализируется законтурная зона пласта, интенсифицировать закачку нет
необходимости. Проводится оценка влияния законтурной зоны пласта методом
материального баланса.
4. Накопленная компенсация больше 1, пластовое давление ниже начального.
Решение 1: анализируется техническое состояние скважин. Возможно, имеют
место перетоки закачиваемой воды в выше– или ниже залегающие пласты. Проводятся
исследования нагнетательных скважин (определение профиля приемистости скважины), а
также динамики давлений в выше– или ниже залегающих пластах. При подтверждении
перетоков проводятся РИР. При отсутствии перетоков анализируется система ППД и
схема расположения нагнетательных скважин.
Решение 2: газовый фактор очень высокий (более 300 м3/т). Рассматривается
возможность наличия и влияния газовой шапки.
Перевод скважины под закачку. Осуществляется для поддержания пластового
давления и интенсификации нефтедобычи за счёт формирования или совершенствования
(развития) системы заводнения, в соответствии со структурой текущих запасов нефти или
газа. Анализируется система заводнения и по результатам назначается мероприятие:
1.
Пластовое
давление
в
рассматриваемом
районе
существенно
ниже
первоначального (менее 0.85•Рпл). Добывающая скважина переводится под закачку с
целью увеличения объемов закачки и повышения пластового давления. При этом
местоположение скважины должно вписываться в принятую схему развития системы
заводнения. Обводненность продукции скважины принципиального значения не имеет.
2. Пластовое давление в рассматриваемом районе равно первоначальному.
Скважина переводится под закачку с целью увеличения коэффициента заводнения и
интенсификации процесса вытеснения. При этом должны соблюдаться три условия:
- скважина должна вписываться в принятую схему развития системы заводнения,
основанную на структуре текущих запасов нефти;
- скважина в процессе эксплуатации достигла проектного значения предельной
обводненности (порядка 98 %);
- соотношение добывающих к нагнетательным скважинам приблизительно
соответствует проектному значению (трехрядная – 3:1; семиточечная – 2:1 и т.д.)
3. Пластовое давление близко к первоначальному. Возможен перевод законтурных
или приконтурных скважин в ППД с целью утилизации подтоварных вод.
Гл.5
192
4. Для многопластовых объектов рассматривается возможность ОРЗ (см.гл.4.3).
Перевод
скважины
в
контрольный
фонд
(пьезометрические
и
наблюдательные). Осуществляется в следующих случаях:
1. Проведенный анализ показывает, что возможные мероприятия на скважине по
оптимизации, интенсификации, РИР, зарезка вторых стволов, приобщение, дострел,
возврат на вышележащий объект и перевод под закачку не приведут к получению притока
нефти;
2. Существует необходимость в контроле за разработкой объекта на данном
участке. Наблюдательные скважины предназначены для регулярного наблюдения за
изменением газонефтяных контактов, изменением насыщенности пласта в процессе
разработки залежи. Пьезометрические скважины предназначены для систематического
измерения пластового давления в различных зонах пласта.
Перевод скважины в консервацию. Осуществляется при следующих условиях,
оговоренных в «Инструкции…» [26, 27]:
- в случае снижения пластового давления до давления насыщения, консервация
добывающих скважин назначается на период восстановления давления;
- в случае ожидания перевода под закачку;
- в случае ожидания перевода на другой объект.
Ликвидация скважины. Осуществляется при следующих условиях, оговоренных
в «Инструкции…» [26, 27]:
- по геологическим причинам;
- скважина выполнила свое проектное назначение;
- по техническим причинам: невозможность проведения ремонтных работ, зарезки
второго ствола и т. д.
Бурение новых скважин, в том числе с горизонтальным стволом (см. гл. 4.4).
Решение по дальнейшему бурению новых скважин принимается на участках расширения
контура нефте-газоносности пласта и прироста запасов нефти и газа, поставленных на
Госбаланс РФ. Фонд скважин размещается из числа резервного в пределах рентабельных
нефте-газонасыщенных толщин. При расстановке скважин реализуются проектные
решения по плотности сетки скважин и системе заводнения.
Наглядная демонстрация основных принципов обоснования ГТМ приведена на
рис.5.1, где условия (Уi) выбора расписываются следующим образом: У1= (Рзаб > Рнас;
Ндин < 500 м); У2=(нефте/газонасыщенные интервалы); У3=(имеются неперфорированные
интервалы); У4=(имеются неперфо-рированные пласты); У5=(извлекаемые запасы
отобраны, f = 100%); У6=(Рпл < 0,85*Рнас → перевод в ППД → перевод на другой объект);
У7=(имеют геологические, технические или другие причины для ликвидации).
Гл.5
193
Рисунок 5.1. Алгоритм выбора мероприятия для добывающей скважины
Гл.5
194
Рисунок 5.2. Алгоритм выбора мероприятия для нагнетательной скважины
X1=(Компенсация>1; Pпл.тек>Pнач); X2=(Компенсация<1; Pпл.тек<0,85*Pнач); X3=(Компенсация<1; Pпл.тек~Pнач);
X4=(Компенсация>1; Pпл.тек<Pнач); X5=(Перекрыт интервал перфорации)
Технологическая эффективность ГТМ оценивается по величине входного дебита
нефти после мероприятия, дополнительной годовой добыче нефти, сокращению отборов
воды (см. гл. 5.7). При высокой стоимости мероприятий возникает вопрос об
экономической эффективности и целесообразности его применения.
При подготовке программ геолого-технологических мероприятий по Ермаковскому
месторождению специалисты ОАО «СибНИИНП» и ОАО "Тюменнефтегаз" [25]
основывались на ежегодном анализе эксплуатации низкодебитных и высокообводненных
скважин, причин бездействия и анализе системы заводнения.
Разработка и внедрение геолого-технологических мероприятий на таком сложном с
геологической точки зрения месторождении позволили максимально использовать фонд
скважин в течение восьми лет, активизировать систему заводнения и сформировать её в
соответствии со структурой остаточных запасов.
Выполнение программ ГТМ в период 1994-2000 годы по Ермаковскому
месторождению при участии автора, позволило не только остановить снижение добычи
нефти, но и стабилизировать ее на уровне 1,5 млн т в течение 8 лет (рис. 5.3).
100
90
6000
80
5000
70
60
4000
50
3000
40
Обводненность, %
Добыча жидкости, нефти, тыс.т
7000
30
2000
20
1000
10
Добыча нефти
Добыча жидкости
Обводненность
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
0
1986
0
Год
Рисунок 5.3. Динамика технологических показателей разработки Ермаковского
месторождения
Основываясь на вышеуказанном опыте, в период 1995-96 годы специалистами
ОАО «СибНИИНП» и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» была выполнена научноисследовательская работа «Комплексные геолого-технологические мероприятия на 19961997 годы по оптимальному использованию добывающего фонда скважин и развитию
системы заводнения с целью стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО
«Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз». Данная работа рассмотрена на Центральной Комиссии
по разработке и утверждена к реализации (протокол ЦКР № 2178 от 9.10.1997 г.) [29, 35].
Гл.5
196
Реализация программы мероприятий на месторождениях ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» проводилась в период 1996-1998 годов, что позволило снизить темп
падения добычи нефти, а затем стабилизировать добычу на уровне 18-16 млн т.
5.3. Аналитическое решение задачи учета гравитационного разделения флюидов в
слоистой модели
Ниже
приведена
математическая
постановка
и
решение
задачи
учета
гравитационного разделения флюидов при добыче нефти [53-60, 75].
Запишем дифференциальное уравнение слоистой модели [51], описывающее
процесс поршневого вытеснения нефти водой в i-ом пропластке:
b ⋅ h i ⋅ k i ⋅ (p k − p c )
dx
= b ⋅ h i ⋅ m i ⋅ S НН i ,
μ ’ ⋅ x i + μ в ⋅ (L − x i )
dt
(5.3)
i = 1, n
где b – ширина элемента пласта, м; hi – нефтенасыщенная толщина i-го пропластка, м; ki –
коэфф. проницаемости i-го пропластка, мкм2; mi – коэфф. пористости i-го пропластка, д.
ед;
xi
–
граница раздела вода-нефть
в i-ом пропластке, м;
SНН – коэфф.
нефтенасыщенности, д. ед; рк – давление на контуре залежи, МПа; рс – давление на забое
добывающей скважины, МПа; µв, µн – вязкость воды и нефти, сПз; t – время, с; i - номер
пропластка.
Уравнение слоистой модели (5.3) было усовершенствовано в работе [75],
внесением в данное соотношение некоторых изменений. Первое уточнение связано со
значением перепада давления (pк-pс), находящегося в левой части выражения. Для
определения истинного перепада давления в пропластке необходим учет веса столба воды
в зоне нагнетания и веса столба нефти в зоне отбора, что соответствует модели Чарного
И.А. и Коутса К.Х. [47, 48]:
pк(h)= Pк + ρв · g · z,
(5.4)
pс(h)= Pс + ρн · g · z,
(5.5)
где ρв, ρн – плотность воды и нефти, г/м3; z – высота столба жидкости, м; g = 9.81 м/с2.
Выражение для перепада давления в i-ом пропластке имеет следующий вид:
i −1

(
)
p
p
ρ
ρ
g
h j , i = 1, n − 1;
−
+
−
⋅
⋅
∑
 к
с
в
н
Δp i = 
j= 0
p − p , i = 0;
с
 к
(5.4)
вследствие чего изменится уравнение (5.3):
b ⋅ h i ⋅ k i ⋅ Δp i (h )
dx
= b ⋅ h i ⋅ m i ⋅ S НН ⋅ i , i = 1, n .
μ ’ ⋅ x i + μ в ⋅ (L − x i )
dt
Гл.5
(5.5)
197
Второе уточнение касается разности плотностей фильтрующихся жидкостей и
различия фронтов вытеснения в пропластках.
Следствием действия силы тяжести и капиллярных сил являются вертикальные
перетоки между соседними пропластками, возникающие тогда, когда фронт вытеснения
верхнего пропластка находится ближе к добывающей скважине, чем фронт вытеснения
нижнего.В этом случае фаза с большей плотностью (вода) под действием гравитационных
сил тонет в фазе с меньшей плотностью (нефти) и, соответственно, фаза с меньшей
плотностью (нефть) всплывает в фазе, имеющей большую плотность (воде) (рис. 5.4).
Поскольку сила тяжести имеет вертикальное направление, она не влияет на
горизонтальные
компоненты
скорости
фильтрации,
а
воздействует
только
на
вертикальную составляющую. При двухфазной фильтрации нефти и воды с учетом
гравитации будем использовать следующие выражения для вертикальных компонентов
скорости фильтрации нефти и воды:
 ∂p

⋅
− ∆γ ⋅ σ 
 ∂z

vн = −
kz
µн
vв = −
k z  ∂p

⋅
+ ∆γ ⋅ (1 − σ ) ,


µ в ∂z
,
(5.6)
(5.7)
Рисунок 5.4. Модель гравитационного разделения флюидов
здесь vн, vв – скорости фильтрации нефти и воды; ∆γ = ( ρв − ρн ) ⋅ g - разность удельных
весов фильтрующихся фаз; p - давление, принимаемое одинаковым в нефтяной и водяной
фазах; σ - доля нефти в общем объеме фильтрующейся жидкости; k z - коэффициент
вертикальной проницаемости – аналог классического коэффициента проницаемости,
численно составляющий некоторую долю от него.
Умножив скорость фильтрации на площадь S, через которую фильтруется жидкость,
получим выражения для объемного дебита вертикального перетока:
Гл.5
198
Qн = −
S ⋅ k z  ∂p

⋅
− ∆γ ⋅ σ  ,

µ н  ∂z
Qв = −
S ⋅ kz
µв
 ∂p

⋅
+ ∆γ ⋅ (1 − σ ) .
 ∂z

Выражая величину
(5.8)
(5.9)
∂p
из уравнений (5.8 и 5.9) и приравнивая их, придем к
∂z
следующему выражению:
−
µн
µ
⋅ Qн + ∆γ ⋅ σ = − в ⋅ Qв − ∆γ ⋅ (1 − σ ) ,
S ⋅ kz
S ⋅ kz
(5.10)
или после упрощения:
µ н ⋅ Qн − µ в ⋅ Qв = S ⋅ k z ⋅ ∆γ .
(5.11)
Согласно принципу неразрывности фильтрационного потока, в области перетока
объем «утонувшей» воды должен восполняться объемом всплывшей нефти, то есть:
− Qв = Qн .
(5.12)
Вследствие этого получаем следующее выражение для дебита:
− Qв = Qн = Qz =
S ⋅ k z ⋅ ∆γ
.
µн + µв
(5.13)
Таким образом, для пропластка с номером i определяются два вертикальных
дебита: Qzi −1 и Qzi . Первый из них определяет количество жидкости, которая перетекает из
верхнего пропластка в данный, а второй - количество жидкости, тонущей в нижнем:
Q zi =
S ⋅ k zi ⋅ ∆γ ⋅ cos α
,
µн + µв
где S= b ⋅ xi +1 − xi
(5.14)
- площадь фильтрации, когда описанный переток между двумя
соседними пропластками i и ( i+1 ) возможен.
Переписав уравнение (5.13), учитывая выражение для вертикального перетока
(5.14), получим систему, которая описывает модель слоистого пласта с учетом
гравитационного разделения флюидов:
Q zi −1 +
b ⋅ hi ⋅ k i ⋅ ∆p i ( z )
dх
− Q zi = b ⋅ hi ⋅ mi ⋅ S НН ⋅ i ,
µ н’ ⋅ хi + µ в ⋅ ( L − xi )
dt
(5.15)
i = 1, n
Краевые условия для поставленной задачи:xi(0)=0; Qz0=Qzn=0.
На рисунке 5.5 показано движение фронта вытеснения нефти водой, рассчитанное
по модели слоистого пласта и предложенной модели с учетом гравитационного
разделения. При этом время прорыва по модели слоистого пласта (МСП) равно 218 сут, а
по модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения – 190 сут.
Гл.5
199
Нормированная толщина,д.ед.
1
30 сут. (МСП)
30 сут.(МСП с учетом гравитационного разделения)
0.8
416 сут.(МСП)
416 сут.(МСП с учетом гравитационного разделения)
0.6
0.4
0.2
0
0
100
200
300
400
500
Длина, м
Рисунок 5.5. Сравнение фронта вытеснения нефти водой по различным моделям
В эту формулу не входит перепад давления между пропластками. Его аналогом
является разность удельных весов фильтрующихся фаз. Градиент давления в законе Дарси
имеет следующую размерность [∆P/L]=MПа/м.
В формуле градиент давления заменяется разностью плотностей жидкостей - ∆γ.
Его размерность равна [∆γ]=[g ∙ ∆ρ] =(м/с2) ∙ (кг/м3) =Н/(м2 ∙ м) = Па/м = 10-6 ∙MПа/м.
Таким образом, выбор параметра ε = Kz/Kx (анизотропия пласта) позволяет учесть
такой фактор как сила тяжести, делая ее более гибкой и достоверной.
При анализе системы уравнений (5.23) видно, что в частном случае при µв = µн
система уравнений становится линейной:
Q z ,i −1 +
b ⋅ hi ⋅ K i ⋅ ∆p i ( z )
dх
− Q z ,i = b ⋅ hi ⋅ mi ⋅ S НН ⋅ i ,
L⋅µ
dt
(5.16)
i = 1, n .
Или, подставив формулу (5.4), получим:
b * K Zi −1 ⋅ xi −1 − xi ∆γ
µ
+
b ⋅ hi ⋅ K i ⋅ ∆pi ( z ) b * K Zi ⋅ xi − xi +1 ∆γ
dх
−
= b ⋅ hi ⋅ mi ⋅ S НН ⋅ i ,
L⋅µ
µ
dt
(5.17)
i = 1, n
Введем обозначения: α i = b ⋅ K Zi ⋅ ∆γ = b ⋅ ε ⋅ K i ⋅ ∆γ ;
2⋅µ
βi =
b ⋅ hi ⋅ K i ⋅ ∆p i
L⋅µ
;
Ai = b ⋅ hi ⋅ mi ⋅ S НН .
2⋅ µ
(5.18)
(5.19)
(5.20)
Тогда система линейных дифференциальных уравнений с трехдиагональной
матрицей А запишется так [52]:
Гл.5
200
→
→

d x(t )
= A ⋅ x(t ) + f (t );
dt
→
(5.21)
→
x(t0 ) = x 0 .
A=
(α / A1 )
( −α / A2 )
( −α / A1 )
( 2 ⋅ α / A2 )
...
0
...
0
0
0
 β 1 / A1 


 β 2 / A2  (5.22)

; f =  ... .
...
...
... ...


0 ... ( 2 ⋅ α / An −1 ) ( −α / An −1 )


β / A 
0 ... ( −α / An ) (α / An )
 n n
0
0
...
...
0
0
0
0
Общее решение данного уравнения запишется следующим образом:
→
→
t
→
x = exp((t − t 0 ) ⋅ A) ⋅ x 0 + ∫ exp((t − s ) ⋅ A) ⋅ f ( s ) ds ,
(5.23)
t0
x = exp((t − t ) ⋅ a ) ⋅ x + exp((t − t ) ⋅ a ) ⋅ x + ... exp((t − t ) ⋅ a ) ⋅ x +
0 i1 01
0 i 2 02
0 in 0n
i
t
t
t
где + exp((t − s )⋅ a )⋅ f ( s )ds + exp((t − s )⋅ a )⋅ f ( s )ds + ... + exp((t − s )⋅ a )⋅ f ( s )ds.
∫
∫
∫
i1 1
i2 2
in n
t0
t0
t0
Для решения системы обыкновенных дифференциальных уравнений общего вида
(5.16, 5.21) используется явный метод Рунге-Кутта [52].
Рассмотрим отношение скоростей vz/vx:
vZ v X =
K Z ⋅ ∆γ
(µ В + µ Н )
K ⋅ ∆p i
µ В ⋅ x + µ Н ⋅ ( L − x)
.
(5.24)
На середине расстояния между скважинами переменная x равна L/2. Подставив эту
величину в (5.24) получим:
vZ
K Z ⋅ ∆γ
(µ + µ Н ) ⋅ L
∆γ
=
⋅ В
=ε ⋅
.
∆p i / L
v X 2 ⋅ (µ В + µ Н )
K ⋅ ∆p i
Это отношение рассчитаем при величине ∆γ , а также малой анизотропии пласта
ε. Однако определяющую роль играет градиент давления ∆pi/L. Чем больше разность
плотностей нефти и воды и меньше градиент давления, тем большую роль играют
процессы всплытия нефти.
Если принять ε равное 0.2 д.ед., а∆γ=g·∆ρ = 9.81∙(1000-850) = 9.81∙150 (м/с2)∙(кг/м3) =
1.471∙10-3MПа/м, то градиенты давления могут составлять вблизи забоя скважины 0.1-0.5
MПа/м, а в межскважинной зоне 1∙10-4-1∙10-3MПа/м. Соответственно, νz/νxизменяется
вблизи забоя скважины от 0.5 до 4ед., а в межскважинной зоне – от 400 до 4000 ед.
Таким образом, в межскважинном пространстве величина гравитационных сил
существенно превышает гидродинамические силы и требует учета.
Гл.5
201
5.4. Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного
разделения флюидов
Для практических целей разработана расчетная программа «FiltrG» в системе
«Delphi», которая работает в комплексе с информационно-справочной системой
«Panterra», созданной в ОАО СибНИИНП и реализует расчет основных показателей.
В состав информационно-справочной системы «Panterra» входят база геологических
и промысловых данных, визуализатор - средство просмотра информации по скважинам
месторождения, а также модуль построения геолого-статистического разреза пласта.
После выбора объекта разработки месторождения на экране строится карта
расположения скважин. Определив скважины, из базы данных получают геологическую и
промысловую информацию по скважинам участка.
Программы «FiltrG» осуществляет расчет, занимающий определенный промежуток
времени. Специальная форма отвечает за интерфейс с пользователем. Часть задаваемых
параметров берется из базы данных месторождения, другая часть - определена
экспериментально.
Работу программы можно разбить на три этапа:
I. На первом этапе строится геолого-статистический разрез пласта, в результате
построения которого формируется набор пропластков с параметрами:
• толщина;
• коэффициент пористости;
• коэффициент нефтенасыщенности;
• коэффициент проницаемости.
II. Задаем значения следующих параметров:
• параметр анизотропии пласта;
• плотность воды и нефти;
• вязкость воды и нефти;
• давление в зоне нагнетания и зоне отбора;
• объемный коэффициент нефти;
• коэффициент вытеснения;
• извлекаемые запасы;
• предельное значение обводненности продукции, когда дальнейшая эксплуатация
участка нецелесообразна (например, при обводненности 98 % расчет прекращается).
III. Далее производятся вычисления следующим образом:
• используя значение извлекаемых запасов нефти, вычисляется объем запасов
нефти в пластовых условиях;
Гл.5
202
• задав начальные положения фронтов воды в пропластках, решается система
дифференциальных уравнений (5.15) методом Рунге-Кутта [52]. В итоге для каждого
временного шага получаем набор значений фронтов вытеснения;
• имея результаты расчета, параметры пласта и флюидов, вычисляется количество
вытесненной жидкости, добытой нефти и другие параметры.
Проиллюстрируем
работу
программы
на
примере
участка
пласта
БС11
Муравленковского месторождения [67, 68].
Расчетный участок имеет размеры 1200 х 2000 м. Величина геологических запасов
нефти участка составляет 2425 тыс. т. Фонд скважин - 15 единиц. Период эксплуатации для
настройки истории участка – 11 лет. Фактическая накопленная добыча нефти с начала
разработки – 1029,9 тыс. т, текущая обводненность – 84 %, текущий КИН – 0,425. Годовая
добыча нефти участка на начало расчета составляла 26,4 тыс. т, на следующий год – 19,7 тыс.т.
Средняя проницаемость участка пласта равна 55∙10-3 мкм2, пористость - 0,19 д.ед.,
нефтенасыщенность - 0,60 д.ед., коэффициент песчанистости - 0,507 д.ед., средняя
нефтенасыщенная толщина – 10,5 м. Плотность нефти равна 0,856 т/м3,объемный
коэффициент – 1,159. Начальное пластовое давление – 25,2 МПа, давление насыщения – 10,6
МПа.
Алгоритм составления программы ГТМ (речь идет о примере применения
расчетной программы «FiltrG») на рассматриваемом участке следующий: по площади на
объекте выделяются локальные купола и впадины; по характеристике Р.И. Медведского
определяются участки с максимальными остаточными запасами нефти и строится карта
текущей плотности запасов (рис. 5.6).
Рисунок 5.6. Выкопировка из карты текущей плотности запасов пласта БС11
Муравленковского месторождения
Гл.5
203
По вертикали строится ГСР участка, слои модели сопоставляются пропласткам в
скважине. На рис. 5.7a представлен геолого-статистический разрез выбранного участка
пласта по проницаемости. Затем моделируется процесс вытеснения нефти водой с учетом
гравитационного разделения флюидов. Динамика заводнения пласта по слоям приведена
на рис. 5.7b.
На скважинах намечаются традиционные ГТМ по скважинам и пропласткам:
в нагнетательных скважинах – дострел, перестрел, изоляция интервалов,
интенсификация и др.;
в добывающих скважинах – изоляция интервалов, дострел, интенсификация и др.
При наличии нескольких вариантов мероприятия на скважине, выбирается
наиболее эффективное мероприятие.
Длина пласта, м
0
0
0
5
5
10
10
Глубина, м
Глубина, м
Коэфф. проницаемости, 103·мкм2
0
20
40
60
15
500
15
20
20
25
25
30
30
180 сут
Коэфф. проницаемости, 10-3*мкм2
a)
1000
365 сут
730 сут
b)
Рисунок 5.7. ГСР для рассматриваемого участка (a) и продвижение фронта воды (b)
На рис. 5.8 приведены результаты моделирования расчетного участка на различных
моделях: модель слоистого пласта; модель вертикального равновесия; профильная модель
с учётом гравитационного разделения флюидов, а также фактические показатели
разработки участка в координатах: обводненность - отбор нефти от НИЗ, безразмерная
Гл.5
204
добыча жидкости - отбор нефти от НИЗ. Модель слоистого пласта имеет большой
безводный период, а затем происходит резкое обводнение. Для модели вертикального
равновесия характерен быстрый прорыв воды по подошве пласта.
а)
b)
Рисунок 5.8. Характеристики вытеснения рассмотренного участка:
a) обводненность - отбор нефти от НИЗ, b) безразмерная добыча жидкости - отбор
нефти от НИЗ
В профильной задаче с учетом гравитационного разделения с высокой степенью
точности восстанавливается история разработки путем варьирования значений начального
положения фронта воды в пропластках и подбора величины коэффициента анизотропии
пласта (в данном примере он составляет 0,033 д.ед.)
Изложенный подход в отношении влияния гравитационного разделения флюидов
Гл.5
205
позволил предложить способ разработки нефтяной залежи (рис. 5.13) (Медведский Р.И.,
Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Леонов В.И.) [120, 121]. Способ разработки нефтяной залежи
включает
разбуривание
залежи
добывающими
и
нагнетательными
скважинами,
осуществление в два этапа перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах,
закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, а
положение забоев добывающих скважин определяют в соответствии с сеткой размещения
скважин (в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины).
II группа
I группа
3
1
2
1
Рисунок 5.9. Способ разработки нефтяного пласта: 1 – перфорация, 2 –
доперфорация, 3 - изоляция
Причем на первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону
локальной
впадины
производят
перфорацию
добывающей
скважины
в
интервале
подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в
зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во
всем интервале толщины продуктивного пласта.
На втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в
добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их
обводненности до 50 % и выше, при этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне
локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного
пласта.
Суть способа состоит в подтягивании воды из подошвы таким образом, чтобы она
(вода) вытесняла нефть в вертикальном направлении.
На I этапе – первая группа скважин при возврате попадает в район локальной впадины;
перфорируется подошвенная часть для снижения гидродинамической составляющей и
продления срока безводной добычи. Вторая группа скважин при возврате попадает в район
Гл.5
206
локального купола; перфорируется вся нефтенасыщенная толщина с целью интенсификации
добычи.
На II этапе – после обводнения пласта на скважинах первой группы осуществляется
доперфорация верхней части пласта, а на скважинах второй группы – изолируется
подошвенная часть пласта. На способ разработки нефтяной залежи был получен патент РФ №
2225941.
Следует отметить, что близкие технологические решения предлагаются другими
авторами. В работе Закирова С.Н. [173] предлагается организация вертикального
вытеснения нефти за счет вскрытия пласта большой мощности в нагнетательных
скважинах в подошвенной части, в добывающих - в кровельной его части.
Предполагается, что закачиваемая вода под действием сил гравитации будет более
эффективно и равномерно заводнять продуктивную толщу объекта снизу вверх, избегая
преждевременных прорывов к добывающим скважинам. Процесс вертикального
вытеснения рассматривается как для условий ЧНЗ, так и ВНЗ (закачка под ВНК). Даная
технология может применяться и для случая с горизонтальными скважинами, в частности,
участок горизонтального ствола нагнетательной скважины проводят по подошвенной, а
добывающей в прикровельной части пласта.
В работах Боксермана А.А. [244, 246] также говорится об эффективности и
необходимости организации вертикального вытеснения нефти, в частности, разработанная
и запатентованная технология ИТНАВ, в ряде случаев предполагает усиление
вертикальной составляющей фильтрации за счет переноса отбора нефти в кровельную
часть пласта и закачки воды в подошвенную.
Таким образом, предложенная слоистая модель пласта с учетом гравитационного
разделения флюидов отличается рядом преимуществ от ранее используемых, а именно:
• позволяет объяснить и описать часто наблюдаемое явление гравитационного
разделения нефти и воды; обводнение подошвенной части пласта, подтверждаемое
результатами исследований в контрольных скважинах
•
учитывает статистическую составляющую геологического строения пласта;
•
учитывает фактическую динамику добычи нефти и жидкости, независимо от
стадии обводнения;
•
характеризуется минимальной погрешностью расчета;
•
позволяет оценивать и прогнозировать динамику добычи жидкости и нефти на
обозримую перспективу;
•
теоретические выводы позволили перейти к практическим результатам: учесть
и использовать этот факт для формирования программы ГТМ с учетом структурных
Гл.5
207
локальных куполов и впадин; послужило основанием для изобретения способа разработки
нефтяной залежи; позволяет проводить модельную оценку текущего насыщения разреза в
скважине.
5.5. Вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при разработке нефтяных
залежей
Оценка характеристик вытеснения одного флюида другим в процессе разработки
заключается в установлении функциональной зависимости между накопленными
отборами нефти и жидкости или накопленными отборами и обводненностью [62-66, 122]:
Qн = F1(Qж)
(5.26)
Qн = F2(f) = F2(fн);
(5.27)
или
f =
dQв
;
dQж
fн =
dQн
;
dQж
(5.28)
где Qн, Qв, Qж–накопленная добыча нефти, воды, жидкости с начала разработки, тыс. т;
f - обводненность продукции, д.ед.; fн = 1-f – доля нефти в потоке, д. ед.
Данные зависимости можно эффективно использовать при наличии истории
разработки и обводненности продукции более 30 %. Характеристики вытеснения нефти
водой являются одним из основных критериев расчёта эффективности выработки запасов
нефти. Они вполне применимы для анализа эффективности добычи нефти за истекший
период разработки, для перспективной оценки потенциально извлекаемых запасов.
Характеристики вытеснения базируются на фактических данных разработки залежей,
интегрально учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его
флюидов, а также особенности эксплуатации скважин, систему и плотность их
размещения и ряд других факторов. Их широко используют при оценке технологической
эффективности
мероприятий
по
интенсификации
добычи
нефти
и
повышению
нефтеизвлечения из пластов. По нефтяным залежам они отражают историю разработки,
объективно показывая эффективность процесса вытеснения, и являются очень удобной
формой для изучения характера и особенностей обводнения [123, 124, 125, 126].
Преимуществами
метода
анализа,
прогноза
и
оценки
технологической
эффективности, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой,
являются:
•
сравнительно небольшой объем исходной геолого-физической информации для
выбора способа анализа и прогноза;
Гл.5
208
•
интегральный
учёт
геолого-физических
характеристик
и
некоторых
технологических особенностей разработки при обработке фактического материала
эксплуатации залежей;
•
извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения
непосредственно без предварительной оценки балансовых запасов и проектного
коэффициента
извлечения
нефти,
определение
которых
в
отдельных
случаях
затруднительно;
•
простота и оперативность применения.
При этом имеются определенные ограничения данного метода:
•
применим лишь при сложившейся системе заводнения и фактической
плотности сетки скважин;
•
метод эффективен при достижении обводнённости более 30 %.
Наиболее
широко
применяемыми
формулами
для
оценки
характеристик
вытеснения являются:
1. Зависимость Лысенко В.Д. [142]:
Qн = Qо (1 – exp(- b•Qж/Qо)); Qн = Qо• (1 -
f
)
b
(5.29)
Т (х) = 1 – exp(- b•x).
2. Зависимость Ревенко В.М. [135]:
−a

 Q ж  

 ; Q н = Q о 1 − (1 − d ) ⋅ f нd ,
Q н = Q о 1 − (1 − d ) ⋅ 
Q  
 пр  

d
где a =
; Q пр = Q о ⋅ d .
1− d
(
)
(5.30)
3. Зависимость Назарова С.Н. и Сипачева Н.В. [129]:
 Q − Qн 
(b − 1) ⋅ f н
Qж Qж − Qн
 =
=
+ b ;  о
Qн
Qо
1− fн
 Qо 
4. Зависимость Медведского Р.И. [134]:
−α




Q
Q
−
a
ж
пр

d
Q н = Q о 1 − (1 − d ) 1 + ⋅
  ; Q н = Q о (1 − (1 − d ) f н 1 ) ;
α
Q
 

пр

−d
d1

 a
.
Т(х ) = 1 − (1 − d ) ⋅ 1 + (х ) , где α =
1 − d1
 α 
2
(5.31).
(5.32)
5. Зависимость МБА (Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Андреев В.А.) [72-74]:
 Qо − Qн 
(α − β ) f н

 =
.
1 − β fн
 Qо 
М
Гл.5
(5.33)
209
При β=1 получаем обобщённую зависимость Назарова С.Н. – Сипачёва Н.В., при β=0 зависимость Медведского Р.И.
6. LR-обобщенная зависимость Андреева В.А.[32, 64]:
Qн = Qо - (Qо-QНп)•exp{-L• (Q/Qп-1) –R•ln(Q/Qп)}
(5.34)
При R = 0 получается формула Лысенко В.Д., а при L = 0 - зависимость Ревенко В.М.
7. AB - обобщенная зависимость Андреева В.А. [32, 64]:
(Qo-QHп)• (QH-QHп)/(Qo-QH) = A•(Q-Qп) + B•(QH-QHп)
где T(x) =
Q н (t)
;
Qo
x=
(5.35)
Q ж (t)
; Q н , Q в , Q ж -накопленная добыча соответственно нефти,
Qo
воды, жидкости; qн, qв - текущие дебиты соответственно нефти и воды; d, d1, α, в , A, B, L,
R- коэффициенты уравнений, определяемые в результате статистической обработки
фактических данных методом наименьших квадратов; Qо – потенциально-извлекаемые
запасы нефти; QHп–последняя фактическая точка истории.
Детализация основных формул описанных зависимостей приведена в табл. 5.3.
Следует отметить, что зависимости 1, 2 и 3 являются частным случаем зависимости
Медведского Р.И.:
при d = d1 получается зависимость Ревенко В.М.;
при d = 0,5 – зависимость Камбарова Г.С.;
при d1 → ∞ – зависимость Лысенко В.Д.
Кроме этого, некоторые функции имеют свои особенности. Зависимость
Медведского Р.И. формально описывает чисто нефтяную зону пласта, т.е. имеется
параметр безводной добычи нефти d (рис. 5.10). Фактически эта зависимость применима к
залежи любого типа, т.к. параметр d зависимости может принимать нулевое и даже
отрицательное значение, показывая тем самым, что залежь водонефтяная.
В свою очередь зависимость Назарова С.Н. – Сипачёва Н.В. описывает только
водонефтяную зону пласта (рис. 5.11) и имеет параметр b=1/f0, где
f0- входную
обводнённость при вводе скважин в эксплуатацию.
Гл.5
210
Таблица 5.3. Основные формулы характеристик вытеснения
1.
Г.С.
Автор
Камбаров
Qн = F1 (Qж)
в
Qн = Q0 Qж
Qн = F2 (fн)
Qн = Q0 − в * (1 − f н )
Qн=Q0 1 − f 
в

Qн = Q0 ( 1 - exp (- в Qж / Q0))
2. Лысенко В.Д.
Qн= Q0 (1 – (1–d)(Qж/ Q0 d) –a)), где a=
3. Ревенко В.М.
d-параметр Долгих М.Е.
d
1− d
Qж Qж − Qн
=
+в
Qн
Q0
4. Назаров С.Н.,
Сипачёв Н.В.
5. Медведский
Р.И.
Qн=Q0{1-(1-d)(1+
6. Сазонов Б.Ф.,
Максимов М.И.
7. Обобщённая
Назарова С.Н.–
Сипачева Н.В.
2
 Q0 − Q н 
(в − 1) f н

 =
1− fн
 Q0 
Qн= Q0 (1-(1-d) fнd1) или
1 d Q ж −a
) }
а 1 − d Q0d
 Q0 − Q н

 Q0
f
Q
в −1
Qв = Q 0
(1 − (1 − н )1−α
1−α
Q0
 Q0 − Q н

 Q0
Qн = Q0–(Q0-Qн*)exp{-L( Q∗ж − 1) − R * ln( Q∗ж )}
Q
ж
α
 = (1 − d ) a ⋅ f

н

Qн=A+B ⋅ ln B
Qн=A+B·lnQж
8. Андреев В.А.
(зависимость
LR)
Qн = Q0 (1-(1-d)fнd)
Q
ж
Qж − βQн =
α
 (в − 1) f н
 =
1− fн

 Q − Qн
в−β
Q0 (1 −  0
1−α
 Q0



при R=0-зависимость Лысенко,
при L=0-зависимость Ревенко
∗
∗
9. Андреев В.А. (Q0 − Qн ) ⋅ (Qн − Qн )
∗
= A ⋅ (Qж − Q ∗ ж ) + B ⋅ (Qн − Qн )
(зависимость
(Q0 − Qн )
АВ)
обобщение зависимости Назарова - Сипачёва
Qж – Qн=Q0*[(b-1)/(1-a)*[1-(1-Qн./Q0)]]1-a
10. Зависимость
α
при β=1 – обобщённая зависимость НазароваМБА1 (Мулявин
 Q0 − Q н 
(в − β ) f н
Сипачёва

 =
С.Ф., Бяков
(1 − βf н )
при β=0 - зависимость Медведского
 Q0 
А.В., Андреев
α
где α=1/d1, в = (1 − d )
В.А.)
11. Зависимость
 Q − Q  e 
Q н − Q0
н*
f =
 − 1
Qж = Q* + а(Qн − Qн * ) + вQн *  0
МБА2
αQн + вQ ж + с
 Q0 − Qн 

(Андреев В.А.)
На рис. 5.12 в качестве примера приведены характерные зависимости КИН от
обводненности по месторождениям Западной Сибири. На рис.5.13 приведен расчет
параметров
для
определения
зависимости
МБА,
имеющей
минимальное
среднеквадратичное отклонение на примере Муравленковского месторождения.
Для оценки характеристик вытеснения по истории добычи находят функцию,
имеющую минимальное среднеквадратичное отклонение от фактических точек истории и
определяют Qо.
Гл.5
211
1−α
1.0
0.8
Qн/Q0
0.6
0.4
0.2
0.0
0
0.2
ф-ция Ревенко (d=d1=0.2)
d1=1
d1=2
0.4
0.6
0.8
d1=0.5
d1=1.5
1
обводнённость, д.ед.
Рисунок 5.10. Графики функций Медведского Р.И. при d=0.2
1.0
Qн/Q0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
0.0
0.2
0.4
d=10
d=2
d=5
d=1
0.6
0.8
1.0
обводнённость, д.ед
d=4
d=0.5
Коэффициент извлечения нефти, д.ед
Рисунок 5.11. Графики обобщённых функций Назарова С.Н. – Сипачёва Н.В.
0.40
Суторминское
Холмогорское
Самотлорское
Муравленковское
Вынгапуровское
Савуйское
0.30
0.20
0.10
0.00
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Обводненность,%
Рисунок 5.12. Характеристики вытеснения нефти месторождений Западной Сибири
Гл.5
212
1.00
Qн/Q0
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
Расчет,d1=0.6653
Муравленковское, факт
Медведский Р.И.
Назаров-Сипачев
1.0
обводнённость, д.ед
Рисунок 5.13. Характеристика вытеснения нефти Муравленковского месторождения
Тогда Кохв =
Qо
,
Qгеол ⋅ К выт
(5.36)
где Q0 – потенциально извлекаемые запасы нефти; Qгеол – геологические запасы нефти;
Квыт – коэффициент вытеснения.
На практике характеристики вытеснения используются:
- для определения потенциально-извлекаемых запасов нефти при обводненности
более 30 %;
- для оценки коэффициента охвата вытеснением;
- для прогноза добычи нефти;
- для оценки эффективности ГТМ.
Таким
образом,
предложена
новая
характеристика
вытеснения
-
трехпараметрическая зависимость, которая позволяет оценить потенциально извлекаемые
запасы нефти с минимальной ошибкой.
5.6. Выводы и предложения по 5 главе
Подводя итог результатам исследований, приведенных в пятой главе, можно
сделать следующие выводы и предложения.
1. В настоящее время основные высокопродуктивные нефтяные и газовые
месторождения
в
Западной
Сибири
в
значительной
степени
выработаны,
что
предопределяет необходимость внедрения новых технологий разработки, вовлечение в
Гл.5
213
разработку новых месторождений сложного геологического строения и углеводородного
состава.
2. Для разработки крупных нефтяных залежей наиболее эффективными являются
трех-
и
пятирядные
системы,
которые
позволяют
минимизировать
количество
нагнетательных скважин, оперативно управлять заводнением пластов и регулировать
выработку запасов. Для крупных низкопродуктивных залежей более адаптированы
площадные системы заводнения, предусматривающие реализацию дополнительных
методов интенсификации (ОПЗ, ГРП и др.) Для залежей с обширной ВНЗ эффективно
бурение скважин с горизонтальным окончанием, многоствольных и многозабойных
скважин.
3.
В
сложившихся
условиях
существенно
возрастает
роль
методологии
проектирования разработки месторождений, совершенствования методов и подходов к
разработке небольших по запасам, но сложнопостроенных месторождений нефти и газа.
Также, особую актуальность приобретает методическое обоснование программы ГТМ,
выработка критериев для отбора наиболее эффективных мероприятий, совершенствование
методики анализа и оценки перспективности освоения месторождений по их геологофизической характеристике, математическое моделирование процесса вытеснения, в том
числе, с учетом гравитационного разделения флюидов.
4. Анализ показывает, что на высокообводненных участках залежей, обводненность
которых превышает 90 %, в зонах сводовой части залежи при расстоянии между
скважинами более 250 м остаются не заводненными не менее 50 % нефтенасыщенных
толщин. Этот факт – обводнение подошвенной части мощных пластов и формирование
нефтенасыщенных зон в кровельной части пласта - наблюдается за короткий период,
сопоставимый со временем разработки месторождения и объясняется влиянием
гравитационных сил. Автором показана роль гравитационной составляющей в процессе
извлечения нефти из пласта.
5. Важнейшим критерием эффективности разработки месторождений нефти
являются характеристики вытеснения. Данные характеристики применяются при наличии
истории разработки и обводненности более 30 % и позволяют наметить мероприятия по
повышению нефтеотдачи.
6. Решение задачи повышения эффективности разработки возможно только на
основе детального геолого-промыслового анализа месторождений УВС, что позволяет
наметить мероприятия по повышению отдачи пластов, интенсификации добычи.
Основными критериями для проведения геолого-технических мероприятий в данном
направлении являются: наличие продуктивных интервалов, хорошие ФЕС, достаточные
запасы нефти или газа. Все геолого-технические мероприятия сводятся к следующим
Гл.5
214
видам работ: оптимизация технологических режимов работы скважин, интенсификация
притока, дополнительная перфорация работающих продуктивных интервалов, ремонтноизоляционные работы по ограничению водо- и газопритока, зарезка боковых стволов,
приобщение новых пластов, комплекс промыслово-геофизических исследований по
контролю за работой скважин, изменение функционального назначения скважин
(добывающая, нагнетательная, контрольная), консервация и ликвидация скважин,
дополнительное бурение на слабодренируемых участках и застойных зонах.
7. Методика оценка перспектив освоения месторождения (залежи, участка,
объекта) производится на основании таких критериев как расположение района освоения,
запасы УВС, фазовое состояние углеводородных систем, степень разведанности, степень
вовлечения запасов в разработку, свойства коллекторов, наличие водонапорной системы,
стадия разработки и ряд других. Всего же таких критериев более 50. Все их можно
объединить в три большие группы: общегеологические характеристики залежей (тип
коллектора, тип залежи, запасы УВС и т.д.); коллекторские и ФЕС продуктивных пластов;
физико-химические свойства насыщающих флюидов.
8. Учет перечисленных выше факторов определяет необходимость создания
обобщенных гидродинамических моделей. Большой объем информации требует не только
строгих математических алгоритмов решения задач разработки (в частности подземной
гидродинамики), но и всестороннего анализа накопленного опыта.
Гл.5
215
6. ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ
Разработка методов и технологий повышения рентабельности освоения небольших
по запасам УВС месторождений со сложным геологическим строением является
важнейшей научной и прикладной проблемой. Увеличение коэффициентов извлечения
нефти, газа и конденсата может достигаться уплотнением сетки скважин на уже
разбуренных залежах, выработкой остаточных запасов из обводненных пластов,
реанимацией
бездействующих
или
малодебитных
скважин,
освоением
низкопродуктивных пластов, вводом в разработку подгазовых и водонефтяных зон.
Задачи повышения производительности должны решаться с применением горизонтальных
скважин, боковых стволов, а также многозабойных скважин. То есть увеличение
коэффициента охвата за счет архитектуры горизонтального, многоствольного и
многозабойного бурения.
Для основных объектов крупных и средних месторождений общепринятый подход
при формировании систем разработки, заключается в следующем [9, 10, 133, 142, 156, 157,
158, 159, 160, 161, 162, 208]:
1. Выделение в качестве основных объектов пластов, содержащих более 50 %
промышленных запасов нефти или газа;
2. Формирование на высокопродуктивных залежах нефти трех- или пятирядной
системы размещения скважин с расстояниями между скважинами 500 - 800 м;
3. Смещение проектных сеток разных объектов, залегающих друг над другом, на
половину расстояния между скважинами;
4. Формирование
на
низкопродуктивных
залежах
площадной
(семи-
девятиточечной) системы заводнения;
5. Разработка второстепенных объектов возвратным фондом скважин;
6. Разбуривание
объектов
кустовым
способом
наклонно-направленными
скважинами и другие.
Для малых нефтяных месторождений формирование рядной или площадной
системы заводнения зачастую не применимо, так как залежи имеют ограниченные
размеры. Ранее применяемые решения позволяли увеличить коэффициент охвата и КИН
за счет уплотняющего бурения. Однако в настоящее время увеличение охвата возможно за
счет архитектуры бурения скважин. Здесь также требуется либо приконтурная, либо
избирательная система заводнения, а также применение современных технологий
проводки скважин и интенсификации добычи (бурение ГС, разветвленное бурение, МЗС,
ОРЭ, ОРЗ, ГРП и др.)
Гл.6
216
Некоторые принципы, ранее и сейчас применяемые для крупных залежей и
месторождений,
сохраняются:
выделение
объектов
разработки,
разбуривание
от
известного к неизвестному и другие. Но в отличии от крупных месторождений здесь
первоочередное значение имеет архитектура скважин: ГС, МЗС, проведение ГРП, ГРП в
ГС, избирательное заводнение и др., что позволяет увеличить плотность сетки,
коэфф.охвата и, в конечном итоге, КИН.
Стратегия
разработки
небольших,
но
трудноизвлекаемых
по
запасам,
рассредоточенных по площади распространения месторождений газа сеноманского
продуктивного комплекса предполагает следующий подход [174, 206]: фонд действующих
скважин
должен
состоять
из
нескольких
одиночных
(возможно,
разведочных),
равномерно распределенных по площади в сводовой или присводовой частях газовой
залежи, либо куста из двух-трех горизонтальных или наклонно-направленных скважин,
перфорация пласта выше ГВК на 2-3 м.
Методологические подходы для малых по запасам нефти и газа месторождений
предусматривают нестандартные научно-технические и технологические решения, а
именно
изменение
системы
заводнения,
схемы
размещения
скважин,
бурение
горизонтальных и многозабойных стволов, обоснование режимов ОРД, ОРЗ, реализация
ГРП и другие (см. табл.3.3, 6.1).
Данный подход для месторождений, малых по запасам нефти и газа, был
рассмотрен автором на ряде месторождений, а именно: Северо-Янгтинское нефтяное
месторождение ЯНАО [111], Чатылькынское нефтяное месторождение ЯНАО [101],
Тамбовское газоконденсатное месторождение Саратовской области [92, 98], Лиственское
нефтяное
месторождение
Республики
Удмуртии
[99],
Романовское
нефтяное
месторождение Оренбургской области [100], Мессояхское газовое месторождение
Красноярского края [88, 90, 91, 106, 107],Чайкинское, Туркинское нефтяные и
Высоковское нефтегазовое месторождения Пермского края [87, 211,213], Марковское и
Западно-Аянское НГК месторождения Иркутской области [113-115], Хвойное нефтяное
месторождение Томской области
[212], Северо-Соленинское и Южно-Соленинское
газоконденсатные месторож-дения Таймырского автономного округа [89, 90, 91, 108] и
другие.
Исходя из вышесказанного, рассмотрим особенности геологического строения,
проектирования и управления разработкой некоторых весьма типичных нефтяных и
газовых месторождений севера Западной Сибири и других регионов.
Гл.6
217
Таблица 6.1. Особенности разработки крупных и мелких нефтяных залежей и
месторождений
Крупные (30-300 млн т)
Мелкие (менее 10 млн т)
Системы разработки
Рядные – высокопродуктивные объекты
Законтурная, приконтурная,
Площадные – низкопродуктивные объекты
избирательная
Объекты
Основные, возвратные, второстепенные, доразведки, разукрупнения
Доразведка
За счет бурения разведочных скважин
В процессе бурения экспл. скважин с доп.
научно-исследовательской нагрузкой
Темпы отбора
Обычно 3-4%,
4-8% разбуривание ННС
реже 8-12% для высокопродуктивных
8-20% при реализации ГС, МЗС и др.
объектов с быстрым разбуриванием
ГТМ
ОПЗ, ГРП, ОРЭ и ОРЗ,
ОПЗ, ГРП, ОРЭ и ОРЗ,
МУН (РИР, Закачка ВУС, ГОС и др.,
МУН (РИР, Закачка ВУС, ГОС и др.,
ВГВ, ГВ и др)
не рентабельно
Дебит жидкости
Ф-ла Дюпюи
Ф-ла Джоши, Борисова и др.
Период разбуривания
5-10 лет и более
1-3 года
Технология разбуривания
Кустовое бурение (по 7-20 скважин)
Укрупненные кусты (10-50 скважин)
Порядок разбуривания
От известного к неизвестному
От известного к неизвестному
Извлекаемые запасы на 1 скважину
>=25тыс.т.
>=100 тыс.т.
Фонд скважин
>500 скважин
30-100
Способы добычи
механизированный
механизированный, ОРД и ОРЗ
Сетка скважин
S = Sзалежи/Nскв – равномерная
S = Sзалежи/(Nскв + 2*ГС) – неравномерная
6.1. Совершенствование разработки Северо-Янгтинского нефтяного месторождения
Северо-Янгтинское
нефтяное
месторождение
расположено
на
территории
Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в непосредственной близости
от разрабатываемого крупного Муравлен-ковского нефтегазового месторождения [111].
В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре,
находящейся
в
юго-западной
части
Верхне-Пурпейского
структурного
мыса,
осложняющего западную периферию Северного вала Ямало-Тазовской мегасинеклизы.
Месторождение открыто в 1985 году и относится к мелким по величине запасов.
Хотя месторождение открыто более 30 лет назад, оно введено в разработку совсем
недавно. Сравнительно невысокий дебит, полученный в скважине 301-Р при открытии
месторождения (нефти - 12,8 м3/сут, воды - 5,5 м3/сут), не предполагал серьезных
Гл.6
218
перспектив нефтедобычи. Но поисково-разведочные работы и эксплуатационное бурение
в последние годы позволили изменить отношение и взгляды на перспективы освоения
этого месторождения.
Промышленная нефтеносность Северо-Янгтинского месторождения установлена в
терригенных отложениях мегионской свиты нижнего мела и связана с продуктивными
пластами БС101, БС102 и БС11. Всего выявлено 4 залежи, две из них в пласте БС102 .
Залежи пластово-сводовые, структурные, литологически экранированные или
массивные (рис. 6.1).
Глубины залегания продуктивных пластов от 2523 до 2600 м. Размеры залежей
небольшие: самая крупная имеет размеры 9х5 км. Нефтенасыщенные толщины невысокие
– от 1,4 до 7,1 м, коэффициент пористости – 17-19 %, проницаемость по ГДИ– (4÷21)∙10-3
мкм2, по ГИС – (27÷34)∙10-3мкм2, песчанистость пониженная – от 0,38 до 0,67 д.ед.,
расчлененность по пластам БС101 и БС102 низкая (1,7÷3,9), пласта БС11 – высокая (10,9 ед.)
(табл. 6.2).
Рисунок 6.1. Геологический разрез продуктивных пластов Северо-Янгтинского
месторождения
Гл.6
219
Термобарические условия типичные для района – начальное пластовое давление
близко к гидростатическому (25,3-26,9 МПа), пластовая температура 80-83 0С. Нефти средней плотности, маловязкие, парафинистые с невысоким газосодержанием 58-79 м3/т.
Северо-Янгтинское месторождение введено в эксплуатацию в июле 2006 года на
основе «Технологической схемы опытно-промышленной разработки» со следующими
основными положениями:
- выделение двух эксплуатационных объектов: пласт БС11 – основной, пласт БС102 –
возвратный, пласт БС101 – объект доразведки;
- формирование приконтурного заводнения на объекте БС11 и площадного– на
БС102;
- система размещения скважин – неравномерная с расстоянием между скважинами
1000-1200 м;
- фонд скважин – 31, в т.ч. добывающих – 20, из них 5 – горизонтальных,
нагнетательных – 11.
Таблица 6.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов СевероЯнгтинского месторождения
Параметры
Продуктивные пласты
БС101
Средняя глубина залегания, м
2523
пластовая,
сводовая
Тип залежи
Тип коллектора
основная
залежь БС102
2560
пластовая,
литологически
экранированная
БС11
2600
массивная
терригенный, поровый
Плoщадь нефтеносности, тыс.м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, %
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
Проницаемость по ГДИ, мкм2
Проницаемость по ГИС, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Начальная пластовая температура, Со
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
Плотность нефти, кг/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафинов в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м3/т
Коэффициенты, доли ед.:
- вытеснения
- нефтеизвлечения
Размеры залежи, кмxкм
2
Гл.6
северная
залежь БС102
2555
пластовая,
литологически
экранированная
9903
3,8
19,0
0,60
0,004
0,027
0,48
1,7
80
25,3
1,3
779
850
-2527
1,148
0,37
2,45
11,2
58
30218
1,4
17,0
0,51
0,006
0,38
3,7
82,6
26,0
0,94
755
852
-2565
1,179
0,43
2,33
12,9
79,3
35848
3,8
18,0
0,58
0,021
0,56
3,9
82,6
26,7
0,94
755
852
-2571
1,179
0,38
3,14
12,9
79,3
40956
7,1
19,0
0,57
0,015
0,034
0,67
10,9
83
26,9
1,26
789
855
-2611
1,165
0,46
3,10
10,4
68,1
0,463
0,300
0,475
0,270
0,475
0,270
0,412
0,328
4,5х25
3,8х2,8
8,5х5,0
9,0х5,0
220
В разработку введены объекты БС11 и БС102. Из залежей отобрано 1370,4 тыс. т
нефти. Фонд добывающих скважин – 22 ед., действующих - 20, дебит жидкости - 300
т/сут, нефти - 131 т/сут, текущая обводненность - 56 % (рис. 6.2, табл. 6.3). Способ
эксплуатации – с помощью ЭЦН. На рис. 6.3 хорошо заметно характерное поведение
характеристики вытеснения для водоплавающих залежей, осложненных техногенным
фактором.
Таблица 6.3. Показатели выработки запасов нефти по Северо-Янгтинскому
месторождению
№/№
Показатели
БС102
БС11
БС101
всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Геологические запасы нефти категории С1, т.у.т.
Извлекаемые запасы нефти категории С1, т.у.т.
Утвержденный КИН, д.ед.
Накопленная добыча нефти, т.у.т.
Текущие извлекаемые запасы нефти, т.у.т.
Отбор от НИЗ, %
Темп отбора от НИЗ, %
Темп отбора от ТИЗ, %
Текущий КИН, д.ед.
Текущая обводненность, %
ВНФ накопленный, д.ед.
6006
1622
0.270
240.6
1381
14.8
4.5
5.3
0.040
17
0.09
23440
7688
0.328
1129.8
6558
14.7
7.9
9.2
0.048
65
0.71
786
236
0.300
0
236
0
0.0
0.0
0
0
0
30232
9546
0.316
1370.4
8176
14.4
7.1
8.3
0.045
56.4
0.60
12
Накопленная добыча нефти на 1 скв. т.у.т.
30.1
86.9
0
72.1
13
Кратность обеспечения запасами
18,9
10,8
-
12
По объекту БС11 начальное пластовое давление составляет 26,9 МПа, текущее
пластовое давление в зоне отбора равно 24,0 МПа, т.е. снизилось на 2,9 МПа при
компенсации 87 %. Несмотря на то, что отмечается существенное влияние законтурных
вод на процесс разработки, дебиты жидкости несколько снизились.
На месторождении проведены следующие виды ГТМ:
- пробурены 12 скважин с горизонтальным стволом, из них две - двухствольные.
Средняя добыча на 1 скважину составляет 105,8 тыс. т (табл. 6.4, рис. 6.4);
- выполнено два приобщения пласта БС101 и БС11 с дополнительной добычей нефти
на 1 скважину – 4,5 тыс. т;
- выполнены три операции ГРП с дополнительной добычей на 1 скважину – 5,0
тыс. т;
- ведется формирование приконтурного заводнения на объекте БС11;
- технология ОПЗ позволила освоить под закачку нагнетательные скважины;
- начаты работы по ВПП.
Гл.6
221
80
100
60
40
50
20
0
сен.08
июл.08
май.08
мар.08
янв.08
ноя.07
сен.07
июл.07
май.07
мар.07
янв.07
ноя.06
сен.06
0
добыча нефти, тыс.т
закачка воды, тыс.м3
добыча жидкости, тыс.т
обводненность,%
приемистость, м3/сут
1200
800
1000
600
800
400
600
400
200
200
0
дебит нефти, т/сут
приемистость,м3/сут
сен.08
июл.08
май.08
мар.08
янв.08
ноя.07
сен.07
июл.07
май.07
мар.07
янв.07
ноя.06
сен.06
0
июл.06
дебита нефти, жидкости,т/сут
обводненность,%
100
июл.06
дебыча нефти, жидкости,тыс.т
150
дебит жидкости, т/сут
Рисунок 6.2. Графики разработки Северо-Янгтинского месторождения
0.35
Текущий КИН, д.ед.
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0.00
0
текущ20
ий КИН
Проектный КИН
40
60
80
100
Обв одненность, %
Рисунок 6.3. Характеристика вытеснения по месторождению
В двух скважинах (1014 и 2003) был приобщен пласт, что привело к быстрому их
обводнению. Так в скважине 1014 эксплуатировался пласт БС102 с дебитом жидкости 24,5
т/сут, обводненностью 9 %. В августе 2008 года был приобщен пласт БС11, что привело к
Гл.6
222
увеличению дебита жидкости до 92 т/сут, а обводненности – до 87 %. В таких условиях
имеет смысл апробировать технологию ОРЭ, тем более что дебиты скважин высокие.
Таблица 6.4. Показатели работы горизонтальных скважин
Параметры
1002Г
883,7
11,5
156,8
512,5
349
500,2
Начальный дебит жидкости, т/сут
Обводненность, %
Давление забойное, МПа
Накопленная добыча нефти, т.у.т.
Длина первого ствола, м
Длина второго ствола, м
Показатели
1007Г
327,5
4,2
141,5
73,173
430
-
Рисунок 6.4. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины №
1007Г
На месторождении регулярно проводятся исследовательские работы по контролю
за разработкой. На основании проведенных промыслово-геофизических исследований
получены осредненные коэффициенты охвата дренированием перфорированных толщин
пластов (табл. 6.5).
В
целом
для
обоих
пластов,
средний
коэффициент
охвата
работой
перфорированных толщин составил 0,86 д.ед. при средней работающей толщине
перфорированных пластов – 10,4 м. Пониженная расчлененность пласта БС102 (порядка 4
ед.) определяет достаточно высокий коэффициент охвата. Пласт БС11 сильно расчленен, в
связи с чем не все пропластки вовлекаются в разработку. По отдельным скважинам
коэффициент охвата работающих толщин составляет 0,5 д.ед. и даже 0,19 д.ед.
Гл.6
223
Необходимо принятие срочных мер по увеличению охвата работой толщин в этом
объекте.
Таблица 6.5. Охват выработкой продуктивных пластов по данным ПГИ
Объект
Пласт БС102
Пласт БС11
По
Вид
исследования
профиля
Количество
исследовани
й, шт.
приемистости
притока
всего
приемистости
притока
всего
результатам
Количество
исследованных
скважин, шт.
3
5
8
10
8
18
проведенных
2
5
7
3
6
9
трассерных
Значение коэффициентов
охвата перфорированной
толщины пласта, д. ед.
min
max
среднее
0,53
0,73
0,53
0,19
0,50
0,19
0,78
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
0,66
0,90
0,80
0,89
0,87
0,88
исследований
пласта
БС11
в
нагнетательных скважинах 1005, 1015 выявлена достаточно хорошая гидродинамическая
связь между зонами нагнетания и отбора (рис. 6.5).
Скорость продвижения индикатора изменяется от 48 до 220 м/сут. При этом
аномально высокие скорости фильтрации были зарегистрированы в субмеридиональном
направлении. Средняя расчетная проницаемость зон дренирования составляла 25,5 мкм2
при средней проницаемости по пласту БС11- 0,034 мкм2. Характер и интенсивность выноса
индикатора свидетельствует о наличии системы каналов и взаимосвязи между зонами
трещиноватости в различных частях залежи. Все это свидетельствует о необходимости
активного применения МУН.
Таким образом, особенностью месторождения является быстрый ввод в разработку
и выход на максимальную добычу порядка 750 тыс. т уже на второй год при годовом
темпе отбора 7,8 % от НИЗ.
При этом небольшие запасы нефти по месторождению, а также низкие входные
дебиты
разведочных
скважин
с
начальной
обводненностью
отсрочили
ввод
месторождения примерно на 20 лет.
Новые технологии, в частности, бурение горизонтальных стволов (в т.ч.
двуствольных скважин) в зонах потенциальной повышенной продуктивности, применение
ГРП и ОПЗ в ухудшенных зонах позволило активно вовлечь в разработку значительную
часть запасов небольшого по размерам и запасам УВС месторождения. Но при этом
повышенные депрессии на пласт привели к быстрому подтягиванию подошвенной воды и
обводнению скважин, что обусловило быстрый переход объекта БС11 на III стадию
разработки – стадию падающей добычи и необходимость активного применения
технологий РИР и МУН.
Гл.6
224
Рисунок 6.5. Выявленные направления фильтрации на объекте БС11
На месторождении ещё имеются не разбуренные участки залежей БС11 и БС102, не
начато освоение пласта БС101, что определяет возможность дальнейшей рентабельной
добычи нефти.
6.2. Внедрение ЗБС при разработке Тамбовского газоконденсатного месторождения
Тамбовское месторождение открыто в 1987 году и введено в промышленную
эксплуатацию в 1990 году. По размерам залежей и запасам углеводородного сырья
относится к мелким, по характеру насыщения - к газоконденсатным месторождениям.
Административно расположено в Саратовской области [92, 98].
В тектоническом плане месторождение приурочено к структуре III порядка –
Степановскому валу и осложнено разломами различных размеров и амплитуд.
Гл.6
225
В пределах месторождения выявлены три залежи в отложениях девонской системы
(воробьевский горизонт - пласт D2-vb-V, ардатовский горизонт – пласты D2-ar-IV и D2-arIVа). Контуры залежей углеводородов перекрывают друг друга, практически полностью
совпадая в плане (рис. 6.6). Залежи пластов сводовые, тектонически-экранированные и
характеризуются небольшими размерами (от 1,3 х 1,1 км до 2,4 х 1,7 км), большими
глубинами залегания (3440-3600 м), низкой пористостью (от 0,1 до 0,14 д.ед.), низкой
песчанистостью (0,12 - 0,38 д.ед.), низкими газонасыщенными толщинами (от 4,1 до 9,7
м), аномально высоким пластовым давлением (от 47,5 до 49,2 МПа) с коэффициентом
аномальности 1,35-1,40.
Рисунок 6.6. Схема совмещенных контуров газоносности
Продуктивные пласты в разрезе значительно удалены друг от друга, расстояние
между пластами составляет ~100м, имеют различные фильтрационно-емкостные свойства
(рис.
6.7).
В
пластеD2-ar-IVа
присутствует
небольшое
количество
конденсата:
конденсатный фактор равен 35,2 г/м3 (табл. 6.6).
Гл.6
226
На Тамбовском месторождении пробурены 8 поисковых и разведочных скважин, в
т.ч. пять – за контуром газоносности (к настоящему времени законтурные скважины
ликвидированы по техническим и геологическим причинам). Эксплуатационного бурения
на площади не велось. Добыча газа и конденсата осуществлялась переводом разведочных
скважин в эксплуатационный фонд.
Таблица 6.6. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Параметры
Средняя глубина залегания, м
D2 ar IV
3440
Тип залежи
газовая,
пластовая,
сводовая,
тектонически
экранирована
Тип коллектора
Площадь газоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя пористость, %
Средняя начальная газонасыщенность, доли ед.
Проницаемость, 10-3мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, ед.
Начальная пластовая температура, 0С
Начальное пластовое давление, МПа
Абсолютная отметка ГВК, м
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.
Относительная плотность газа по воздуху, д. ед.
Коэффициент сверхсжимаемости газа, доли ед.
Содержание стабильного конденсата в газе, г/м3
карбонатный
550
27,0
9,7
14
0,96
175
0,15
2,0
86
47,5
-3370
0,25
1,141
0,599
0,91
-
Пласты
D2 ar IVa
3534
Газоконденсатная,
пластовая,
сводовая,
тектонически
экранирована
терригенный
3459
14,6
4,1
10
0,92
223
0,38
1,5
101
47,6
-3466
0,20
1,141
0,872
0,607
0,91
35,2
D2 vb V
3602
газовая,
пластовая,
сводовая,
тектонически
экранирована
терригенный
1707
62,6
7,1
10
0,81
103
0,12
4,7
87
49,2
-3527
0,25
1,141
0,664
0,86
-
Добыча газа на месторождении велась в режиме истощения фондом из трёх
скважин. В настоящее время месторождение не разрабатывается, две добывающие
скважины находятся в консервации, одна скважина используется для контроля за текущим
состоянием залежей.
Первые несколько лет разработки Тамбовского месторождения характеризовались
высокими уровнями отборов газа (до 94,6 млн м3 в 1992 г., что составляет 7,7 % от НГЗ),
достаточно большими дебитами скважин (до 268 тыс.м3/сут природного газа). В
последующие годы наблюдалось интенсивное снижение дебитов скважин до уровня 50-70
тыс.м3/сут (рис. 6.8, 6.9). Интенсивное снижение дебитов скважин обусловлено быстрым
снижением пластового давления. В 2004 г. отбор газа на месторождении прекращен при
среднегодовом дебите скважины 57 тыс.м3/сут.
Гл.6
227
В целом по Тамбовскому месторождению на начало 2007 г. добыто 493 млн м3 газа,
что соответствует отбору от НГЗ 40,3 %, конденсата извлечено с учетом потерь 11,0 тыс.т
или 59,5 % от НИЗ. Несоответствие в отборах газа и конденсата, по-видимому,
объясняется более высоким конденсатно-газовым фактором.
На месторождении выделено 3 эксплуатационных объекта, основным является
объект D2-ar-IVа, введенный в разработку в 1990 году. Отбор запасов газа по этому
объекту составил 89 % (или 40 % от запасов по месторождению), конденсата – 59 %. В
процессе эксплуатации залежи пластовое давление снизилось с 48,8 до 15,5 МПа (рис.
6.10). Остаточные запасы газа по месторождению составляют 60 % от начальных, что
свидетельствует о необходимости разработки технических решений по доизвлечению
углеводородного сырья.
В период 1992-1994 гг. разведочной скважиной 3 осуществлялся пробный отбор
газа из газовой залежи пласта D2-vb-V. Всего за три года пробной эксплуатации из залежи
добыто 27.4 млн м3 газа. Разработка залежи прекращена по причине низкой
рентабельности добычи. Газовая залежь пласта D2-ar-IV не разрабатывалась.
По результатам исследования пластов в период разведки и на начальном этапе
разработки
определены
пластовое
давление,
температура,
физико-химические
характеристики пластовых флюидов:
­
по пласту D2-ar-IVначальное пластовое давление составило 48,4 МПа, что выше
гидростатического на 40 %. Температура – 860С, поправка на температуру – 0,788,
поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта – 1,1;
­
по пласту D2-ar-IVа начальное пластовое давление составило 48,8 МПа, что
выше гидростатического на 38 %. Температура - 1010С, поправка на температуру – 0,784,
поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта – 1,1. В процессе эксплуатации
объекта D2-ar-IVа пластовое давление снизилось и составило в скважине 2 в 2005 г. – 15,5
МПа (рис. 6.10);
­
по пласту D2-vb-V начальное пластовое давление составило 50,2 МПа, что
выше гидростатического на 39 %. Пластовая температура – 870С, поправка на температуру
– 0,784, поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта – 1,1.
Гл.6
228
Рисунок 6.7. Геологический разрез продуктивных отложений
Гл.6
229
Дебит конденсата, т/сут
8.0
7.0
250
6.0
3
Дебит газа, тыс.м /сут
300
200
5.0
150
4.0
3.0
100
2.0
50
1.0
0
0.0
1990
1992
1994
1996
1998
Газ
2000
2002
2004
2006
Годы
Конденсат
Рисунок 6.8. Динамика средних дебитов скважин добывающего фонда
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
Фонд скважин
2002
2004
Газ
2006
Добыча конденсата, тыс.т.
Фонд скважин на конец
года, ед.
Добыча газа, млн.м
3
Добыча газа и конденсата
Годы
Конденсат
60
400
49
350
50
300
40
250
32
30
200
22
16
20
150
15
100
16
15
10
Добыча газа, млн.нм3
Пластовое давление, МПа
Рисунок 6.9. Динамика показателей разработки месторождения
50
0
Добыча газа
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
Годы
Рпл
Рисунок 6.10. Динамика пластового давления объекта D2-ar-IVа
В рамках «Технологической схемы разработки Тамбовского ГКМ» автором
выполнена оценка дренируемых запасов газа различными методами (табл. 6.7).
Гл.6
230
По пласту D2-ar-IVа запасы газа, оцененные методом падения пластового давления,
выше величины, определенной объемным методом на 26 % (рис. 6.11).
Таблица 6.7. Результаты оценок запасов газа (т.у.т.) по пластам Тамбовского
месторождения
№
п/п
1.
2.
2.1.
2.2.
3.
4.
5.
Метод подсчета
Утвержденные ГКЗ РФ
Метод падения пластового
давления:
газовый режим;
упруговодонапорный
3D модель
Накопленная добыча газа
Остаточные запасы, млнм3
Количество скважин,
перебывавших в эксплуатации (ед)
D2-ar-IV
291
Объект
D2-ar-IVа
525
D2-vb-V
407
277
0
291
660
550
540
466
59
406
27
380
-
2
1
Приведенное давление
600
500
400
300
200
100
0
0
100
Pпл,факт/Z
200
300
Y = Р0 - X
400
500
Газовый режим
600
700
Добыча газа,
млн.м3
Рисунок 6.11. Зависимость приведенного давления от накопленной добычи газа
1 – упруговодонапорный режим; 2 – газовый режим
Другой подход оценки дренируемых запасов газа связан с адаптацией трехмерной
модели. При гидродинамическом моделировании настраивались текущие пластовые и
забойные параметры, как в скважинах, так и в целом по объекту D2-ar-IVа. Оценки подъема
ГВК по модели составляет 10 м (табл. 6.8).
Таблица 6.8. Сопоставление начального и текущего ГВК
Пласт
Принято
ГКЗ, м
По оперативной
оценке, м
D2-ar-IV
D2-ar-IVа
D2-vb-V
-3370
-3466
-3527
-3370
-3466
-3527
Гл.6
Текущий
ГВК по
ПГИ, м
нет данных
Текущий
ГВК по
модели, м
-3456
-
Подъем
ГВК, м
+10
-
231
Таким образом, можно резюмировать, что Тамбовское месторождение введено в
эксплуатацию в 1990г. Запасы газа объекта D2-ar-IVа практически отобраны – отбор от
НГЗ составляет 89 %. На объекте D2-vb-V велись пробные отборы газа, составившие 7 %
от начальных запасов газа. Объект D2-ar-IV не разрабатывался. Основная задача текущего
момента – выработка остаточных запасов газа и конденсата.
Рисунок 6.12. Последовательность переводов скважин по рекомендуемому варианту
разработки
В
качестве
базового
варианта
рекомендован
первый
вариант,
предус-
матривающий капитальный ремонт скв.2 и перевод её на вышележащий объект D2-ar-IV.
С учетом высокой выработки запасов УВС, рассматриваются варианты дальнейшей
разработки путем зарезок вторых стволов из пробуренных скважин. Учитывая, что в скв. 2
и 4 спущена эксплуатационная колонна 127 мм, а в скв. 3 – колонна 139,7 мм,
предлагаются следующие варианты:
Второй вариант – в дополнение к варианту 1, зарезка бокового ствола в скв. 3 на
объект D2-vb-V в район максимальной газонасыщенной толщины. При этом бурение
второго ствола будет осложнено наличием АВПД (49,0 МПа) в пластах D2-ar-IV, D2-vb-V
и АНПД (15,5 МПа) в пласте D2-ar-IVа.
Третий вариант - в дополнение к варианту 2, перевод скв. 4 на объект D2-vb-V, а
после выработки запасов газа объекта D2-ar-IV проведение РИР на этом объекте и перевод
скв. 2 на D2-vb-V (рис. 6.12).
Гл.6
232
Технико-экономические
расчеты
показывают
преимущество
3
варианта,
позволяющего обеспечить снабжение газом близлежащих районов в течение порядка 20
лет и достижение высоких коэффициентов газоотдачи.
6.3. Новые решения при разработке Марковского нефтегазоконденсатного
месторождения
В данной главе рассматривается проблема повышения конденсатоотдачи при
эксплуатации газоконденсатной залежи [114]. Для достижения этой цели предлагается
применение широко распространенной за границей технологии сайклинг-процесс
(CyclingProcess).
Марковское НГК месторождение открыто в 1962 году и расположено в УстьКутском районе Иркутской области в 150 км от г. Усть-Кут и в 1590 км от г. Иркутска.
В разрезе месторождения выявлены нефтегазоносные отложения парфеновского
и осинского горизонтов кембрийской системы. Возраст этих отложений составляет 580
млн лет. Газоконденсатная залежь промышленного значения выявлена в парфеновском
горизонте (рис. 6.13). Размеры залежи 18х8 км, высота 29,2 м, ГВК принят на абсолютной
отметке – 2244 м, средняя газонасыщенная толщина 6м (рис. 6.14), конденсатный фактор
236 г/м3, КИК=0.6, пористость 9,4%, проницаемость 0,014мкм2 (табл. 6.9). Запасы газа
составляют 12,8 млрд м3, геологические запасы конденсата 3,198 тыс. т.
Рисунок 6.13. Геологический профиль по линии скважин №№16, 14, 24, 41, 23
Гл.6
233
При испытании скважин получены дебиты газа от 2 до 350 тыс. м3 при забойном
давлении 18 МПа. Основные геолого-физические данные горизонта приведены в табл.6.9.
При разработке залежи на режиме истощения может быть достигнут КИК равный
0.27д.ед., при этом накопленная добыча конденсата составит 854.8 тыс.т., а 2343 тыс.т.
остаточных запасов останется в пласте, что является расточительным делом.
Исходя из этого, необходимо применять технологии, позволяющие увеличить
КИК, например, сайклинг-процесс [233]. Сайклинг-процесс — способ разработки
газоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления посредством обратной
закачки газа в продуктивный горизонт. При этом можно использовать осушенный газ,
добываемый на данном месторождении.
При частичном сайклинг процессе в пласт закачивают часть добываемого газа.
Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного
газов составляет менее 100%. В этом случае снижение пластового давления может
достигать 40% от начального пластового. Однако при этом большая часть высококипящих
углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения
конденсата при частичном сайклинг-процессе может достигать 60—70%.
Таблица 6.9. Геолого-физическая характеристика парфеновского горизонта
№№
Параметры
п/п
1
Средняя глубина залегания, м
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Парфеновский горизонт
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь газоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя пористость, %
Средняя проницаемость, мкм2
Средняя газонасыщенность, доли ед
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Начальная пластовая температура, °С
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость газа, мПа*с
Плотность газа в пластовых условиях, г/см3
Относительная плотность газа по воздуху, г/см3
Абсолютная отметка ГВК, м
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
Содержание стабильного конденсата, г/м3
Полный сайклинг-процесс рекомендуется
2585
Литологически –
ограниченная
терригенный
130.95
15.9
6.0
9.4
0.014
0.7
0.87
1.5
34
26.28
0.037
0.302
0.690
-2244
1.670
1.260
236
применять на месторождениях,
пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата. В этом
Гл.6
234
случае даже небольшое (на 10—15%) снижение пластового давления приводит к
значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов) и требует
закачки осушенного газа в пласт в полном объеме.
Для
того,
чтобы
оценить
эффективность
технологии
сайклинг-процесс
применительно к Марковскому месторождению, в программном комплексе Eclipse 100
была создана трехмерная гидродинамическая модель парфеновского горизонта. Модель
трехфазная, Blackoil.
За основу принят вариант размещения скважин, предложенный в «Технологической
схеме»:
•
Фонд скважин - 12, в т.ч. 8- газовых, 4 –газонагнетательных;
•
Фонд скважин для бурения - 5, в т.ч., 4 – газонагнетательных (в т.ч. одна с
горизонтальным стволом), 1 – газовая;
•
Расстояние между скважинами 1700 м.
Изучалось влияние дебита скважин (30, 100, 300 тыс. м3/сут) и объема
закачиваемого сухого газа (0% - режим истощения, 25%, 50%, 100% закачки газа в
поровых объемах).
Рисунок 6.14. Карта газонасыщенных толщин парфеновского горизонта
Полученные результаты расчетов приведены в таблице 6.10. Сопоставление
расчетных КИК приведено на рис. 6.15. При увеличении объема закачки газа КИК
возрастает, при интенсификации отборов газа – КИК снижается.
Гл.6
235
Видно, что при «щадящем» режиме эксплуатации залежи (qг = 30 тыс.м3/сут)
пластовое давление снижается медленно и КИК несколько выше. Однако дебит 30 тыс. м3
является технологически невозможным (при этом происходит гидратообразование,
задавливание пласта водой и т.п.) поэтому рассматривается, скорее, с теоретической
точки зрения.
22068.2
17920.9
14562.1
11267.0
21881.4
17781.7
14534.8
11364.0
21574.1
17738.9
14694.3
11394.0
10504.9
6394.4
3049.5
0.0
10360.4
6333.8
3094.9
0.0
10077.4
6328.4
3296.0
0.0
11563.3
11526.5
11512.6
11267.0
11521.1
11447.9
11439.9
11364.0
11496.7
11410.5
11398.3
11394.0
1778.1
1683.1
1500.3
1043.4
1673.1
1575.6
1406.8
970.4
1482.3
1383.2
1244.9
854.8
0.56
0.53
0.47
0.33
0.52
0.49
0.44
0.30
0.46
0.43
0.39
0.27
110.9
110.9
110.9
110.9
369.7
369.7
369.7
369.7
1109.0
1109.0
1109.0
1106.0
55.5
55.5
55.5
0.0
184.4
184.4
182.4
0.0
543.6
543.6
543.6
0.0
PI
Максимальная
годовая закачка
газа, млн м3
Максимальная
годовая добыча
газа, млн м3
КИК
Накопленная
добыча конденсата,
тыс. т
Добыча пластового
газа, млн м3
Накопленная
закачка газа, млн м3
218
167
137
100
92
68
58
48
61
46
40
33
Накопленная
добыча газа, млн м3
Период разработки,
годы
30
30
30
30
100
100
100
100
300
300
300
300
151.8
151.8
153.0
837.3
1831.0
1845.2
1938.5
2733.2
4097.9
4177.2
4303.2
4707.5
Для технико-экономических расчетов приняты следующие исходные данные:
Цена 1 тыс. м3 газа - 1200 руб., 1 т. конденсата - 12000 руб.
0.55
0.50
КИК, д.ед
1.1
1.2
1.3
1.4
2.1
2.2
2.3
2.4
3.1
3.2
3.3
3.4
Дебит газа, тыс м3
Вариант
Таблица 6.10. Результаты проведенных расчетов
0.45
0.40
0.35
30 000 м3/сут
0.30
100 000 м3/сут
300 000 м3/сут
0.25
0
25
50
75
100
Закачка газа в поровых объемах, %
Рисунок 6.15. Кривые зависимости добычи конденсата от объема закачки газа
Гл.6
236
Для оценки экономической эффективности в рассматриваемом случае авторами
предлагается использовать PI (индекс доходности затрат), как показатель наилучшим
образом
характеризующий
относительную
эффективность
использования
средств
недропользователя при реализации проекта [234]. Результаты расчетов приведены на рис.
6.16. Видно, что вариант 1 с дебитом 30 тыс. м3 находится на грани рентабельности.
Наиболее эффективен, конечно же, режим истощения.
2.0
1.8
PI
1.6
1.4
1.2
1.0
0
25
30 000 м3/сут
300 000 м3/сут
50
100 000 м3/сут
75
100
Закачка газа
в поровых объемах, %
Рисунок 6.16. Кривая зависимости индекса доходности затрат от объема закачки
0.55
Омега
0.50
0.45
0.40
0.35
0
30 000 м3/сут
300 000 м3/сут
25
50
100 000 м3/сут
75
100
Закачка газа
в поровых объемах, %
Рисунок 6.17. Оптимизационная функция
Получается противоречие: по технологическим показателям оптимум находится в
области 50-100% объема закачки газа (при этом максимально увеличивается КИК), а по
экономическим – в области 0-25% объема закачки газа (при максимальном значении PI).
Гл.6
237
Поэтому для выбора оптимального варианта была построена оптимизационная
функция вида: Ω = α КИК + (1 − α ) ( PI − 1) , где α – оптимизационный параметр. При α =
0,3 получился наиболее приемлемый вид оптимизационной функции, причем функция Ω
в вариантах 2 и 3 практически совпадает и имеют одинаковый максимум при объеме
прокачки газа, равной 50% порового объема (рис. 6.17).
Таким образом, проведенные расчеты показывают следующее:
1. На Марковском НГКМ выявлена газоконденсатная залежь с высоким содержанием
конденсата;
2. Рассматриваемая залежь по всем геолого-физическим данным подходит для
реализации сайклинг-процесса.
3. Сайклинг-процесс является рентабельным мероприятием;
4. Однако дебит газовых скважин должен быть не менее 100 тыс. м3/сут. для
удовлетворения технологических ограничений (гидратообразование, водяной столб) и
экономических ограничений (минимум рентабельности 20 %);
5. Объем закачиваемого газа должен составлять 25-50 % порового объема, так как
при его увеличении влияние на КИК слабо.
6.4. Перспективные проектные решения по разработке Высоковского нефтегазового
месторождения
В последние годы особое внимание стали проявлять к месторождениям с
небольшими запасами. К разряду мелких месторождений относится Высоковское
нефтегазовое месторождение, открытое в 1990 году [211].
Высоковское месторождение расположено в Березовском районе Пермской
области, в 30 км северо-восточнее г. Кунгур.
Промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях
башкирского яруса (пласт Бш) каменноугольной системы. К пласту Бш приурочены две
залежи: нефтегазовая – Высоковская и газовая с нефтяной оторочкой – Ковинская (рис.
6.18, 6.19).
Высоковская залежь – нефтегазовая, массивная, округлой формы, вытянута с
севера - востока на юго-запад. Размеры нефтяной части залежи - 6.7×3.2 км, газовой части
- 6.0×2.8 км. Высота залежи - 62.3 м. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от
1.6 м до 5.0 м, газонасыщенная - от 2.7 м до 12.6 м.
Ковинская залежь – газовая, с нефтяной оторочкой, приурочена к району
скважины № 231. Залежь массивная, округлой формы. Размеры залежи - 0.9×0.7 км,
высота - 33.2 м.
Гл.6
238
Коллекторы пласта Бш порово-трещиноватые и характеризуются высокими
коллекторскими
свойствами:
коэффициент
проницаемости
–
(65-196)*10-3
мкм2,
пористости -13-15%.
Нефть средней плотности, сернистая, маловязкая, высокосмолистая. Нефтяной газ
среднеметановый, жирный, низкоазотный, сернистый. Свободный газ сухой, метановый,
сернистый. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Бш представлена в
таблице 6.11.
При испытании скважин дебит по нефти колеблется от 1,66 т/сут до 43,9 т/сут,
составляя в среднем 17,6 т/сут, по газу – от 34,3 м3/сут до 224 тыс.м3/сут, составляя в
среднем 60 тыс.м3/сут. Коэффициент продуктивности равен 8,28 т/сут*МПа.
Рисунок 6.18. Геологический разрез
Нефтегазовая залежь пласта Бш имеет следующие особенности:
1.
Гл.6
залежь небольших размеров, водоплавающая;
239
нефтяная оторочка имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 5.0 м
2.
(средневзвешенная толщина 1,7 м), расположена в зонах контакта нефть-газ;
коллектор карбонатный, трещинно-поровый с высокой средней проницаемостью –
3.
0,196 мкм2;
нефть маловязкая (3.16 мПа*с), газовый фактор повышенный (99 м3/т);
4.
5. отсутствуют выдержанные перемычки, высокая расчлененность пласта –11.4.
в составе растворенного и свободного газа имеется агрессивный компонент –
6.
сероводород.
.0
14 6
0. 0
147
1460. 0
240
1455.0
0
.0
90
14
14
70
.0
147
0.
.0
80
14
148
0. 0
1480
0. 0
14
50
.0
1450. 0
0. 0
1 49
.0
1480
0. 0
146
1470. 0
1480. 0
241
1465.4
213
1441.0
210
1452.9
0
0.
147
.
145 0
.0
60
14
0
145
0. 0
0
0
214
1445.9
14
60
.0
216
1453.0
0
14
80
.0
.
70
14
90.
0
0
.0
70
14
14
14
90.
.0
80
14
0. 0
146
.
80
14
14
70
.
0. 0
149
.0
1480
.0
1460
.0
60
14
0
0.
149
212
1454.7
14
70
.0
.0
70
14
.0
80
14
80
14
.0
0. 0
148
0
90.
14
1480. 0
14
90
.0
231
1470.8
Рисунок 6.19. Структурная карта по кровле Башкирского яруса (пласт Бш)
Высоковское месторождение мелкое по запасам нефти и газа. Запасы нефти
являются трудноизвлекаемыми, ввиду наличия контакта вода-нефть-газ и низких
Гл.6
240
нефтенасыщенных
толщин.
Все
запасы
нефти
и
газа
классифицированы
по
промышленной категории С1.
Высоковское месторождение по состоянию на 1.01.2009 г. находится в пробной
эксплуатации. На месторождении пробурено восемь поисково-разведочных скважин, 6 из
которых были введены в эксплуатацию. Эксплуатационный фонд составляет 5 скважин,
одна скважина остановлена по причине высокого газового фактора и две скважины
находятся в консервации.
Таблица 6.11. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Бш
п/п
Параметры
Высоковская
залежь
Бш
Ковинская
залежь
1
Средняя глубина залегания (абсолютная отметка), м
2
Тип залежи
3
Тип коллектора
4
Площадь нефтеносности (газоносности), тыс.м2
16850
512.5
5
Средняя общая толщина, м
18.66
3.4
6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
1.7
-
7
Средняя газонасыщенная толщина, м
4.4
1.4
9
Коэффициент пористость, %
15
13
10
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
0.81
-
11
Средняя насыщенность газом газовой шапки, доли ед.
0.49
0.46
12
Средняя нефтенасыщенность газовой шапки, доли ед.
0.33
0.33
13
Проницаемость, мкм2
0.196
0.065
14
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0.65
0.57
15
Расчлененность, доли ед.
8.3
3
16
Начальная пластовая температура, С
29
29
17
Начальное пластовое давление, МПа
17.2
17.9
18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
3.16
-
20
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0.889
-
21
Абсолютная отметка ГНК, м
-1482
-1478.7
22
Абсолютная отметка ВНК, м
-1472
-1477
22
Объемный коэффициент нефти, ед.
1.19
-
23
Содержание серы в нефти, %
1.54
-
24
Содержание парафина в нефти, %
1.76
-
25
Давление насыщения нефти газом, МПа
16.8
-
26
Газосодержание нефти, м3/т
99
-
27
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
0.9
0.9
28
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
1.001
1.001
30
Коэффициент вытеснения нефти водой, доли.ед.
0.554
-
Гл.6
-1477.4
-1474.3
массивная
массивная
порово-трещинный
0
241
В период пробной эксплуатации добыча нефти превысила проектные показатели
(на 10-80%) по причине более высоких дебитов (в 1.5-2 раза) и меньшей обводненности
(по проекту в 2008 году – 17.4%, по факту – 0.02%), что возможно объясняется слабой
активностью законтурных вод (рис. 6.20, 6.21). Превышение добычи газа связано с
прорывом газа газовой шапки к забоям скважин (газовый фактор составляет 200-1200
м3/т).
Входные дебиты нефти по скважинам невысокие и изменяются от 2 до 20 т/сут,
составляя в среднем 8.9 т/сут. Текущие дебиты изменяются от 2 до 9 т\сут, составляя в
среднем - 6.7 т/сут.
Основные проблемы месторождения:
 Сложность выработки запасов нефти тонкой нефтяной оторочки;
 быстрый прорыв свободного газа к забоям нефтяных скважин;
10
ноя.08
сен.08
июл.08
май.08
Дата
Газовый фактор (исследования)
500
Скважина № 241
Дебит нефти
Газовый фактор
дек.08
окт.08
авг.08
июн.08
апр.08
0
фев.08
0
дек.07
100
окт.07
2
авг.07
200
июн.07
4
апр.07
300
фев.07
6
дек.06
400
окт.06
8
Газовый фактор, м3/сут
Газовый фактор
мар.08
янв.08
ноя.07
0
сен.07
0
июл.07
300
май.07
5
мар.07
600
янв.07
10
ноя.06
900
сен.06
15
Дебит нефти
Дебит нефти, т/сут
1200
Скважина № 214
июл.06
Дебит нефти, т/сут
20
Газовый фактор, м3/сут
 отбор и использование свободного газа с сероводородом.
Дата
Газовый фактор (исследования)
Рисунок 6.20. Динамика дебитов нефти и газовых факторов по скважинам
В свободном газе имеется 0.02 мол. % сероводорода, что составляет 0.3 г/м3 и
превышает предельно допустимые нормы (0.02 г/м3). Это накладывает серьезные
ограничения на использование газа без его очистки от сероводорода:
 нельзя сжигать газ на факеле;
 нельзя осуществлять сжижение природного газа (СПГ);
Гл.6
242
 нельзя подавать газ в магистральный газопровод;
 нельзя использовать газ в коммунально-бытовых нуждах.
Возможные варианты использования газа:
 очистка газа от сероводорода, с последующим его использованием в
коммунально-бытовых нуждах;
 сдача газа на завод ПермьОРГСинтез;
 производство электроэнергии на ГТЭС (газотурбинная электро-станция);
1600
1050
1400
900
1200
750
1000
600
800
450
600
300
400
Добыча газа, тыс. м3
Добыча нефти (жидкости), т
 технология GTL – производство синтетического топлива.
150
200
0
июн.06
июл.06
авг.06
сен.06
окт.06
ноя.06
дек.06
янв.07
фев.07
мар.07
апр.07
май.07
июн.07
июл.07
авг.07
сен.07
окт.07
ноя.07
дек.07
янв.08
фев.08
мар.08
апр.08
май.08
июн.08
июл.08
авг.08
сен.08
окт.08
ноя.08
дек.08
0
Добыча нефти
Добыча жидкости
Добыча нефтяного газа
Дата
Добыча прорывного газа
Рисунок 6.21. Динамика добычи нефти, жидкости и газа Высоковского
месторождения
Кратко рассмотрим варианты использования газа.
1.
Вариант сероочистки газа рентабелен при добыче газа 1,5-2,0 млрд м3 в год.
При данном варианте начальные запасы газа должны быть не менее 15-20 млрд м3 при
доле сероводорода не менее 2%. Это также нерентабельный вариант для условий
Высоковского месторождения.
2. Для сдачи газа на завод ПермьОРГСинтез необходимо строительство
газопровода протяженностью 30 км на Кыласовское месторождение. При небольших
объемах добычи газа (не более 50 млн м3/год) и низких ценах сдачи данный вариант
нерентабелен.
3.
Вариант производства электроэнергии. Для этой цели необходима установка
газотурбинной электростанции (ГТЭС) блочного антикоррозийного исполнения, которые
производят в Новгороде или Голландии. Основное ограничение – это размещение такой
ГТЭС на расстоянии не менее 1 км от населенного пункта. Минимальная мощность блока
- 4 МВт, что соответствует потреблению 20 млн м3 газа в год. Однако рассматриваемый
район достаточно обустроен, энергообеспечен и необходимость в дополнительной
электроэнергии отсутствует.
Гл.6
243
4.
Вариант производства высокооктанового топлива (не ниже АИ-92). Для
этой цели необходима установка GTL. Комплекс, состоящий из каскада генераторов
высоковольтных
импульсов (совместно
с реакционными камерами) и
реактора
гидрирования, позволит осуществить процессы полимеризации газовых компонентов и
изомеризации полученных углеводородов. Степень превращения газа в жидкую фазу при
циклическом процессе может достигать 90%. Срок окупаемости - 10...12
месяцев с
момента запуска комплекса в эксплуатацию [235].
Получаемые по технологии GTL синтетические жидкие углеводороды превращают
практически всю продукцию химической переработки природного газа в соединения,
находящиеся в жидком состоянии при нормальных условиях (или легко сжижаемых при
комнатной температуре) это, прежде всего:
 метанол, диметиловый эфир (ДМЭ), метилтретбутиловый эфир (МТБЭ);
 ширококипящая фракция углеводородов – синтетическая нефть (СН);
 отдельные углеводородные фракции, в том числе синтетические моторные топлива.
Завод GTL работает в Малазии на протяжении 16 лет, строится завод в Катаре (г.
Лас Раффан), планируется строительство завода в г. Надым (ОАО «Газпром» совместно с
«SHELL»), а так же в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (РосНефть).
Наиболее эффективным вариантом утилизации газа является производство
высокооктанового синтетического топлива. Исходя из этого рассмотрено два варианта
разработки газовой залежи Высоковского месторождения, различающиеся уровнями
добычи газа. Добытый газ планируется использовать для получения высокооктанового
синтетического топлива.
Вариант 1. Согласно данному варианту разработки добыча газа составит 20 млн м3
в год.
Вариант 2. Согласно данному варианту разработки добыча газа составит 50 млн м3
в год.
С целью максимальной выработки запасов нефти было рассмотрено 4 варианта
разработки нефтяной оторочки. Режим работы залежи – упруго-водонапорный и газовой
шапки. Варианты различаются плотностью сетки скважин (треугольные сетки: 400*400 м,
500*500 м и 600*600 м), а также бурением ГС и БГС. Система ППД будет формироваться
после обводнения скважин с целью утилизации подтоварных вод. Нефтяная оторочка и
газовая залежь разрабатываются одновременно собственным фондом скважин;
В целом по месторождению сформировано 8 вариантов разработки. По каждому из
вариантов разработки нефтяной оторочки рассмотрено по два варианта с различными
уровнями отбора газа из газовой шапки (20 млн м3 - варианты 1.1, 2.1, 3.1 и 4.1 и 50 млн м3
- варианты 1.2, 2.2, 3.2 и 4.2).
Гл.6
244
Согласно
проведенным
расчетам
наиболее
эффективным
(с
достижением
утвержденного КИН) является вариант с разбуриванием нефтяной оторочки пласта по
треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м (рис. 6.22) и отбором газа 50
млн м3 со следующими проектными решениями и показателями:
0.0
2.0
500
240
4,0
505
501
0.
503
0
2.
506
0
4.502
0
510
504
4.
511
0
0
2.
210
1,6
516
508
509
213
4,0
517
513
4.0
518
514
521
519
523
0
2.
526
216
4,3
0
2.
522
515
0
0.
214
3,8
4.0
0.0
241
5,0
520
524
527
525
0.
0
212
4,7
0.
0
Условные обозначения:
Проектная зависимая скважина
0 .0
Проектная добывающая скважина
231
1,2
Пробуренная скважина
т
Водонагнетательная с отработкой на газ
Газовая
Внешний контур нефтеносности
Граница лицензионного участка
Изопахиты
2
509
ЗБС
Подписи скважин:
213
4,0
Номер скважины
Нефтенасыщенная толщина, м
Рисунок 6.22. Схема расстановки проектных и пробуренных скважин по
рекомендуемому варианту 2.2
Гл.6
245
 объект разработки – пласт Бш;
 режим разработки – естественный (упруго-водонапорный и газовой шапки) с
переходом на приконтурное заводнение;
 фонд скважин – 34, в т.ч: добывающих – 30 (зависимых – 19, ЗБС – 2), нагнетательных
с отработкой на газ – 2, газовых – 2;
 фонд скважин к бурению – 26, в т.ч. добывающих – 26 (зависимых – 19, ЗБС – 2);
 проектный уровень добычи нефти – 24.0 тыс.т;
 проектный уровень добычи жидкости – 34.5 тыс.т;
 достижение КИН=0.150 при Квыт = 0.554, Кохв = 0.271.
 проектный уровень добычи газа – 50.0 млн м3/год;
 достижение КИГ=0.912;
 добытый
свободный
и
растворенный
газ
используется
для
производства
высокооктанового топлива по GTL – технологии.
Таким образом, Высоковское нефтегазовое месторождение характеризуется
сложным строением и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов,
относится к категории мелких с трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа.
Однако предложенный вариант по Высоковскому месторождению позволит
отобрать запасы нефти и достичь утвержденного КИН. Использование свободного и
растворенного газа для получения моторных топлив (GTL-технология) позволит наиболее
рационально использовать углеводородное сырье и уменьшить вредные выбросы в
атмосферу.
6.5. Совершенствование разработки Хвойного нефтяного месторождения
Хвойное нефтяное месторождение открыто в 1984 году. В административном
отношении расположено в юго-восточной части Западной Сибири на северо-западе
Томской области [212].
Геологический разрез Хвойного месторождения сложен толщей мезозойскокайнозойских осадочных терригенных пород, залегающих на палеозойском фундаменте.
В соответствии с тектонической картой фундамента Западно-Сибирской плиты
(редактор В.С. Сурков, 1981 г.) Хвойное месторождение приурочено к одноименной
положительной структуре III порядка, расположенной на структурной террасе,
осложняющей восточный склон тектонического элемента II порядка – Колтогорского
мезопрогиба.
На месторождении выявлена одна нефтяная залежь в отложении средней юры –
Ю11 (рис. 6.23). Пласт Ю11 сложен полимиктовыми серыми песчаниками, в основном
мелкозернистыми,
Гл.6
плотными,
среднесцементи-рованными.
Слоистость
пород
246
горизонтальная или линзовидная, за счет включения тонких пропластков и линз
глинистого материала и растительного детрита.
По пласту Ю11 коэффициент пористости по ГИС охарактеризован исследованиями
(21 определение) и составил 17.7%, изменяясь от 15.3% до 20.1%. По лабораторным
исследованиям керна (96 определений) в пласте Ю11 пористость составила в среднем
16.8%, изменяясь от 8.1% до 20.9%.
Рисунок 6.23. Геологический разрез Хвойного месторождения по линии скважин
Коэффициент
проницаемости
по
ГИС
охарактеризован
исследованиями
(21 определение) варьируется от 6.7 мкм2×10-3 до 32.8 мкм2×10-3при среднем значении –
13.26 мкм2×10-3. По керну коэффициент проницаемости изменяется от 0.44 мкм2×10-3 до
1001 мкм2×10-3 в среднем 85.25 мкм2×10-3. По гидродинамическим исследованиям (10
определений) коэффициент проницаемости изменяется от 11.3 мкм2×10-3 до 30 мкм2×10-3
при среднем значении – 19.5 мкм2×10-3.
Залежь пластовая-сводовая, частично литологически ограничена. Размеры залежи
составляют 10×3.55 км, высота – 38 м. Эффективная толщина по залежи пласта равна 7.0
м и нефтенасыщенная толщина пласта 6.59 м. ВНК залежи пласта принят на а.о. -2639 м,
по межфлюидному разделу, выделенному по материалам ГИС в скважине №26.
Структурная карта по кровле пласта Ю11 представлена на рисунке 6.24. Залежь
Гл.6
247
охарактеризована большими глубинами залегания (2612 м), высокой пористостью 0.183
д.ед., высокой песчанистостью 0.93 д.ед., низкой расчлененностью 1.07 ед. (табл. 6.12).
Таблица 6.12. Исходная геолого-физическая характеристика пласта Ю11 Хвойного
месторождения
Параметры
Пласт Ю11
Средняя глубина залегания, м
2612
пластовосводовая
поровый
30559.8
3.3
0.183
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли ед.
Средняя начальная насыщенность нефтью (газом),
доли ед.
Проницаемость, мкм2х10-3
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность, ед.
Пластовая температура, 0С
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефтив стандартных условиях, т/м3
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м3/ м3
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом
0.682
12
0.93
1.07
94
26.8
1.16
0.831
1.205
8.6
88.9
0.4
1.009
0.622
В геологическом отношении месторождение по запасам нефти – мелкое,
однопластовое.
Пласт
характеризуется
низкими
фильтрационно-емкостными
коллекторскими свойствами, небольшими толщинами.
В пластовых условиях нефть залежи характеризуется следующими средними
показателями: плотностью 690 кг/м3, газосодержанием при однократном разгазировании
78.2 м3/т и объемным коэффициентом 1.187. При дифференциальном разгазировании
газосодержание равно 88.9 м3/т, объемным коэффициент - 1.205. Давление насыщения
нефти газом значительно ниже начального пластового – 8.6 МПа, вязкость нефти
1.16 мПа*с.
Термобарические
условия
типовые:
пластовое
давление
близко
к
гидростатическому и составляет 27 МПа, пластовая температура – 94ºС.
На Хвойном месторождении в разработке с 1987 года находится пласт Ю11. До
1996 г. эксплуатировалась одна скважина. В период 1997 – 2007 гг. в разработку были
введены еще четыре скважины. Можно считать, что промышленная эксплуатация
месторождения началось в 2008 году, когда за первое полугодие было введено 8 скважин.
Гл.6
248
Рисунок 6.24. Структурная карта по кровле пласта Ю11 Хвойного месторождения
Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической
схеме разработки Хвойного нефтяного месторождения» с утвержденным 4 вариантом
разработки:
− Выделение одного эксплуатационного объекта Ю11;
− Режим разработки – жестко-водонапорный;
− Система разработки трёхрядная с элементами приконтурного заводнения,
расстояние между скважинами 500 м. Применение ГРП в добывающих
скважинах при вводе.
Гл.6
249
− Фонд скважин всего – 88, в том числе: добывающих – 48, нагнетательных – 34,
контрольных – 1, водозаборных – 5.
− Фонд скважин для бурения всего – 73, в том числе: добывающих – 40,
нагнетательных – 29, водозаборных – 4.
− Применение технологий по интенсификации добычи нефти и повышению
нефтеотдачи пластов: ГРП, ОПЗ добывающих скважин, ВПП в нагнетательных
скважинах, перфорационные методы, изоляционные методы.
Всего по состоянию на 1.01.2009 г. на месторождении пробурено 13 добывающих
скважин и две нагнетательные.
Текущее пластовое давление изменяется по скважинам от 136 до 231 атм и в
среднее составляет 176 атм, при начальном – 268 атм.
В 2005-2007 гг. годовая добыча нефти составляла 25-28 тыс.т. В 2008 г. за счет
ввода новых скважин было добыто 72 тыс.т нефти и 87.5 тыс.т жидкости. Средний дебит
90.0
12
75.0
10
60.0
8
45.0
6
30.0
4
15.0
2
0.0
0
1987
1990
1993
1996
накопленная добыча нефти.тыс.т
добыча нефти, тыс.т
1999
2002
2005
действующий фонд, шт.
добыча, тыс. т
жидкости составил 29.5 т/сут при обводненности 17.8% (рис.6.25).
2008
добыв.фонд, скв.
добыча жидкости, тыс.т
300
250
200
150
100
50
0
0
5
10
Характеристика вытеснения
15
20
25
30
35
Обводненность, %
Рисунок 6.25. Динамика показателей разработки Хвойного месторождения.
Характеристика вытеснения
Гл.6
250
Всего на Хвойном месторождении проведено 14 операций по ГРП (11 из которых в
2008 г.). В большинстве скважин (за исключением скв. №3, 4, 8, 9) гидроразрыв пласта
выполнен до ввода в эксплуатацию.
После ГРП все скважины вошли с обводненностью 6.7-49.3%, хотя все скважины
располагаются в ЧНЗ. Это объясняется, по-видимому, проникновением воды из
нижележащего водоносного пласта Ю12. Входные дебиты нефти увеличились с 11.8 т/сут
до 35.8 т/сут, кратность дебита – 3 раза. Дополнительная добыча на одну скважинооперацию – 5.1 тыс.т.
Для объекта Ю11 характерными являются низкие фильтрационно-емкостные
свойства пород. Исходя из проведенного анализа выработки запасов, результатов оценки
эффективности
геолого-технических
гидродинамического
моделирования,
мероприятий,
в
целом
а также результатов геолого-
можно
рекомендовать
следующие
мероприятия по регулированию разработки:
− тщательный
подбор
дизайна
ГРП
в
скважинах,
для
предотвращения
проникновения трещин в нижележащий водоносный пласт;
− обработка призабойной зоны пласта для добывающих скважин;
− выравнивание профиля притока нагнетательных скважин;
− оптимизация объемов закачки для нагнетательных скважин.
Предлагается, в первую очередь испытать и отработать технологию гидроразрыва
пласта не только в добывающих, но и в нагнетательных скважинах. Массовое применение
ГРП на малопродуктивных юрских объектах Западной Сибири позволило существенно
увеличить производительность и продуктивность скважин, ввести в разработку залежи
нефти с трудноизвлекаемыми запасами. При положительных результатах ГРП и отработке
эффективной технологии этот метод следует применить во всех добывающих и
нагнетательных скважинах чистонефтяной зоны пласта Хвойного месторождения. В
случае уменьшения эффекта от ГРП по отдельным скважинам, возможно, придется
прибегнуть к повторным ГРП, с целью поддержания продуктивности скважин на более
высоком уровне и на более продолжительный период.
Несмотря на низкие коллекторские свойства, небольшие размеры залежи разбуривание
месторождения позволит выйти на максимальные уровень добычи нефти 267 тыс.т. и в
конечном итоге позволит достичь КИН 0.382.
6.6. Анализ результатов разработки Мессояхского газового месторождения и
предложения по повышению газоотдачи
Мессояхское газовое месторождение расположено на северо-востоке ЗападноСибирской низменности на административной границе Таймырского и Ямало-Ненецкого
Гл.6
251
автономного
округов
в
пределах
Усть-Енисейского
и
Тазовского
районов.
Характерными особенностями района являются сложные климатические и мерзлотногрунтовые условия Крайнего Севера [107].
Месторождение открыто в 1967 г. В 1969 г месторождение введено в опытнопромышленную эксплуатацию (ОПЭ), а спустя два года начата промышленная
эксплуатация газовой залежи. Залежь пласта Дл-I долганской свиты эксплуатируется в
режиме истощения пластовой энергии. Характерной особенностью месторождения
является наличие газогидратной шапки в пределах залежи. В 1967 г. в Комитете по делам
изобретений и открытий при Совете Министров СССР было зарегистрировано открытие
В.Г. Васильева, Ю.Ф. Макогона, Ф.А. Требина, А.А. Трофимука и Н.В. Черского. По
результатам геолого-геофизических и промысловых исследований ими было установлено,
что в верхней пачке долганской свиты (сеноманский ярус) природный газ находится в
гидратном состоянии, в нижней пачке – в газовой фазе. На границе этих пачек пластовая
температура равна равновесной температуре гидратообразования. Запасы газа впервые
утверждены в 1968 г по пласту Дл-I. По окончании ОПЭ запасы пересчитаны и уменьшились
по категории В (без газогидратной пачки) более чем в два раза.
Газоносная долганская свита (K1-2 al3-cm) слагается, преиму-щественно, песками,
песчаниками и алевролитами с литологически невыдержанными по разрезу и
простиранию пластами и пропластками глинистых и глинисто-алевролитовых пород,
толщины которых не превышают 15–20 м. Общая толщина долганской свиты 360–380 м.
К верхней части свиты приурочена продуктивная газоносная толща мощностью до 80 м,
перекрываемая глинисто-алевролитовыми породами нижнего турона.
По выдержанности и мощности отдельных песчано-алевролитовых пластов разрез
продуктивной толщи в большинстве скважин достаточно четко подразделяется на две
литологические пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка является по существу
продолжением мощной долганской песчаной толщи, не отделяясь от нее достаточно
выдержанным глинистым разделом. В некоторых скважинах нижняя пачка представлена
фактически единым песчаным разрезом толщиной более 20 м.
Песчаники
верхней
пачки
отличаются
резкой
литолого-фациальной
изменчивостью, линзовидностью, полным выклиниванием и несопоставимостью разрезов
даже в соседних скважинах, то есть на расстоянии в несколько сотен метров. Толщины
отдельных песчаных пропластков меньше, чем в нижней пачке, и, как правило, не
достигают 20 м.
Дизъюнктивные нарушения в пределах Мессояхской локальной структуры не
выявлены.
Залежь газа, приуроченная к верхней пачке (ВП). В пределах контура
Гл.6
252
газоносности пробурены 59 скважин. Залежь пластовая сводовая, размеры 19,5×12 км,
высота 74,2 м. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -802 м.
Для залежи характерно наличие многочисленных изолированных участков, часть
которых заполнена газом, газовыми гидратами, часть водой, а в некоторых из них
имеются самостоятельные ГВК, не прослеживающиеся даже в соседних скважинах.
Залежь газа, приуроченная к нижней пачке (НП), отделяется от верхней хорошо
выдержанной алеврито-глинистой толщей пород. Залежь массивная, имеет размеры
12,5х8,5 км, высота 45 м. Среднее положение ГВК залежи принято на абсолютной
отметке-805 м. Высокодебитные притоки газа из нижней пачки получены, как в поисково–
разведочных, так и в эксплуатационных скважинах. Данные геофизических исследований
скважин (ГИС), их испытание на приток и исследования керна указывают на возможное
наличие маломощной нефтяной оторочки, которая подстилается подошвенной водой.
На этапе первоначального освоения месторождения предполагалось, что верхняя
и нижняя пачки являются частями единой массивной залежи. В связи с этим в
большинстве скважин перфоририровались и испытывались одновременно ВП и НП (рис.
6.26). В процессе эксплуатации по данным дебитометрии было установлено, что притоки
газа более чем на 80 % получены за счет нижней пачки.
При раздельном испытании скважин в верхней и нижней пачках наблюдается
резкое различие в дебитах газа. Так в ВП абсолютно свободные дебиты скважин обычно
не превышают 250 тыс.м3/сут. В нижней пачке абсолютно свободный дебит чаще всего
больше 500 тыс.м3/сут (табл. 6.13). По результатам анализа результатов испытания можно
сделать вывод о том, что продуктивность нижней пачки в 4,4-5 раз выше, чем верхней.
Рисунок 6.26. Схема вскрытия продуктивного разреза скважин Мессояхского
месторождения (жирным выделены интервалы перфорации)
Гл.6
253
Близость многолетнемерзлых пород отразилась на температурном режиме
залежей. Измеренные пластовые температуры в продуктивном горизонте обычно не
превышают 12 - 14о С.
В период с 1968 по 1970 гг. на месторождении проводилось строительство
эксплуатационных скважин, промысловых сооружений и газопровода подключения. До
1972 г. разработка характеризуется нарастающей добычей газа. Фонд эксплуатационных
скважин достигает 47 ед., максимальный годовой отбор газа – 8,6 % от утвержденных
запасов. Перфорация всей газонасыщенной толщи привела к вскрытию во многих
скважинах внутренних водонасыщенных пропластков в верхней части залежи. Было
выявлено, что 36 скважин выносят воду, объем которой колеблется от 0,15 до 4,5 м3/сут.,
что приводит к снижению дебита газа, пескопроявлениям и задавливанию скважин.
Период с 1973 по 1976 гг. характеризуется падением добычи газа, снижением
дебитов скважин и их прогрессирующим обводнением. Годовой отбор газа в 1975 г.
составил 4.8% от утвержденных запасов, фонд эксплуатационных скважин сократился до
31 единицы. В остановленных скважинах отмечались температурные аномалии. Глубина
депрессионной воронки достигла максимальной величины. Добыча воды составляла в
среднем 13,9 см3/м3, отмечался рост песчаных пробок.
Таблица 6.13. Продуктивность скважин Мессояхского месторождения
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
106
109
110
111
113
117
118
120
121
123
124
125
126
127
Гл.6
Дебит при испытаниях,
тыс м3/сут
ВП
28.30
НП
53.27
82.13
13.70
179.30
9.30
ВП+НП
Абсолютно свободный дебит,
тыс м3/сут
ВП
НП
118.01
286.40
61.20
Примечание
ВП+НП
661.00
вода
925.50
161.60
1.20
79.65
1142.00
118.00
вода
110.60
147.70
188.70
525.20
61.80
133.50
161.00
137.20
726.70
187.00
вода
21.90
15.80
8.60
40.00
26.20
100.00
17.20
100.00
170.00
254
Продолжение Таблицы 6.13.
Дебит при испытаниях,
тыс м3/сут
№ скв.
ВП
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
159
160
161
162
163
среднее
С
НП
ВП+НП
116.50
11.90
162.80
Абсолютно свободный дебит,
тыс м3/сут
ВП
159.60
НП
Примечание
ВП+НП
1370.00
243.10
625.00
1001.00
90.90
132.10
114.30
314.30
458.50
822.00
34.80
626.20
164.10
165.00
959.40
711.60
160.00
1329.40
155.40
205.20
117.90
1216.90
718.20
718.10
285.00
140.00
313.60
14.50
127.10
100.00
90.00
50.00
130.60
8.40
413.40
151.00
1440.00
138.40
676.60
60.00
40.10
130.30
100.00
108.96
561.50
235.10
724.40
80.00
60.64
июня
107.02
по
октябрь
1976 г
208.16
934.75
промысел
был
624.31
остановлен
и
проведены
систематические наблюдения за изменением давлений и температур на забоях скважин и
их устьях. В результате было установлено, что пластовое давление в зоне активного
дренирования возросло на 0,34 МПа и составило 5,53 МПа. В скважинах №№ 131, 139,
130, 150 в результате перетока газа из верхней части залежи в нижнюю, произошло
загидрачивание призабойных зон нижней пачки. Отмечалось повышение температуры на
забоях отдельных скважин, а на других, наоборот, понижение. Термодинамические
условия в остановленных скважинах соответствовали условиям гидратообразования.
Первая длительная консервация месторождения осуществлялась в 1978 – 1981 гг.
Этот период характеризуется перераспределением давления по площади и разрезу.
Проведен промышленный эксперимент по удалению с забоев скважин жидкости с
использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ), не давший положительного
результата.
Гл.6
255
С 1982 г до 1987 г проводилась сезонная эксплуатация газовой залежи в зимние
месяцы. Для этого периода характерно стабильное снижение отборов газа. Затем
промысел был вновь законсервирован вплоть до 1990 г.
С целью обеспечения подачи низконапорного газа в магистральный газопровод в
1989 г. начат монтаж дожимного компрессорного агрегата производительностью до
1,5 млн м3/сут, что позволило с 1992 г. восстановить эксплуатацию промысла.
Период
с
1991
по
1998
гг.
характеризуется
сезонной
эксплуатацией
месторождения (май–октябрь) с целью частичного восстановления пластового давления.
С 1998 г. осуществляется круглогодичная добыча газа. К настоящему времени
месторождение находится на стадии падающей добычи. С начала разработки на
месторождении добыто 62% начальных запасов газа. Добыча ведется 5 скважинами,
дебиты неустойчивы и составляют 20-90 тыс.м3/сут.
Основной причиной выбытия скважин из эксплуатации в последнее время
является их обводнение пластовой водой и снижение устьевого давления, что приводит к
их самозадавливанию.
Проектные показатели по Мессояхскому газовому месторождению последние
пять лет не выполняются. За период разработки было выпущено не менее семи
документов, корректирующих основные технические решения. Анализ выполнения
проектных решений свидетельствует, что удовлетворительное совпадение «факт-проект»
по большинству показателей наблюдалось только до 1978 г. После этого расхождение,
например, между фактическими и проектными дебитами достигало 200-300 % (рис. 6.27).
Не стабильный режим эксплуатации промысла определяет сложный характер
перераспределения текущего пластового давления в объеме залежи (рис. 6.28). Так, до
1974 г. наблюдалось его закономерное снижение, в целом описываемое уравнением
материального баланса. Следующий период, продлившийся до 1997 г, характеризуется
ростом давления, определяемого с одной стороны выравниванием региональной
депрессионной воронки, с другой – межпластовыми перетоками газа, возможным
разложением гидратов и внедрением подошвенной воды. Далее отмечается резкое
снижение пластового давления на фоне снижающихся отборов газа.
Анализ дренируемых запасов свидетельствует о том, что если на первом этапе они
практически соответствовали геологическим, то на втором - снизились на 10 %, а на
последнем - уменьшились еще на 25 %.
Таким образом, по результатам анализа разработки газовой залежи Мессояхского
месторождения можно сделать следующие выводы:
Гл.6
256
250
Дебит газа, тыс.м3/сут
200
150
100
50
факт
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
1968
0
Годы разработки
проект
Рисунок 6.27. Динамика средних дебитов скважин Мессояхского месторождения
8.0
Давление, МПа
7.5
Этап 2
Этап 1
7.0
6.5
6.0
5.5
5.0
4.5
Pпл.
Рзабойное
Рустьевое
Ряд4
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
1968
1966
4.0
Годы
Рисунок 6.28. Динамика давлений по Мессояхскому месторождению
1. Месторождение характеризуется рядом геолого-промысловых особенностей,
таких как:
Гл.6
257
- наличие газогидратной залежи с недостаточно изученным геологи-ческим
строением и не ясным характером насыщения пород-коллекторов;
- сравнительно не высокое начальное пластовое давление;
- низкая температура пласта;
- двухслойное строение эксплуатационного объекта;
- возможное наличие нефтяной оторочки.
2. Основные особенности разработки и связанные с ними трудности при
эксплуатации промыслового объекта Дл-I сводятся к следующему:
- на начальном этапе эксплуатации, за счет высокой продуктивности залежи,
достигались высокие темпы отбора газа (до 9 % от начальных геологических запасов);
- начиная с 1979г эксплуатация месторождения осуществляется в периодическом
режиме с остановками на срок от нескольких месяцев до 3-7 лет;
- в основной период и на поздней стадии разработки отмечается увеличение выноса
воды в продукции скважин;
- рабочие дебиты скважин снизились за период разработки в шесть раз, фонд
добывающих скважин уменьшился в 10 раз.
3. Динамика падения пластового давления свидетельствует об увеличении оценок
запасов газа в периоды остановок промысла. Основная причина этого на взгляд авторов
связана с межпластовыми перетоками газа из верхней пачки, запасы которой отнесены к
забалансовым (газовые гидраты, целики газа).
4. Сравнительно низкий коэффициент газоотдачи (62% от утвержденных и 33% от
оцененных начальных запасов газа), в первую очередь обусловлен неэффективной схемой
вскрытия продуктивных пластов, предусматривающей одновременную перфорацию
верхней (газогидратной) и нижней (высокопродуктивной) пачек, в результате чего
произошло
преждевременное
обводнение
и
загидрачивание
высокопродуктивных
интервалов разреза.
5. Оценка начальных и текущих запасов газа в условиях долганской свиты
Мессояхского
месторождения
является
нестандартной
задачей,
требующей
нетрадиционных подходов. Рост пластового давления в периоды остановки промысла
характеризует в первую очередь увеличение запасов не во всей залежи, а только в
окрестностях скважин за счет перетоков газа из низкопродуктивной пачки и, возможно,
разгидрачивания. Об этом свидетель-ствует быстрый темп падения давления после пуска
скважин в эксплуатацию.
6. При сложившейся схеме разработки, остановка работающих скважин, с
технологической точки зрения крайне не желательна, поскольку, как показывает опыт,
Гл.6
258
последующий их пуск в эксплуатацию характеризуется ухудшением продуктивности. В то
же время эксплуатация оставшихся скважин с низкими дебитами не рентабельна.
Таким образом, анализ истории разработки Мессояхского месторождения и
выработки запасов газа свидетельствует о необходимости доизвлечения остаточных
запасов. Для решения этой задачи необходимо: на первом этапе – доизучение и
доразведка месторождения (бурение разведочной скважины с отбором керна из гидратной
шапки и нефтяной оторочки, проведение ПГИ для оценки ГВК и т.п.); на втором этапе разработка вторичных методов добычи, наиболее эффективными из которых являются:
- добуривание скважин, возможно многозабойных;
- зарезка боковых стволов на высокопродуктивную нижнюю пачку;
- методы интенсификации добычи из старых скважин (обработка ПАВ, кислотные
обработки, гидроразрыв, водоизоляция обводненных интервалов, дополнительная
перфорация);
- восстановление скважин простаивающего фонда.
6.7. Применение авторских инноваций при разработке Ай-Еганского месторождения
Ай-Еганское
месторождение
открыто
в
1985
году
и
расположено
в
Нижневартовском районе ХМАО Тюменской области. По объему запасов относится к
категории мелких. Нефтеносными являются 7 пластов - БВ93, БВ16-17, БВ18-19, БВ20-21, БВ22,
ЮВ11, ЮВ12 (рис. 6.29). Введено в разработку в 1987 году на основании «Технологической
схемы разработки…». К началу 2005 г. эксплуатировалось 18 лет и находилось в стадии
падающей добычи.
Основные запасы нефти - 65 %, сосредоточены в пластах ЮВ11 (40 %) и ЮВ12 (25
%), что предопределило на 1-2-3-й стадиях разработки выделение единственного
эксплуатационного объекта - горизонта ЮВ1. Объект ЮВ1 характеризуется следующими
коллекторскими свойствами: проницаемость – 0,030 мкм2, пористость - 19 %,
коэффициент песчанистости – 0,7 д.ед., расчлененности – 2,5. Нефти характеризуются
низкой вязкостью (1,5 сПз), легкие (0,816 т/м3) и повышенным газосодержанием (155
м3/т). Средняя продуктивность – 0,65 м3/сут. атм. Объект ЮВ1 характеризуется
монолитным строением, высоким коэффициентом охвата (более 0,8) и утвержденным
КИН – 0,45.
Объект ЮВ1 был разбурен высокими темпами (до 121 тыс. м/год) в сжатые сроки в течение 5 лет (1987-1991 гг.). Пробуренный фонд по объекту ЮВ1 составил 180
скважин, в т.ч. добывающих – 123, нагнетательных – 57. Действующий добывающий фонд
в 1990 г. составлял 93 скважины, дебит нефти – 70 т/сут., жидкости - 84 т/сут., 64 %
добычи нефти осуществлялось в этот период фонтанным способом.
Гл.6
259
Быстрое разбуривание, высокие входные дебиты нефти (до 150 т/сут) позволили
уже на четвертый год (1990 г.) достичь максимальной годовой добычи – 1608 тыс. т. (рис.
6.30). При этом темп отбора от НИЗ составлял 16,7 %, от ТИЗ – 23,9 %. Для продления
периода эксплуатации велась крайне интенсивная закачка воды, превышающая
рациональные объемы. Приемистость нагнетательных скважин составляла 560 м3/сут.
Текущая компенсация достигала в 1992 г. – 195 %, в 1995 г. – 280 %, в 1999-2001 г. – 220250 %, пластовое давление в зоне отбора превышало начальное на 20-30 атм. (рис. 6.31).
Перевод скважин на механизированную добычу (ЭЦН) растянулся на 10 лет и
происходил очень сложно. Зачастую скважины не могли освоить или получали дебит в 2-3
раза меньше потенциального
Падение добычи в период 1991-1997 гг. достигало 40-57 % за 5 лет. В 1995 году
годовая добыча нефти по объекту ЮВ1 составляла уже 201 тыс.т. В 1998 г. она составляла
лишь 7 % от максимальной. Основные причины катастрофического падения добычи
нефти: массовое выбытие скважин из эксплуатации при невысоком обводнении, снижение
дебита жидкости в 2 раза вплоть до отсутствия притока из отдельных скважин,
сокращение действующего фонда со 117 до 21 скважины, т.е. в 5,6 раза.
По состоянию на 01.01.1998 г. выработка запасов основного объекта ЮВ1
составляла 77 % от НИЗ при текущей обводненности - 30 % (рис. 6.32). Средний дебит
нефти действующих скважин по горизонту Ю11 равнялся 25 т/сут. Большинство ранее
пробуренных добывающих скважин было необоснованно выведено в бездействие или
законсервировано. В этот период внимание было обращено на верхние второстепенные
объекты БВ16-17 и БВ93. Быстрый ввод этих объектов за счет перевода скважин с нижнего
объекта позволил восстановить и даже несколько нарастить добычу до 258,6 тыс. т. в 2002
году. Однако прогрессирующее обводнение объектов ЮВ1 и БВ93 привело к росту
обводненности с 31,2 до 61,6 %, а процессы разгазирования на объекте БВ16-17 к
сокращению добычи в 2 раза: до 132,3 тыс. т. в 2003 году.
Отсутствие работ на нижнем объекте ЮВ1, интенсивный отбор жидкости при
повышенных депрессиях, быстрое разгазирование нефти на БВ16-17 привели к таким
негативным
последствиям.
Возникла
потребность
разработать
мероприятия
по
исправлению такой ситуации.
На основе проведенного анализа разработки и выработки запасов нефти были
определены основные причины и предложена программа мероприятий по наращиванию
добычи:
-
на объекте ЮВ1 нормализация пластового давления за счет увеличения
отборов жидкости,
Гл.6
260
Рисунок 6.29. Геологический разрез Ай-Еганского месторождения по линии скважин
Гл.6
261
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Добыча, тыс.т
2000
1500
1000
500
Добыча нефти
Добыча жидкости
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
0
Обводненность, %
2500
Годы
Обводненность
Рисунок 6.30. Динамика показателей разработки Ай-Еганского месторождения.
26.5 МПа
25
25.0
20
текущее
начальное
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
15
1991
Пластовое давление, МПа
30
Годы
Накопленная добыча, тыс.т
Рисунок 6.31. Динамика пластового давления по объекту ЮВ1
10000
8000
6000
4000
2000
0
0
20
40
Характеристика вытеснения
60
80
100
Обводненность, %
Рисунок 6.32. Характеристика вытеснения по Ай-Еганскому месторождению
−
Гл.6
вывод скважин из бездействия и интенсификация отборов объекта ЮВ1;
262
−
РИР на объекте ЮВ1, отсечение промытого пласта ЮВ12 и реперфорация
ЮВ11;
-
на объекте БВ16-17 формирование внутриконтурного и законтурного заводнения
и поддержание компенсации на уровне 200%,
-
на объекте БВ93 ограничение закачки и увеличение отборов жидкости для
нормализации пластового давления.
−
перевод скважин объекта ЮВ1 (выполнивших свое проектное назначение) на
верхние объекты разработки (БВ93, БВ16-17), а также для доразведки и оценки
добывных возможностей объектов БВ18-19, БВ20-21, БВ22.
Программа мероприятий на ближайшие три года представлена в таблице 6.14.
Таблица 6.14. Программа мероприятий
Мероприятия
ГРП, всего:
Перевод с объекта ЮВ1 на
объект, всего:
ОПЗ
Вывод из бездействия, всего:
Оптимизация
РИР (ЮВ1)
Перевод на БВ18-22 с ГРП
Эксплуатационное
бурение, скв
ЗВС на БВ18-19+БВ20-21+БВ22
МУН
Всего
Годы
2007
6
2005-2007 гг.
19
2005
7
2006
6
5
0
1
6
3
14
3
3
2
3
12
3
3
0
3
7
2
4
0
2
2
2
0
2
39
2
4
35
2
5
31
9
33
8
10
2
6 (в т.ч. 2
зависимые)
4
11
105
Еще в процессе рассмотрения проектного документа специалисты ООО СП
«Ваньеганнефть» очень оперативно приступили к реализации предложенной программы
мероприятий, уже в 2004 году на объекте ЮВ1 проведено 7 ГРП (см. табл.6.15). Скважины
являлись малодебитными или безприточными.
Гл.6
263
1200
20
1000
800
15
600
10
400
5
200
0
01.02.2005
Добыча жидкости
01.09.2004
Добыча нефти
01.04.2004
01.11.2003
01.06.2003
0
Действующий добывающий фонд, шт
25
01.01.2003
Суточная добыча нефти, жидкости, т
1400
Действующий доб. фонд
Рисунок 6.33. Динамика суточной добычи нефти и жидкости по объекту ЮВ1
Суточная добыча стабилизировалась (рис. 6.33). Дебит нефти до ГРП составлял 5,6
т/сут., жидкости – 18,2 т/сут. После ГРП дебит жидкости увеличился до 120 т/сут., дебит
нефти до 14,2 т/сут. или в 2,5 раза.
Таблица 6.15. Результаты ГТМ на объекте ЮВ1 Ай-Еганского месторождения
№ скв.
352
386
427
633
642
438Б
646
Среднее
Дебит
нефти,
т/сут
5,3
9,5
2,0
б/д
б/д
б/д
б/д
5,6
до ГРП
Дебит
жидкости,
т/сут
29,0
18,2
7,5
Обводненность,
%
82,0
47,8
73,3
18,2
69,2
Объем
проппанта,
т.
6
6
6
6
20
15
30
12,7
Дебит
нефти,
т/сут
27,6
18,0
20,0
6,0
32,4
7,1
9,7
14,2
после ГРП
Дебит
Обводжидкости, ненность,
%
т/сут
67,8
59,3
157,0
88,5
160,0
87,5
87,0
93,1
131,5
75,4
183,0
96,0
102,6
90,5
120,2
88,2
Доп.
добыча,
тыс. т.
5,45
2,79
1,15
4,56
0,64
1,69
3,96
2,90
На объекте БВ16-17 с проведением ограничения отборов сформирована ячейка в
районе скв. № 394. Отмечается снижение газосодержания до 200 м3/т, стабилизация
дебитов и отборов нефти и жидкости.
На объект БВ18-19 в 2005 году переведено несколько скважин с ГРП. Средний
входной дебит по жидкости 50,4 т/сут., по нефти 26,2 т/сут., входная обводненность
38,8%, не исключено наличие перетоков сверху и снизу (табл.6.16). Для уточнения причин
необходимо проведение ПГИ.
Добыча нефти на Ай-Еганском месторождении в последние годы растущая: 2004г.
– 99 тыс.т.; 2005г.-158.5 тыс.т.; 2006г. - 226.5тыс.т. Прирост добычи составляет 60-40%.
Ожидаемая добыча нефти в 2007 году на уровне предыдущего года – 227.8 тыс. т.
Гл.6
264
Таблица 6.16. Результаты работ на объекте БВ18-19 Ай-Еганского месторождения
№ скв.
623
624
702
375
385
617
622
384
Среднее
Дебит
нефти,
т/сут
в плане
на 2005
год
до ГРП
Дебит
жидкости,
м3/сут
-
Обводненность,
%
-
-
-
Объем
проппанта,
т.
после ГРП
Дебит
Обводжидкости, ненность,
%
м3/сут
63
34
26
45
76
24
16,0
39
71
68
20
30
30
40
30
Дебит
нефти,
т/сут
36
16
49,0
9,0
21
-
-
-
-
30
26,2
50,4
38,8
Доп.
добыча,
тыс. т.
2,560
0,212
-
Таким образом, комплексный анализ и проведенные работы на всех объектах АйЕганского месторождения позволили выявить структуру остаточных запасов нефти,
определить и отработать технологию выработки этих запасов. Все это позволило
остановить прогрессирующее снижение добычи, переломить негативную ситуацию и
увеличить добычу нефти более чем в два раза.
6.8. Особенности реализации новых технологий разработки на Лиственском
месторождении Удмуртской республики
Лиственское
нефтяное
месторождение
в
административном
отношении
расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской
республики, в 30 км к северо-западу от г. Воткинска.
Лиственское
месторождение
открыто
в
1969г.
скважиной
217,
давшей
промышленные притоки нефти. В эксплуатацию введено в 1986 году.
Месторождение
характеризуется
сложным
строением.
Промышленная
нефтеносность установлена в отложениях нижнего и среднего карбона. Выделено три
объекта разработки, объединяющих 11 пластов (рис.6.34): башкирско-верейский
(включающий в себя пласты В-II и В-IIIа верейского горизонта и пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4
башкирского яруса); визейский (объединяющий пласты С1-al алексинского, Тл-II
тульского, Бб-I+Бб-II бобриковского горизонтов); турнейский (представлен пластом С1-t
упинского горизонта).
Основные сведения о строении залежей нефти, характеристик пластов и
коллекторов представлены в таблице 6.17.
Залежи верейских, башкирских, визейских отложений относятся к пластовосводовому типу, турнейских отложений к массивному. Пласты характеризуются
невысокими нефтенасыщенными толщинами. Отмечается высокая расчлененность
продуктивных пластов башкирского, визейского и турнейского ярусов. Продуктивные
пласты верейского горизонта достаточно однородные.
Гл.6
265
Нефти пластов месторождения средние по плотности, высоковязкие (μ>25 мПа*с),
высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. Нефтяной газ с преобладанием азота
(более 80%).
Эксплуатационное разбуривание месторождения продолжалось с 1986 до 1994г.,
параллельно велись геологоразведочные работы.
В 1993г. институтом «УдмуртНИПИнефть» произведен пересчет запасов нефти и
газа, которые составили: балансовые по категории ВС1 – 30309 т.у.т., извлекаемые по
категории ВС1 – 9884 т.у.т., категория запасов С2 отсутствует.
Таблица 6.17. Геолого-физическая характеристика объектов разработки
Лиственского месторождения
№
п/п
Объекты разработки
башкирсковизейский
турнейский
верейский.
1155-1190
1400-1450
1485
пластовая
массивная
карбонатный терригенный карбонатный
Параметры
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Средняя глубина залегания кровли, м
Тип залежи
Тип коллектора
12
13
14
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м
Абсолютная отметка ВНК, м
Коэффициент вытеснения, доли ед.
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
22525
7.35
0.16
0.740
17690
6.52
0.19
0.765
11670
6.33
0.17
0.795
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность
0.078
0.21
5.39
0.145
0.31
5.57
0.153
0.84
2.34
0.890
0.899
0.894
0.895
1040-1055
0.577
0.906
1317.7
0.542
0.920
1361-1365
0.530
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
3
По состоянию на 01.01.2007г. на балансе Лиственского месторождения числится
264 скважины, из них: 192 скважины в добывающем фонде, 38 в нагнетательном фонде и
24 специальных скважин, 10 скважин ликвидировано.
В настоящее время месторождение находится на III стадии разработки:
максимальный уровень добычи нефти на месторождении был достигнут в 1992 году и
составил 409 тыс.т. Вместе с тем в последние 3 года наблюдается некоторый рост добычи
нефти, связанный в первую очередь с интенсификацией разработки визейского и
турнейского объектов.
Гл.6
266
Рисунок 6.34. Схематический геологический профиль по линии скважин
Гл.6
267
Накопленная добыча нефти с начала разработки по Лиственскому месторождению
составила 6067.4 тыс.т. нефти, что составляет 61.4% от начальных извлекаемых запасов
нефти, текущий коэффициент извлечения нефти 0.2, всего отобрано 16320 тыс.т.
жидкости. С начала разработки в продуктивные пласты башкирско-верейского объекта
разработки закачано 5258 тыс.т. воды.
Основная часть накопленной добычи нефти приходится на визейский (48%) и
башкирско-верейский (32%) объекты, на турнейский объект пришлось 20% от
накопленной добычи месторождения.
Башкирско-верейский объект. Разработка объекта началась в 1986 году вводом в
эксплуатацию 11
добывающих скважин. Средний дебит введённых в эксплуатацию
скважин составлял 3.9 т/сут безводной нефти. Разбуривание залежи в проектных объемах
завершилось в 1995 году.
В нагнетательном фонде числилось 38 скважин, из них 35 под закачкой, 3
скважины в бездействии. Фонд контрольных и наблюдательных скважин - 9.
Среднегодовой дебит добывающих скважин башкирско-верейского объекта
за
2006 год составил: по жидкости – 12.7 т/сут, по нефти - 2.0 т/сут.
По состоянию на 01.01.2007г. из объекта добыто 1946 тыс.т. нефти, что составляет
39.2% от утвержденных начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент
извлечения нефти 0.132. В настоящее время объект находится на третьей стадии
разработки и характеризуется падающей добычей нефти в связи с ростом обводненности
добываемой продукции. Максимальная добыча нефти (161 тыс.т.) была получена в 1992
году. В 2006 году добыча нефти составила 50.4 тыс.т. (что соответствует темпу отбора от
НИЗ 1.02%), добыча жидкости – 318.5 тыс.т. , среднегодовая обводненность продукции
84.2%. Показатели эксплуатации башкирско-верейского объекта представлены на
рис.6.35.
Начальное пластовое давление по объекту - 11.9 МПа; текущее пластовое давление
в зоне отбора – 11.67 МПа; текущее пластовое давление в зоне нагнетания – 12.3 МПа;
текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 11.82 МПа. Среднее
давление насыщения по объекту составляет 4.8 МПа.
Анализируя выработку запасов по пластам башкирско-верейского объекта, можно
отметить следующее: наиболее высокая степень выработки запасов отмечается по пластам
B-II и B-IIIa (45.8 % и 43.8 от НИЗ соответственно), наиболее низкая степень выработки
отмечается по пластам A4-3 и A4-4 (6.2% и 2.8% от НИЗ соответственно).
268
Рисунок 6.35. Показатели эксплуатации башкирско-верейского объекта
С 1988 года на башкирско-верейском объекте внедрено холодное полимерное
заводнение (ХПВ). Однако применение данного вида воздействия на Лиственком
месторождении оказалось не достаточно эффективно. Холодное полимерное воздействие
на верейско-башкирском объекте разработки Лиственского месторождения закончено в
мае 2003 года. За этот период в пласты башкирско-верейского объекта разработки было
3
закачано 4411. 3 тыс.м воды, загущенной полиакриламидом (ПАА). С июня 2003 года в
пласты башкирско-верейского объекта закачивается пресная вода.
В 1989 г. "Дополнением к тех. схеме разработки Лиственского месторождения",
было рекомендовано на I объекте разработки термополимерное воздействие (ТПВ):
нагнетание в пласт оторочки "горячего" полимерного раствора, подогретого на забое
нагнетательной скважины до температуры 70°С в объеме 30% порового пространства с
последующим продвижением его закачкой холодной воды. Данная технология была
успешно реализована на турнейском объекте разработки Мишкинского месторождения.
На Лиственском месторождении по организационным причинам ТПВ осуществлено не
было, во все нагнетательные скважины I объекта разработки была продолжена закачка
холодного раствора ПАА.
Из
проводимых
на
объекте
в
добывающих
скважинах
ГТМ
наиболее
эффективными показали себя мероприятие по оптимизации, в частности перевод добычи
с ШГН на ЭЦН (удельный технологический эффект на одну скважину – 3.12 тыс.т.),
увеличение диаметра ЭЦН (удельный техноло-гический эффект на скважину составил
1.043 тыс.т.) и ШГН (удельный технологический эффект на одну скважину – 1.278 тыс.т.)
269
При обработки призабойной зоны нагнетательных скважин хороший эффект
получен от метода СКО, прирост закачки составил 33 м3/сут на одну скважину.
Визейский объект. Разработка объекта началась в 1986 году вводом в
эксплуатацию скважины 4107. Разбуривание залежи в проектных объемах завершилось в
1995 году.
На 01.01.2007 г. на объекте числится 78 скважин. Весь действующий фонд
эксплуатируется механизированным способом, в том числе с помощью
ЭЦН
эксплуатируется 24 скважины, ШГН – 43 скважин. В консервации находится одна
скважина, в бездействии числилось 4 скважины. Фонд контрольных и наблюдательных
скважин - 6.
Среднегодовой дебит добывающих скважин визейского объекта за 2006 год
составил: по жидкости – 29.1 т/сут, по нефти - 8.4 т/сут.
Показатели эксплуатации визейского объекта представлены на рис.6.36.
По состоянию на 01.01.2007г. из объекта добыто 2902.5 тыс.т.
составляет
91.7%
от
утвержденных
начальных
извлекаемых
нефти, что
запасов,
текущий
коэффициент извлечения нефти 0.294. В настоящее время объект находится в третьей
стадии разработки. Максимальная добыча нефти (190 тыс.т.) была получена в 1991 году. В
2006 году добыча нефти составила 204.1 тыс.т. (что соответствует темпу отбора от НИЗ
6.45%), добыча жидкости – 705.5 тыс.т., среднегодовая обводненность продукции 71.1%.
По состоянию на 01.01.2007г. на визейском объекте добыто 2902.5 тыс.т. нефти.
Остаточные извлекаемые запасы нефти в целом по визейскому объекту составляют 262.5
тыс.т.
Основная часть извлекаемых запасов визейского объекта приходится на пласты C1Al
и Tl-II (на них приходится 84% от всех извлекаемых запасов объекта). Следует
отметить, что по пласту C1-Al алексинского горизонта проектный КИН, равный 0.321
д.ед., был достигнут в 2005 году. На 01.01.2007г. из пласта отобрано 108.1% от НИЗ, и
продолжается дальнейшая добыча нефти. Это связано в первую очередь с более высокими
фильтрационно-емкостными свойствами пласта C1-Al по сравнению с остальными
пластами визейского объекта. В частности, средняя проницаемость по пласту C1-Al более
чем в 2 раза выше, чем средняя проницаемость по визейскому объекту (как по результатам
исследования керна, так и по ГДИ). Выработка запасов по пласту Tl-II также происходит
весьма эффективно, текущий отбор от НИЗ составляет 93.2%.
Менее эффективно
вырабатываются пласты Bb-I+Bb-II, по которым отбор от НИЗ составил 53.6%. Учитывая
динамику разработки объекта, можно предполагать, что утверждённый КИН будет
достигнут, а возможно, и превышен. В целом выработка запасов объекта происходит
270
равномерно по площади, участки с повышенными остаточными запасами приурочены к
Добы ча неф ти, жидк ости
центральным областям поднятий.
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1986
1988
1990
1992
1994
Добыча нефти, тыс.т.
1996
1998
2000
2002
2004
2006
Годы
Добыча ж идкости, тыс.т.
Рисунок 6.36. Показатели эксплуатации визейского объекта
Турнейский объект. Разработка объекта началась в 1986 году вводом в
эксплуатацию 3 добывающих скважин. Средний дебит введённых в эксплуатацию
скважин составлял 3.7 т/сут. Разбуривание залежи в проектных объемах завершилось в
1993 году.
На 01.01.2007 год общий фонд объекта составил 32 скважины. Весь действующий
нефтяной фонд эксплуатируется механизированным способом, в том числе с помощью
ЭЦН - 17 скважин, ШГН – 12 скважин. Фонд контрольных и наблюдательных скважин - 3
единицы.
Среднегодовой дебит добывающих скважин турнейского объекта
за 2006 год
составил: по жидкости – 75.5 т/сут, по нефти - 11.6 т/сут. Показатели эксплуатации
турнейского объекта представлены на рис.6.37.
По состоянию на 01.01.2007г. из объекта добыто 1220.8 тыс.т. нефти, что
составляет
69.6%
от
утвержденных
начальных
извлекаемых
запасов,
текущий
коэффициент извлечения нефти 0.216. Начиная с 1991 года, добыча нефти на объекте
начала падать, и в 2000 году снизилась до уровня 42 тыс.т. Начиная с 2001 года, добыча
нефти стала расти, что связано в первую очередь с ростом дебитов жидкости по объекту.
В 2006 году добыча нефти составила 114.14 тыс.т. (что соответствует темпу отбора от НИЗ
6.5%), добыча жидкости – 741.65 тыс.т., среднегодовая обводненность продукции 84.6%.
271
Рисунок 6.37. Показатели эксплуатации турнейского объекта
Выработка запасов турнейского объекта происходит на естественном режиме, в
условиях активной подпитки законтурными водами. По состоянию на 01.01.2007г.
остаточные извлекаемые запасы нефти в целом по турнейскому объекту составляют 534.2
тыс.т. Выработка запасов объекта происходит достаточно равномерно по площади,
участки с повышенными остаточными запасами приурочены к центральным областям
поднятий.
Непосредственно
на
Лиственском
месторождении
для
более
полного
нефтеизвлечения было пробурено 6 боковых горизонтальных стволов (БГС) и один
боковой ствол (БС), из них 5 – на визейский объект и два – на турнейский объект.
Бурение боковых горизонтальных стволов дало хорощую эффективность. Так на
визейском объекте за счет 4-х БГС и одного БС получена дополнительная добыча 48.3
тыс.т. На турнейском объекте получена дополнительная добыча нефти 12.6 тыс.т., за счет
бурения двух БГС.
Эффективность бурения БГС на башкирско-верейской объект Лиственского
месторождения косвенно может быть оценена на основе результатов бурения БГС на
пласт B-II соседнего Мишкинского месторождения (учитывая, что данный пласт является
единым для Лиственского и Мишкинского месторождений). При этом необходимо
отметить, что бурение на верейский объект связано с высокими рисками (процент
успешного бурения БГС на верейский объект Мишкинского месторождения с учётом
динамики показателей работы составил всего 20 %).
272
В связи с тем, что месторождение находится на третьей стадии разработки
последним
проектным
документом
(«Авторский
надзор…»,
Тюмень,
2007г.)
предусмотрены ряд мероприятий, предназначенных для более полного извлечения нефти
из недр.
По башкирско-верейскому объекту разработки:

зарезку 17-ти БС в течение 6 лет разработки, начиная с 2008г., по
результатам бурения первых трёх БС - принятие решения о целесообразности
дальнейшего бурения БС на объекте;

бурение 4 БГС для довыработки запасов пласта ВII в 2009 году;

проведение мероприятий по выравниванию профилей приемистости. В
течение 2007-2009 гг. предусмотрено 8 операций;

проведение мероприятий по дострелу и перестрелу в скважинах в течение
2007-2009 гг.;

проведение ОПЗ, РИР, оптимизации, мероприятия запланированы начиная с
2007 года;

перейти на закачку подтоварной воды. Для подготовки подтоварной воды
потребуется строительство установки предварительного сброса воды (УПСВ).
По визейскому объекту разработки:

перевод 4 скважин (4170, 4079, 304Р, 4128) под закачку в 2008 году в рамках
организации мероприятий по поддержанию пластового давления, с принудительным
ограничением приёмистости по скважинам на уровне 30 м3/сут, и организацией контроля
за темпом и характером обводнения соседних добывающих скважин;

перевод двух скважин добывающего фонда (4046, 4185) на башкирско-
верейский объект в 2008г.;

комплекс ГТМ.
По турнейскому объекту разработки:

дальнейшую разработку продолжить на естественном режиме;

предусмотрена зарезка 2 БГС из скважин (4309, 4222) в 2008 году.
Предложенные мероприятия позволят достичь КИН по башкирско – верейскому
объекту – 0.336 при утвержденном - 0.336; по визейскому – 0.534 при утвержденном
0.321; по турнейскому – 0.392 при утвержденном 0.310. В целом по месторождению –
0.411 при утвержденном - 0.326.
273
6.9. Выводы и предложения по 6 главе
В разделе приведены результаты внедрения авторских технологических решений
на примеры некоторых месторождений. Методологические подходы для малых по запасам
нефти и газа месторождений, предусматривающие нестандартные научно-технические и
технологические решения, а именно изменение системы заводнения, схемы размещения
скважин, бурение горизонтальных и многозабойных стволов, обоснование режимов и
другие, были рассмотрены автором на ряде месторождений.
1. Важной проблемой рационального недропользования является поддержание
уровней добычи нефти и газа за счет ввода небольших месторождений, расположенных в
хорошо обустроенных районах, с использованием новых технологий и технических
решений,
таких
как:
бурение
скважин
с
горизонтальным
окончанием
ствола,
многоствольных и многозабойных скважин, объемный гидроразрыв продуктивных
пластов, одновременно-раздельная эксплуатация, одновременная закачка воды в
несколько пластов, приконтурное и избирательное заводнение и ряд других. В этих
условиях важную роль играет проектирование эффективной разработки месторождений.
2. Для малых нефтяных месторождений стандартный подход к формированию
площадной или рядной системы разработки обычно не применим, так как залежи имеют
небольшие размеры. Здесь требуется приконтурная, либо избирательная система
заводнения. Залежи также могут разрабатываться на естественном режиме. Особую роль в
таких условиях приобретает применение современных технологий проводки скважин и
интенсификации добычи: бурение ГС, разветвленное бурение, МЗС, ОРЭ, ОРЗ, ГРП и др.
К примеру, на Северо-Янгтинском месторождении реализованы строительство и
эксплуатация горизонтальных одно- и двухствольных скважин, что позволило получить
входные дебиты 320 и 880 т/сут соответственно. Уже на второй год эксплуатации добыча
нефти составила 750 тыс.т при темпе отбора от НИЗ – 7,8 %.
3. Чатылькынское месторождение также нефтяное, мелкое, однопластовое. На
месторождении реализуются новейшие технологии, а именно бурение многоствольных
горизонтальных скважин, ГРП в горизонтальном стволе, что позволило уже в начале
разработки добыть 842,0 тыс. т нефти с темпом 19,1 % от НИЗ. Следует, однако,
учитывать, что высокая интенсивность добычи предопределяет опасность быстрого
обводнения залежи.
4. На примере Тамбовского газоконденсатного месторождения показано, что при
разработке малых залежей следует максимально использовать пробуренный фонд
поисково-разведочных скважин, проводку вторых стволов в осложненных геологических
условиях. Данные решения позволяют обеспечить рациональную довыработку запасов и
использование добываемого сырья для местных нужд.
5. Марковское месторождении расположено в Иркутской области. Удаленность от
инфраструктуры, отсутствие газопровода требует внедрения новых технологий для
274
добычи жидких углеводородов (конденсата). Такой технологией является сайклингпроцесс, представляющий собой закачку осушенного свободного газа в пласт с целью
повышения конденсатоотдачи. Предлагается наиболее эффективный вариант реализации
сайклинг-процесса.
6.
Стратегия
разработки
небольших
по
запасам,
трудноизвлекаемых,
рассредоточенных по площади распространения месторождений газа сеноманского
продуктивного комплекса представляет собой следующий подход: фонд действующих
скважин должен состоять из нескольких одиночных скважин (возможно, разведочных),
распределенных равномерно по площади в сводовой или присводовой частях газовой
залежи, либо куста из двух-трех горизонтальных или наклонно-направленных скважин,
перфорация пласта выше ГВК на 2-3 м, способ эксплуатации газовых скважин –
фонтанный лифт.
Все вышеуказанные проектные работы выполнены автором, либо с участием
автора. Все работы прошли экспертизу, рассмотрены на ЦКР Роснедра и утверждены.
275
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Характерной
особенностью
современного
развития
нефтяной
и
газовой
промышленности является переход многих разрабатываемых месторождений в стадию
падающей добычи, то есть можно констатировать, что на фоне роста потребления УВС
ресурсы недр постепенно истощаются. Отсюда вытекает необходимость решения крупной
хозяйственной проблемы, имеющей важное значение для экономики страны –
поддержание и увеличение объемов добычи нефти и газа.
Реальным путем решения этой проблемы является ввод в разработку новых
месторождений, расположенных в хорошо обустроенных районах, но характеризующиеся
сложным геологическим строением, фазовым состоянием и, как правило, небольшими
геологическими запасами. Известно, что на территориях Ямало-Ненецкого и ХантыМансийского автономных округах (ЯНАО и ХМАО), а также в других регионах нашей
страны находится большое количество мелких и средних по запасам нефти и газа
месторождений,
не
введенных
в
разработку.
Данные
месторождения
являются
существенным резервом ресурсной базы региона. Естественно, подходы к разработке
таких месторождений должны существенно отличаться от традиционных общепринятых.
Это касается не только темпов их освоения, но и технологий эксплуатации, подходов к
проектированию разработки и прочего. Принципы их освоения и промышленной
эксплуатации в настоящее время обозначены не достаточно четко, в результате чего
стандартные и типовые схемы разработки оказываются не всегда эффективными.
Имеется реальная возможность поддержания добычи нефти и газа за счет ввода в
разработку небольших по запасам УВС месторождений и залежей, расположенных в
районах с хорошо развитой инфраструктурой. Для освоения ресурсной базы этих
месторождений, необходимо научное обеспечение рациональной разработки, на основе
детального анализа геологических, технико-экономических и промысловых особенностей
эксплуатации продуктивных пластов, выработки запасов нефти и газа разрабатываемых
объектов и обоснования технологий нефте- газодобычи.
1. Проведенный анализ ресурсной базе месторождений на примере ЯНАО показывает,
что по ресурсам и запасам УВС округ является богатейшим и уникальным регионом мира.
Более половины открытых нефтяных месторождений, по классификации ГКЗ Роснедр, мелкие
и содержат до 7% общих извлекаемых запасов нефти категории В+С1+С2. Примерно четверть
газовых месторождений также мелкие и содержат в сумме более 100 млрд м3 газа. Освоение
малых газовых и нефтяных залежей является важным направлением сбережения ресурсов УВС,
содержащихся в уникальных и крупных месторождениях и находящихся в падающей стадии
добычи.
2. Для малых нефтяных залежей формирование традиционных систем разработки
зачастую не возможно и не применимо, так как залежи имеют ограниченные размеры и
большую степень геологической неоднородности. В связи с этим проектирование
276
разработки таких месторождений углеводородного сырья, обычно имеющих сложное
геологическое строение, характеризуется рядом особенностей:
Во-первых, обоснование темпов отбора УВС и интенсивности обводнения сква-жин
становится первоочередной задачей, поскольку именно эти критерии в первую очередь
определяют экономическую составляющую освоения месторождения.
Во-вторых, наличие или отсутствие объектов добычи и подготовки УВС в районе в
значительной мере определяет рентабельность разработки месторож-дения.
В-третьих, геолого-физические особенности объектов разработки, такие как
невысокие фильтрационные и емкостные свойства, наличие обширной переходной зоны,
опасность быстрого прорыва газа или воды в скважину и другие факторы требуют
нестандартных подходов к освоению залежей.
В-четвертых, для малых нефтяных залежей система заводнения может быть только
приконтурная, законтурная, либо избирательная. При этом газовые и газоконденсатные
залежи, как правило, разрабатываются на естественном режиме.
В-пятых, возникает настоятельная необходимость применения совре-менных
технологий проводки скважин и интенсификации добычи (бурение ГС, разветвленное
бурение, строительство МЗС, ОРЭ, ОРЗ, проведение ГРП и др.)
3. Для обоснования темпов отбора нефти и газа, технологий воздействия на пласт
требуется достоверная оценка перспектив освоения месторождения, которая должна
производиться на основании таких критериев как географическое расположение района
освоения, величина запасов УВС, фазовое состояние углеводородных систем, степень
разведанности залежей, степень вовлечения запасов в разработку, качество коллекторов,
наличие и активность водонапорной системы, стадия разработки залежей и другие. Все
параметры, описывающие свойства пластов, объединяются в три большие группы: геологопромысловые характеристики залежей (запасы УВС, тип залежи, тип коллектора и т.д.);
коллекторские и ФЕС продуктивных пластов; физико-химические свойства насыщающих
флюидов.
4. Для оценки потенциально извлекаемых запасов нефти автором предложена
характеристика вытеснения, являющаяся обобщением зависимости Назарова С.Н. –
Сипачёва Н.В. и зависимости Медведского Р.И. Для учета гравитационных сил в пластах
большой мощности предложена слоистая модель пласта с учетом гравитационного
разделения флюидов, отличающаяся рядом преимуществ, а именно:
•
позволяет объяснить и описать часто наблюдаемое явление гравитационного разделения
нефти и воды; обводнение подошвенной части пласта, подтверждаемое результатами
исследований в контрольных скважинах
•
учитывает статистическую составляющую геологического строения пласта;
•
учитывает фактическую динамику добычи нефти и жидкости, независимо от стадии
обводнения;
277
•
характеризуется минимальной погрешностью расчета;
•
позволяет оценивать и прогнозировать динамику добычи жидкости и нефти на
обозримую перспективу.
Теоретические выводы позволили перейти к практическим результатам: учесть и
использовать этот факт для формирования программы ГТМ с учетом структурных
локальных куполов и впадин; послужило основанием для изобретения способа разработки
нефтяной залежи; позволяет проводить модельную оценку текущего насыщения разреза в
скважине.
5. Вышеназванные особенности были учтены авторами при проектировании
разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных на территории ЯНАО. В
частности на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении реализованы такие решения
как строительство и эксплуатация горизонтальных одно- и двухствольных скважин, что
позволило получить высокие входные дебиты от 320 до 880 т/сут. Уже на второй год
эксплу-атации добыча нефти составила 750 тыс.т при темпе отбора от НИЗ – 7.8 %.
Другое месторождение, Чатылькынское, также нефтяное, мелкое, однопластовое.
На месторождении реализуются новейшие технологии - бурение многоствольных
горизонтальных скважин, ГРП в горизонтальном стволе, что позволило уже в начале
разработки добыть 842,0 тыс. т нефти с темпом отбора от НИЗ - 19,0 %. Следует, однако
учитывать, что высокая интен-сивность добычи предопределяет опасность быстрого
обводнения залежи.
Таким образом, на современном этапе нефте- газодобычи, существенно возрастает
роль
методологии
проектирования
и
управления
разработкой
месторождений,
совершенствования методов и подходов к разработке небольших по запасам, но
сложнопостроенных месторождений нефти и газа.
Ниже сформулированы основные выводы и рекомендации, полученные
авторами в рамках проведенных исследований:
1. На основе анализа состояния ресурсной базы малых месторождений показано,
что они являются существенным резервом увеличения добычи нефти и газа, ввод их в
эксплуатацию позволит добывать ежегодно до 30 млн.т нефти и 10 млрд.м3 газа только на
территории ЯНАО.
2. Принципы освоения и разработки малых залежей существенно отличаются от
традиционных подходов и требуют использования скважин сложной архитектуры,
обоснование нерегулярной схемы размещения скважин, использование избирательной
системы заводнения, форсированных отборов жидкости, применение высокоэффективных
ГТМ.
3. Крупные залежи на стадии падающей добычи в процессе заводнения
переформировываются в техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать
как самостоятельные залежи с малыми остаточным запасам, которые концентрируются по
278
площади в районе локальных куполов, а по разрезу - в кровельной части пласта. В
результате чего к ним можно применять авторские подходы, учитывающие специфику
малых залежей.
4. Авторами предложены и обоснованы новые понятия: плотность сетки
горизонтальных скважин, позволяющая рассчитать коэффициент охвата вытеснением
для систем скважин со сложной архитектурой; обобщенный (разукрупненный) объект
разработки, имеющие практическое значение и позволяющие повысить достоверность
проектирования и надежность управления разработкой многопластовых месторождений.
5. Комплексный подход к проектированию разработки малых месторождений
включает использование следующих методов, разработанных при непосредственном
участии автора:
-
методика
месторождений,
технологической
позволяющая
при
оценки
эффективности
минимальном
объеме
освоения
информации
новых
оценить
потенциальные возможности залежи на обозримую перспективу;
-
способ
расчета
потенциально
извлекаемых
запасов
нефти
по
новой
многопараметрической характеристике вытеснения нефти водой, основанный на
обобщении известных зависимостей;
- методические рекомендации формирования программы ГТМ при разработке
месторождений нефти и газа сложного строения, позволяющая обосновать оптимальные
темпы отбора, рассчитать потенциально извлекаемые запасы УВС, ранжировать ГТМ по
степени их эффективности.
6.
Предложен
способ
разработки
нефтяных
залежей,
учитывающий
гравитационные эффекты в гидродинамической системе «нефть-вода» (патент РФ
№2225941), позволяющий учитывать структурные особенности залежей.
7. В практическом плане в ряде технологических схем и проектов разработки
месторождений
автором
предложены
новые
проектные
решения
и
уточнены
технологические показатели разработки, которые позволяют оптимизировать количество
скважин, увеличить охват воздействием, входные дебиты нефти и газа, повысить уровни
добычи УВС. Проектные документы реализованы на месторождениях ЯНАО, ХМАО,
Томской и Иркутской областей, Пермского и Красноярского краев и других регионов и
предусматривают увеличение КИН на 3-5 абсолютных процента.
279
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сайт Администрации ЯНАО. Недра Ямала. 2010,URL: http://www.regionyamal.ru/content/view/512/151.
2. Левинзон И. Л. Газовая кладовая России // «Экономика России. XXI век». 2004. № 14. С. 4850. URL: http://www.ruseconomy.ru/nomer14_200401/ ec48.html.
3. Иванов А.В., Марченко А.Н., Мулявин С.Ф. Характеристика и особенности ресурсной базы
Ямало-Ненецкого автономного округа, история, перспективы развития // Сб. науч. тр. «Новые
технологии для ТЭК Западной Сибири». 2008. Вып. 3. С. 159-168.
4. Иванов А.В., Марченко А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности транспорта и переработки газа,
нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе // Горные ведомости. 2009. № 3. С.
36-41.
5. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Н. и др. Особенности геологического строения и
разработки недонасыщенных залежей Ноябрьского района Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ,
1993. 72 с.
6. Тайк Ф.Л., Городилов В.А. и др. Состояние сырьевой базы ОАО «Ноябрьскнефтегаз» и
перспективы ее развития // Нефтяное хозяйство. 1997. № 12. С. 12-14.
7. Блох А.С., Кондратюк А.Т. и др. Проблемы разработки крупных месторождений
Ноябрьского региона на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. 1997. № 12. С. 36-38.
8. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояния и проблемы разработки нефтяных месторождений
Ноябрьского региона Западной Сибири //Нефтепромысловое дело. 2000. № 10. С. 7-13.
9. Праведников Н.К. О некоторых положениях разработки нефтяных месторождений //
Нефтяное хозяйство. 1979. № 10. С. 25-28.
10. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча-история развития, современное
состояние и прогнозы: монография. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.
Губкина. 2001. 128с.
11. Колесник Е.В. Разработка технологий, повышающих эффективность разработки нефтяных
месторождений горизонтально-направленными скважинами. 2009. Авт. дисс. канд. тех. наук,
ТюмГНГУ.
12. Техника и технология повышения нефтеотдачи пласта. Некоммерческий фонд имени
профессора А.В. Аксарина. Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических
наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.
13. Тытянок В.Н., Драмнов Р.Т. Эффективность разработки залежей нефти с трудно
извлекаемыми запасами путём забуривания вторых стволов // Нефтяное хозяйство. 2001. № 12.
С.40-43.
14. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением
дополнительных стволов / Ю. Х. Ширяев, Г. Г. Даниленко, Н. С. Галицина и др. // Нефтяное
хозяйство. 2001. № 7. С. 51-53.
15. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» /
А. С. Нуряев, Ю. Е. Батурин, В. М. Исаченко и др. // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. С.13-19.
16. Курамшин Р.М. Первые результаты применения технологии зарезки второго ствола на
Ермаковском месторождении // ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 2000. № 7. С 17-19.
17. Нуряев А.С., Балуев А.А., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным
участком из бездействующих добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 106-107.
18. Геонавигация при восстановлении скважин боковыми горизонтальными стволами / В.
Кульчинский, И. Леонтьев, В. Гиря и др. // Бурение и нефть. 2004. № 1. С. 4-6.
19. Медведев Н.Я., Малышев А.Г., Сонич В.П. Анализ применения боковых стволов на
месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 58-62.
20. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны
280
бездействующей скважины / А.С. Оганов, В.М. Беляев, А.С. Повалихин и др. // Нефтяное
хозяйство. 1993. № 9. С. 6-7.
21. Григорян А.М. Разветвленно-горизонтальные скважины – ближайшее будущее нефтяной
промышленности // Нефтяное хозяйство. 1998. №11. С. 16-20.
22.
Грайфер В.И., Фаворский А.А., Шумилов В.А. Некоторые вопросы создания и
функционирования отраслевого банка данных // Нефтяное хозяйство. 2003.№ 10. С. 28-29.
23.
Совершенствование изучения геологической модели с помощью автоматизированных
корреляционных разрезов / Гильманова Р.Х., Нафиков А.З., Сарваретдинов Р.Г.и др.// Нефтяное
хозяйство.2001.№ 8. С.75-77.
24.
Оценка сравнительной эффективности ГТМ по комплексной информации/ Абасов М.Т.,
Эфендиев Г.М., Стреков А.С. и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. №10.С.70-73.
25.
Курамшин Р.М., Деменко А.А. Методика геолого-технологического анализа и
возможность стабилизации добычи нефти // Сб. науч. тр. СибНИИНП, Основные направления
НИР в нефтяной промышленности в Западной Сибири. 1996.С.3-10.
26.
Инструкция «О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и
стволов». РД 08-71-94.
27.
Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и
стволов. Постановление Госгортехнадзора России от 22.03.2000 № 10.
28.
Положение о переводе нефтяных, газовых, нагнетательных и контрольных скважин на
другие горизонты. Постановление Госгортехнадзора СССР от 17.10.1986 № 33.
29.
Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО
«Ноябрьскнефтегаз» / Мухаметзянов Р.Н., Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф. и др. Программа
ГТМ стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз»//Нефтяное
хозяйство. 1997. № 12. С.33-35.
30.
Пути стабилизации и наращивания добычи нефти на месторождениях ОАО
«Ноябрьскнефтегаз» /Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Мулявин С.Ф. и др.//Повышение
уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005гг. Материалы
конференции, г. Ноябрьск, 1997 г. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1998.С.26-35.
31.
Анализ эффективности ГТМ, проводимых ОАО «Ноябрьскнефтегаз» /Шевченко В.Н.,
Курамшин Р.М., Деменко А.А. и др.// Повышение уровня добычи нефти на месторождениях
ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005гг. Материалы конференции в г. Ноябрьск, 1997г.М.:
ОАО ВНИИОЭНГ, 1998. С.26-35.
32.
Андреев В.А. О математическом описании процессов разработки нефтяных
месторождений / Сб. научных трудов. Применение математических методов. Тюмень:
ЗапСибНИГНИ, 1990. C.124-131/
33.
Мулявин С. Ф., Бяков А.В. Учет гравитационных сил в профильной задаче. // Сб. науч.
тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». Тюмень:
ОАО «СибНИИНП», 1995. С. 25-27.
34. Бухаров А.В., Шабелянский В.А. Опыт подбора и тестирования скважин под ГРП /
Материалы 13 научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (28-29
мая 2002г.) Сб.научн.трудов СибНИНП. Тюмень. 2002.С.80-89.
35.
Программа геолого-технологических мероприятий и обоснование уровней добычи
нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрскнефтегаз» на период до 2005 года.
Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф. ОАО СибНИИНП. Тюмень.1997.
36.
Курамшин Р.М. Методика технико-экономического прогнозирования эффективности
проведения ГРП // М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 1999. №4.С.18-24.
37.
Регламент составления проектных технологических документов на разработку
нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М., 1996. 202 с.
38.
Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей
281
нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М., 2000. 130 с.
39.
Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. М., 2002. 120с.
40.
Инструкция по применению классификации запасов месторождения, перспективных и
прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и
порядке представления в ГКЗ ПИ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих
газов. М., 1984. 64 с.
41.
Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник под ред. М.М. Ивановой.
М.: АО ТВАНТ, 1994. 280 с.
42.
Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра,
1985. 223 с.
43. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985. 277 с.
44.
Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах
природных углеводородов. М.: Недра, 1992. 272 с.
45.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов и др. М.: Недра, 1983. 463 с.
46.
Андреев В.А. О математическом моделировании процессов разработки нефтяных
месторождений // Сб. науч. тр. «ЗапСибНИГНИ»: Применение математических методов и ЭВМ
в геологии нефти и газа на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного комплекса. Тюмень,
1991. С. 124-131.
47. Азиз Х., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. 407 с.
48. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 395 с.
49.
Борисов Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных
залежей // Сб.: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. М.:
Гостоптехиздат, 1959. С. 245-260.
50.
Ручкин А.А., Мосунов А.Ю., Горбунов Е.И., Новожилов В.Г. Особенности выработки
запасов и методика планирования работ по ограничению водопритока в массивные залежи
пласта АВ4-5 на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 1997. № 10. C. 33-37.
51.
Майер В.П. Сопоставление схем учета неоднородности фильтрационных потоков в
моделях Баклея-Леверетта и слоистого пласта // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень,
1983. Вып. 57. С. 29-31.
52.
Арушанян О.Б., Залеткин С.Ф. Численное решение обыкновенных дифференциальных
уравнений. М.: Изд-во МГУ, 1990. 336 с.
53.
Мулявин С. Ф., Бяков А.В. Учет гравитационных сил в профильной задаче // Сб. науч.
тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». Тюмень,
ОАО «СибНИИНП», 1995. С. 25-27.
54.
Мулявин С. Ф., Бяков А.В. Учет гравитационных сил в радиальной задаче. //В сб. науч.
тр.: «Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири». Тюмень,
ОАО «СибНИИНП», 1996. С. 57-59.
55.
Мулявин С.Ф., Медведский Р.И. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту // Нефть и газ. Тюмень, 1999. № 3.С. 33-37.
56.
Мулявин С. Ф., Бяков А.В., Боровков Е.В. Применение методов и алгоритмов
одномерного моделирования при настройке истории добычи нефти и жидкости // Сб. науч. тр.:
Проблемы развития нефтяной промышленности
Западной Сибири. Тюмень,
ОАО
«СибНИИНП», 2001. Ч. II. С. 115-118.
57.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В. Методы расчёта относительных фазовых проницаемостей и
их применение при проектировании разработки Суторминского месторождения // Изв. вузов.
Нефть и газ. Тюмень, Тюм. гос. нефтегазовый университет, 1997. №6 С. 90-91.
58.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Антипин М.А. Динамическая модель в характеристиках
282
вытеснения // Сб. науч. тр.: Основные направления НИР в нефтяной промышленности
Западной Сибири. Тюмень, ОАО «СибНИИНП», 1998. С. 42-44.
59.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Чебалдина И.В. Обобщение зависимостей, применяемых для
оценки эффективности МПН, ГТМ // Нефтепромысловое дело. 1998. № 11-12. С. 11-12.
60.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Антипин М.А. Использование обобщенной зависимости
кривой падения дебита нефти для оценки эффективности ГТМ // Сб. науч. тр.: Состояние,
проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в ХХI веке. (Доклад на
конференции 25 лет СибНИИНП). Тюмень, 2000. Ч. II. С. 33-35.
61.
Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с
применением ГРП на основе современных компьютерных технологий. Кац Р.М., Каневская
Р.Д., РД 153-39.2-032-098. М., 1998. 69с.
62.
Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты
месторождений Главтюменнефтегаза. РД 39-0147035-254-88Р, ВНИИ, 1988.
63.
Рощин А.А. повышение эффективности разработки месторождений углеводородов на
основе многозабойных скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук. М., 2009. 24c.
64.
Андреев В.А., Левков П.А., Сартаков А.М. Вытеснение нефти водой из двумерного
пласта по схеме Баклея-Леверетта // Технико-экономические кондиции месторождений
Западной Сибири. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1987, С.26-35.
65.
Регламент на технологию проведения кислотных обработок на месторождениях
Главтюменнефтегаза. СТО 51.00.026.86. Тюмень, СибНИИНП. 1986.
66.
Ревенко В.М. Методика организации постоянно действующей модели разработки
Самотлорского месторождения // Проблемы геологии и разработки Самотлорского
месторождения. Тюмень, СибНИИНП. 1983, С.58-78.
67.
Методика, идентификация параметров и проблемы создания постоянно действующих
адресных геолого-технологических моделей. Курамшин Р.М., Леонов В.И., Мулявин С.Ф. и др
// Нефтяное хозяйство. 1998. № 5. С. 51-58.
68.
Леонов В.И., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Применение модельных функций ОФП при
восстановлении истории разработки участка объекта БС11 Муравлен-ковского
месторождения //Сб: Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири.
Тюмень, ОАО «СибНИИНП». 2001. Ч. II. С. 104-109.
69. Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Телишев А.А., Антипин М.А., Боровков Е.В. Использование
функций ОФП в настройке многомерных гидродинамических моделей. // Сб. науч. тр. ОАО
«СибНИИНП»: Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири.
Тюмень, 2000. С. 62-65.
70.
Алгоритм оценки эффективности комплексных ГТМ. Мулявин С.Ф., Бяков А.В.,
Антипин М.А., Нефедова В.П. // Сб. науч. тр. ОАО «СибНИИНП»: Основные направления
НИР в нефтяной промышленности Зап.Сибири. Тюмень, ОАО «СибНИИНП». 2000. С. 150-152.
71.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В. Методы расчёта относительных фазовых проницаемостей и
их применение при проектировании разработки Суторминского месторождения. //Изв. вузов.
Нефть и газ.- Тюмень, Тюм. гос. нефтегазовый университет.- 1997. №6- С. 90-91.
72.
Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Опыт применения метода характеристик и его обобщение //
Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, Тюм. гос. нефтегазовый университет. 1997. №6 С. 77-78.
73.
Бяков А.В., Мулявин С.Ф., Нефёдова В.П. Проблемы моделирования и оценка
структуры остаточных запасов нефти на примере Суторминского месторождения // Изв. вузов.
Нефть и газ. Тюмень, Тюм. гос. нефтегазовый университет. 1997. №6, С. 78-79.
74.
Алгоритм оценки величины остаточных запасов нефти на примере пласта БС102
Суторминского месторождения. Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Нефёдова В.П., Макуров А.Д. //
Сб. науч. тр.: Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз»
283
в 1998-2005 гг. (Материалы конференции, г. Ноябрьск). М.: ВНИИОЭНГ, 1998. С. 300-304.
75.
Мулявин С.Ф. Исследование и регулирование процессов разработки нефтяных
месторождений с учетом гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности.
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень,
2004. 24 с.
76.
Расчет функций ОФП для гидродинамического моделирования. Мулявин С.Ф.,
Медведский Р.И., Бяков А.В., Телишев А.А., Чебалдина И.В. // Сб. науч.тр: Состояние,
проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в ХХI веке. (Доклад на
конференции 25 лет СибНИИНП). Тюмень, 2000. Ч.I.С.56-59.
77.
Результаты исследования, модель процесса заводнения и образования техногенных
водонефтяных зон на Суторминском месторождении. Курамшин Р.М., Леонов В.И., Мулявин
С.Ф., Бяков А.В. // Сб. науч. тр.: Основные направления НИР в нефтяной промышленности
Западной Сибири. Тюмень, ОАО «СибНИИНП». 1999. С. 51-59.
78.
Уточнение геологической модели и анализ выработки запасов нефти Пограничного
месторождения. Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф., Нефедова В.П., Ульянова В.П. Тюмень, 2001,
ООО «Опцион-ТМ Холдинг», 200 с.
79.
Чебалдина И.В., Бяков А.В., Мулявин С.Ф. Математическое моделирование процесса
разработки на примере Муравленковского месторождения // Сб. науч. тр.: Основные
направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО
«СибНИИНП». 1999. Ч. I. С. 33-35.
80.
Мулявин С.Ф., Бяков А.В., Телишев А.А., Нефедова В.П.Обобщение коэффициента
охвата на сетки скважин с горизонтальными стволами //Основные направления научноисследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, ОАО
«СибНИИНП». 2002. С.31-35.
81.
Бяков А.В., Кузьмин А.В., Мохова Н.А., Мулявин С.Ф. Определение коэффициента
охвата участка Вынгаяхинского месторождения, разрабатываемого горизонтальными
скважинами //Вестник недропользователя ХМАО. 2003. №16, С.20-24.
82.
Сорокин А.В., Войтов О.В., Зубов И.Н., Мулявин С.Ф.Проблемы ремонтноизоляционных работ для пластов группы ПК с низким давлением разрыва // Новые
методы и технологии разработки месторождений газа и нефти Крайнего севера. Сб.трудов
кафедры РЭГиГМ, ТюмГНГУ. 2006. Вып. 3. С. 108-115.
83.
Сорокин А.В., Войтов О.В., Мулявин С.Ф. Применение моделирования ремонтноизоляционных работ для пластов группы ПК с низким давлением разрыва.// Горные ведомости,
2008. № 5. С. 50-55.
84.
Юдаков А.Н., Савенков В.Ю., Мулявин С.Ф. Результаты бурения вторых стволов на
месторождениях ОАО Сибнефть-ННГ//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и
на море. 2004. №5. С.2-10.
85.
Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф., Юмачиков Р.С., Морозов О.Н. Методические
рекомендации по составлению программы ГТМ //Основные направления НИР в нефтяной
промышленности Зап. Сибири. Сб.науч.трудов ОАО СибНИИНП. Тюмень, 2004.С. 138-148.
86.
Курамшин Р.М., Мулявин С.Ф., Юмачиков Р.С., Морозов О.Н. Методические
рекомендации по составлению программы ГТМ // Бурение и нефть. М. Сентябрь 2004. С.8-11.
87.
Пермяков В.Д., Плетнева А.Д., Мулявин С.Ф. Результаты работ на Чайкинском
месторождении // Горные ведомости. 2007. № 6. С.30-35.
88.
Филатов Н.В. Шешуков Н.Л. Плетнева А.Д. Промзелева Н.А. Мулявин С.Ф.
Промыслово-геологические особенности Мессояхского газогидратного месторождения //
Нефть и газ Западной Сибири: Материалы всероссийской научно-технической конференции.
Т.1. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. С.123-126.
89.
Крохалев И.В., Филатов Н.В. Мулявин С.Ф., Кравцова М.В., Дергачев Р.В. Результаты
284
работ на Северо-Соленинском газоконденсатном месторождении // Новые технологии нефтегазовому региону: Материалы 6-й региональной научно-практической конференции.
Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007.С.37-49.
90.
Даровских С.В., Крохалев И.В., Мулявин С.Ф. Промыслово-геологические особенности
Мессояхского газогидратного месторождения // Вестник недропользователя ХМАО. 2007. №
18. С. 47-53.
91.
Филатов Н.В., Крохалев И.В., Зуева Н.И., Романова Н.В., Стешенко И.Г., Мулявин С.Ф.
Геологические особенности строения месторождений УВ Норильского района // Горные
ведомости. 2008. № 3. С. 44-55.
92.
Тарасов А.В., Федулов В.В., Мулявин С.Ф., Дергачёв Р.В., Злобина Л.В., Кравцова М.В.
Особенности строения и разработки Тамбовского газоконденсатного месторождения // Горные
ведомости. 2008. № 3. С. 64-70.
93.
Юдаков А.Н., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. Выработка остаточных запасов нефти
Пограничного нефтяного месторождения // Горные ведомости. 2008. № 4. С.34-44.
94.
Юдаков А.Н., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. Технология выработки остаточных запасов
нефти Пограничного нефтяного месторождения // Бурение и нефть. 2007. № 10.С.8-10.
95.
Юдаков А.Н., Кравцова М.В., Мулявин С.Ф. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении //Горные ведомости. 2008. №6.С.44-50.
96.
Мулявина Э.А., Мулявин С.Ф. Профессиональная подготовка выпускников к рынку
труда. Проблемы и пути решения// Международная научно-практическая конференция.
Посвящается 45-летию Тюменского индустриального института им. Ленинского комсомола.
Тюмень, 2008. С.246-249.
97.
Семенов В.Н., Пуртова И.Н., Сорокин А.В., Кирилов С.И., Гималеев Р.Х., Мулявин С.Ф.
Геологическое строение и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения // Сб. науч. тр.
«Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». 2008.Вып. 3. С. 168-180.
98.
Тарасов А.В., Марахтанова Л.В., Жидков В.В., Мулявин С.Ф. Особенности
моделирования газоконденсатной залежи Тамбовского месторождения // Сб. науч. тр.
«Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». 2008. Вып. 3. С. 180-187.
99.
Сапожников А.Е., Плетнёва А.Д., Промзелёва Н.А., Мулявин С.Ф. Особенности
геологии и разработки Лиственского месторождения Удмуртской республики // Сб. науч. тр.
«Новые технологии для ТЭК Западной Сибири». 2008.Вып. 3. С. 283-293.
100. Плетнёва А.Д., Промзелёва Н.А., Мулявин С.Ф., Чихирин А.А. Особенности геологии и
разработки Романовского месторождения // Горные ведомости. 2008. № 11. С. 54-61.
101. Нуриев М.Ф., Юдаков А.Н., Кильдышев С.Н., Мулявин С.Ф.. Особенности
геологического строения и разработки Чатылькынского нефтяного месторождения // Горные
ведомости. 2008. № 12.С. 54-64.
102. Сорокин А.В., Дубков И.Б., Минаков С.В., Ярославцев К.В., Мулявин С.Ф.
Распределение продукции скважин совместно эксплуатирующих несколько продуктивных
горизонтов (тезисы)// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала
Западной Сибири: Сб. науч. тр. междунар. академ. конф. Тюмень, 2007. С. 296-301.
103. Сорокин А.В., Войтов О.В., Мулявин С.Ф. Методика контроля характеристик работы
скважины (статья) // Вестник недропользователя. 2008. №19. С. 24-27.
104. Сорокин А.В., Войтов О.В., Кривова Н.Р., Мулявин С.Ф. Аналитическая методика
раздела продукции по совместным скважинам (статья) // Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений. 2008. № 5. С. 43-47.
105. Семенов В.Н., Пуртова И.П., Сорокин А.В., Кирилов С.И., Гималеев Р.Х., Мулявин С.Ф.
Особенности геологического строения и проблемы разработки Ван-Еганского месторождения
(статья) // Бурение и нефть. 2008. № 8. С. 30-33.
106. Филатов Н.В., Крохалев И.В., Лапердин А.Н., Смирнов А.П., Плетнева А.Д.,
285
Промзелева Н.А., Мулявин С.Ф. Промыслово-геологические особенности Мессояхского
газогидратного месторождения. Гипотезы и факты // Бурение и нефть. 2008. №7-8. С.23-27.
107. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Марченко А.Н. Проблемы доразработки Мессояхского
газового месторождения и пути их решения // Науч. техн. журнал «Наука и техника в газовой
промышленности». 2008. №4. С.80-86.
108. Рязанцев Г.А., Крохалев И.В., Кравцова М.В., Мулявин С.Ф. Особенности
геологического строения и разработки Пеляткинского газоконденсатного месторождения //
Горные ведомости. 2009. № 1. С. 52-60.
109. Нуриев М.Ф., Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. и др. Особенности геологического строения,
итоги и перспективы разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения //
Горные ведомости. 2009. № 2. С. 38-47.
110. Иванов А.В., Марченко А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности ресурсной базы ЯмалоНенецкого автономного округа. История и перспективы развития // Горные ведомости. 2008. №
8. С. 36-41.
111. Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности геологического строения и проблемы
разработки Северо-Янгтинского месторождения // Горные ведомости. 2009. № 4. С.44-53.
112. Марченко А.Н., Иванов А.В., Мулявин С.Ф., Терешенков Г.М. Учет температурного
фактора при разработке газовых и газоконденсатных месторождений // Горные ведомости.
2009. № 4. С. 60-67.
113. Савченко С.И., Сабанчин И.В., Плетнева А.Д. , Мулявин Е.С., Мулявин С.Ф.
Особенности геологического строения и разработки Марковского месторождения // Горные
ведомости. 2009. № 5. С. 62-67.
114. Савченко С.И., Сабанчин И.В., Назаров А.В. и др. Возможности рентабельного
увеличения конденсатоотдачи Марковского нефтегазоконденсатного
месторождения. //
Горные ведомости. 2009. № 6. С. 54-61.
115. Савченко С.И., Сабанчин И.В., Дурягина В.В. и др. Особенности геологическое
строение Западно-Аянского месторождения // Горные ведомости. 2009. № 7. С. 58-65.
116. Юдаков А.Н., Назаров А.В., Мулявин С.Ф. Особенности геологического строения
Сугмутского месторождения // Горные ведомости. 2009. № 12. С. 40-51.
117. Марченко А.Н., Иванов А.В., Мулявин С.Ф. История, перспективы и особенности
развития Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) // Науч. техн. журнал «Нефть. Газ.
Новации». Самара, 2009. №11-12. С. 6-10.
118. Марченко А.Н., Иванов А.В., Мулявин С.Ф., Терешенков Г.М. Особенности разработки
газовых месторождений Норильского региона // Науч. техн. журнал «Нефть. Газ. Новации».
Самара, 2009. № 11-12. С. 38-42.
119. Юдаков А.Н., Дубив И.Б., Мулявин С.Ф. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки на ЮЛТ Приобского месторождения // Бурение и нефть. 2009. № 5. С.36-39.
120. Пат. 2225941 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. С.Ф.
Мулявин, Р.И. Медведский, В.И. Леонов, А.В. Бяков (Россия). № 2002123265/03. Заявлено
29.08.2002; опубл. 20.03.2004; бюл. № 8. С.12.
121. Приоритетная справка (заявка на изобретение) № 2002123265 от 29 августа 2002 г.
122. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального
градиента давления. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2000. 185 с.
123.
Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки месторождений с
водонапорным режимом. М.: «Недра», 1973. 240 с.
124.
Колганов В. И., Сургучёв М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и
пластов. М.: «Недра», 1966. 264с.
125.
Сазонов Б. Ф. Характеристики процесса вытеснения несмешивающихся жидкостей в
систему скважин // Тр. Гипровостокнефть. М.: Гостоптехиздат, 1962. Вып. 5. С. 82-88.
286
126. Мулявин С.Ф. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное
пособие, ТюмГНГУ. 2011. 204 с.
127.
Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр РД
39-0147035-214-86. М., 1986. 254 с.
128. Копытов А.В. Определение извлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах при
разработке их на истощение // Нефтяное хозяйство. 1970. № 2. С. 32-34.
129. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на
поздней стадии разработки нефтяных залежей // Изв. Вузов. Нефть и газ. 1972. № 10. С. 41-45.
130.
Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального
извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974.
№ 3. С. 22-23.
131.
Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по
характеристикам вытеснения нефти водой. М., ВНИИОЭНГ, РНТС «Нефтепромысловое дело».
1976. № 8. С.5-7.
132.
Пирвердян А.М., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б. и др. К вопросу о прогнозе добычи
нефти и попутной воды при разработке слоисто неоднородных пластов // Азербайджанское
нефтяное хозяйство. 1970. № 11. С.19-22.
133.
Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.:
Недра, 1965. С. 420-423.
134.
Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период его
падения // Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ «Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири». Тюмень, 1987. С. 26-35.
135.
Атанов Г.А., Вашуркин А.И., Ревенко В.М. К вопросу прогнозирования разработки
нефтяных месторождений по промысловым данным // Проблемы нефти и газа Тюмени.
Тюмень, 1973.Вып. 17.С. 15-17 (35-36).
136.
Юрьев А.Н. Расчет коэффициента охвата процессом вытеснения в системе скважин //
Сб. науч. трудов СибНИИНП «Проблемы ускорения научно-технического прогресса в области
разработки нефтяных месторождений Западной Сибири». Тюмень, 1987.С.84-92.
137.
Курамшин Р.М., Бриллиант Л.С., Ревенко В.М. Экспресс-метод оценки коэффициента
охвата. Труды СибНИИНП. 1998. С. 149-155.
138.
Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва
пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Нефтяное хозяйство.
2002. №6. С. 116-119.
139.
Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта.
М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 40 с.
140.
Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и
газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. 212 с.
141.
Курамшин Р.М. Оценка влияния применения гидроразрыва пласта на объем
вовлекаемых в разработку запасов нефти // Нефтепромысловое дело. 1999. №4. С. 24-25.
142. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. 2003. 360 с.
143. Севастьянов А.А. Совершенствование проектирования разработки малых месторождений-спутников на естественном режиме. Авт. дисс. канд. техн. наук. Тюмень,2000. 25с.
144.
Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. – М.: ВНИИГаз,
2000. – 189 с.
145.
Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения
методов увеличения нефтеотдачи. РД 153-39.1-004-96. М.,1993. 88 с.
146.
Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пласта. Опыт нефтяников
Башкирской АССР. М., 1958. 140с.
147.
Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 163с.
287
148.
Экономидис М.Д, Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты / Под ред.
д.т.н. А.И.Булатова. Краснодар: ВНИИКрнефть,1992. Ч.1. 538 с.
149.
Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. Гидроразрыв пласта:
внедрение и результаты, проблемы и решения. Лангепас-Тюмень, 2001. 238с.
150.
Вагнер А.М., Кильдышев С.Н. Анализ проведения ГРП на Муравленковском и
Вынгапуровском месторождениях ОАО Ноябрьскнефтегаз // Основные направления научноисследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. ОАО СибНИИНП.
Тюмень. 1997. С. 105-112.
151.
Гузеев В.В., Поздняков А.А., Виноградов И.А., Юрьева Ю.И. Комплексный подход к
анализу эффективности ГРП на месторождениях Западной Сибири // Новые идеи поиска,
разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды научно-практической конференции
VII Международной выставки «Нефть, газ - 2000» (Казань, 5-7сентября 2000 года). В 2-х томах.
Казань: Экоцентр, 2000. Т.2. С. 348-355.
152.
Гусев С.В., Белоусов Б.И., Коваль Я.Г. Опыт и перспективы применения гидроразрыва
пласта на месторождениях ОАО Юганскнефтегаз // Основные направления научноисследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. ОАО СибНИИНП.
Тюмень, 1997. С. 96-104.
153.
Малышев А.Г., Малышев Г.А., Журба В.Н., Сальникова Н.Н. Анализ технологии
проведения ГРП на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз // Нефтяное хозяйство. 1997. № 9. С.
46-51.
154.
Уолкотт Дон. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Метод
Велджа, Дикстра-Парсонса. Пер. с англ. Наумов Ю.А. М., 2001. 144с.
155.
Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и
приемистости скважин (ГРП). Пер. с румын. М.: Недра,1985. 1.184.
156.
Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П., Праведников Н.К. Вопросы совершенствования
разработки нефтяных месторождений Западной Сибири //Геология и разработка нефтяных
месторождений Западной Сибири. Труды. Тюмень, 1974. Вып. 40. С. 85-90.
157.
Свищев М.Ф., Вашуркин А.И., Пятков М.И., Праведников Н.К., Фаин Ю.Б. Методы
повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство.1979. № 10. С. 29-30.
158.
Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения //
Нефтяное хозяйство.1974. № 6. С.26-29.
159. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых
месторождений России. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996.Т.1. 280 с.
160.
Богданов В.Л., Матвеев Н.И., Батурин Ю.Е. и др. Проблемы и результаты разработки
месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2. С. 28-31.
161.
Батурин Ю.Е. Создание методических основ проектирования рациональных систем
разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Дисс. на соиск.
учен.степ. докт. техн. наук. Тюмень, 1987. 355 с.
162.
Батурин Ю.Е., Майер В.П. К выбору варианта разработки нефтяного месторождения //
Проблемы нефти и газа Тюмени. Труды ин-та ЗапСибНИГНИ. 1974. Вып. 22. С. 31-33.
163.
Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазной
фильтрации «Техсхема» // Нефтяное хозяйство. 2002. №3. С. 38-42.
164.
Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой
среде. Екатеринбург: Путиведь, 2000. 208 с.
165.
Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с
трудно извлекаемыми запасами нефти // Проектирование и разработка нефтяных
месторождений (материалы научно-практической конференции ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.) М.:
ВНИИОЭНГ, 1999. С. 116-135.
166.
Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых
288
коллекторов / Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев, В.П. Сонич, А.Н. Юрьев. // Повышение
нефтеотдачи пластов (Труды международного технологического симпозиума, 13-15 марта
2002г.) - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002. С. 22-33.
167.
Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: учебник для вузов. 3-е изд., стер. /
В.И.Щуров. М.: Издательский дом «Альянс», 2009. 510 с.: ил.
168. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982. 192с.
169.
Борисов Ю.П., Рябинина 3.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки
нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976. 288с.
170. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных и газовых
месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. 320 с.
171.
Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами.
М.: Недра, 1969. 190 с.
172.
Фаткуллин Р.Х., Вакула Я.В., Поваляев А.И., Юсупов И.Г. Некоторые аспекты
технологии бурения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана // Нефтяное
хозяйство. 1998. № 4. С. 63–65.
173.
Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые
принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. 2004. Институт проблем
нефти и газа РАН. 520с.
174.
Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газаконденсатных
месторождений. Учебник для вузов. М.: Недра, 1981. 320с.
175. Сохошко С. К. Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и
нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач. Авт. дис. на соис. уч. ст.
докт. техн. наук. Тюмень, 2008. 43 с.
176. Клещенко И.И., Крылов Г.В., Сохошко С.К. Гидроразрыв газоконденсатных объектов
на месторождениях севера Западной Сибири. Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2007. 211с.
177. Сорокин А.В. Разработка методов управления гидродинамическими режимами
совместных скважин при эксплуатации двух пластов (на примере Ван-Еганского
месторождения). Дис. на соис. уч. ст. канд. техн. наук. Тюмень, 2008. 141 с.
178. Леонов В.А. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких объектов
разработки на Ваньеганском месторождении / Леонов В.А., Донков П.В. // Пути
реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 2001. С.442-448.
179. Леонов В.А. Воздействие на группу пластов одной сеткой скважин при разработке
новых объектов / Леонов В.А., Донков П.В., Войтов О.В., Сорокин А.В. // Стендовый доклад на
12-м Европейском симпозиуме повышения нефтеотдачи пластов. Материалы выставки «Нефть,
газ. Нефтехимия 2003». Казань, 2003.
180. Заббаров Р.Г. Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов на
поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Авт. дис. на соис. уч. ст. к.т.н. Бугульма,
2009. 24с.
181. Ибрагимов Н.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М., Глуходед А.В., Балбошин В.А.
Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» //
Нефтяное хозяйство. 2009. №7. С. 30-33.
182. Тахаутдинов Ш.Ф. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО
«Татнефть» /Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Гарифов К.М.,
Кадыров А.Х. // Нефтяное хозяйство. 2006, №3. С. 58-61.
183. Куликов А.Н., Захаров В.П. Результаты факторного анализа эффективности методов
интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу пластов Тарасовского и
Барсуковского месторождений: электронный научный журнал «Исследовано в России».2005. С.
2298-2306. URL: http://zhurnal.ape.relarn.ru/ articles/2005223.pdf.
184. Амерханов М.И. Исследование условий эффективного применения горизонтальных
289
скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Авт. дисс. на соис. уч.
ст. к.т.н. Бугульма, 2008. 24с.
185. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Чугунов П.С. Мировой и
отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями // Газовая промышленность.
– Москва, 1995. - №3. –С.24-26.
186. Мулявин С.Ф., Грачев С.И., Лапердин А.Н. Технологии разработки залежей
углеводородов с низкими емкостными характеристиками. Тюмень. ТюмГНГУ, 2011, 201 с.
187. Теоретические основы применения горизонтальных скважин / Гриценко А.И., Зотов
Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Юбилейный сборник трудов. М.: 1996. Т. 2. С. 71-82.
188. Крылов В.И., Михайлов Н.Н., Никитин Б.А. Проблемы повышения продуктивности
горизонтальных скважин // Фундаментальные проблемы нефти и газа. М.: Недра, 1996. 230 с.
189. Справочное руководство по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.
Добыча нефти. М.: Недра, 1984.
190. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М. и др. Разработка и эксплуатация
нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник для вузов/ Под ред.
Гиматудинова Ш.К. М.: Недра, 1988.
191. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Амелин
И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Учебник для вузов. М.: Недра, 1978.
192. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д.
Розенберг и др. М.: Недра, 1983.
193. Сафин С.Г. Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из
недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов. Авт. дис. на соис. уч.
ст. докт. техн. наук. Уфа, 2008. 47 с.
194. Мухаметзянов Р.Н. Состояние и перспективы разработки месторождений ОАО
«Газпром нефть»// Нефтяное хозяйство. 2006. № 12. С. 10-14.
195. Фахретдинов Р.Н., Назметдинов Р.М., Басниева И.К. Роль современных технологий
нефтеизвлечения в повышении эффективности разработки месторождений ОАО «Газпром
нефть» // Нефтяное хозяйство. 2006. № 12. С. 15-19.
196. Акчурина О.Ю. Разработка краевых маломощных зон залежей горизонтальными
скважинами на примере пласта БС100 Спорышевского месторождения // Нефтяное хозяйство.
2006. № 12. С. 30-32.
197. Гапонова Л.М. Повышение эффективности разработки месторождений на основе
мониторинга геолого-гидродинамических моделей // Нефтяное хозяйство. 2006. № 12. С.36-39.
198. Гусев С.В., Бриллиант Л.С., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения
ГРП на месторождениях Западной Сибири// Материалы совещания «Разработка нефтяных и
нефтегазовых месторождений» (г. Альметьевск, 1995). М.: ВНИИОЭНГ, 1996. С.291-303.
199. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности ГРП на
месторождениях Юганскнефтегаз // Нефтяное хозяйство.1991. №7. С.15-18.
200. Карнаухов М.Л., Крамар О.Г., Гапонова Л.М. Особенности выполнения ГРП на
месторождениях Ноябрьского региона // Нефтепромысловое дело М.,1999. №6. С.41-43.
201. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г. и др. Анализ эффективности разработки
залежей нефти Самотлорского месторождения с применением ГРП //Нефтяное хозяйство М.,
1997. №10. С. 50-53.
202. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти
Нижневартовского района с применением ГРП // Нефтяное хозяйство – М., 1997. №10. С.54-58.
203. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Журба В.Н. и др. Анализ технологии применения ГРП
на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз // Нефтяное хозяйство. М., 1997. №9. С.40-46.
204. Багаутдинов А.К., Гавура А.В., Панков Е.Н. Анализ эффективности ГРП на
290
месторождениях ОАО Томскнефть // Нефтяное хозяйство. М., 1996. № 6. С.52-55.
205. Московцев О.А., Погонищев В.И., Воротилин О.И. и др. ГРП на Малобалыкском
месторождении ПО Юганскнефтегаз// Нефтяное хозяйство. М.,1992. № 5.С.22-23.
206. Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Совершенствование методов геологического
изучения, анализа и проектирование разработки газовых месторождений севера Западной
Сибири. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. 390 с.
207. Юдаков А.Н., Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф. Геолого-промысловые особенности
выработки запасов нефти крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть –
Ноябрьскнефтегаз» // Горные ведомости. 2010. №10. С.48-69.
208. Янин А.Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Сборник
статей. Тюмень-Курган: изд-во «Зауралье». 2010. 608 с.
209. Телишев А.А., Боровков Е.В. Прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском
месторождении в результате применения гидроразрыва пласта // Проблемы развития нефтяной
промышленности Западной Сибири. Доклады на XII научно-практической конференции
молодых ученых и специалистов. Тюмень, 2001. Ч. II. С. 66-70.
210. Телишев А.А., Чебалдина И.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю. Анализ применения
гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении // Состояние, проблемы, основные
направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. Доклады на научнопрактической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП. 2000. Ч. II. С.175-182.
211. Попов О.И., Перов В.А., Васильев Э.В., Мулявин С.Ф. Особенности разработки малых
нефтегазовых месторождений на примере Высоковского нефтегазового месторождения.
Сборник тезисов докладов Тюмен-НИИгипрогаз. 2010. С. 65-67.
212. Дурягина В.В., Самсоненко А.В., Булыгин А.В. и др. Особенности геологического
строения и разработки Хвойного месторождения. Сборник тезисов докладов
ТюменНИИгипрогаз. 2010. С. 81-83.
213. Мулявин С.Ф., Романова Н.В., Стулень О.С., Ахматов А.Х., Исаева А.Г.
Предупреждение и борьба с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями на Туркинском
месторождении. Сборник тезисов докладов ТюменНИИгипрогаз. 2010. С. 122-124.
214. Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н., Анализ эффективности реализуемых систем
разработки на Сугмутском месторождении // Горные ведомости. 2010. №9. С. 70-79.
215. Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. Особенности проектирования разработки малых
залежей нефти на примере Северо-Пямалияхского месторождения // Горные ведомости,
№9, 2011, с.60-69.
216. Ремизов В.В., Гриценко А.И., Карасевич А.М. Газификация регионов России с учетом
освоения малых месторождений газа и нефти. Новые высокие технологии для нефтегазовой
промышленности и энергетики будущего. Первый Международный конгресс. -М.: 1997, т.1., с.
74-92.
217. Ремизов В.В., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Направления научно-технического
прогресса в газовой промышленности/ Юбилейный сборник трудов "50 лет газопроводу
Саратов-Москва". -М.: ООО "ИРЦ Газпром", 1996, т.1, с.111-120.
218. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н., Меркушев М.И. Геолого-геофизическое
моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей и концептуальные подходы к
их освоению. -М.: ИРЦ Газпром, 2000, 273с.
219. Масленников В.В. Типы пород-коллекторов газового месторождения Медвежье. Сер.:
Нефтегазовая геология. –М.: ВНИИОЭНГ, 1976, № 11, с. 21-25.
220. Масленников В.В., Ханнанов З.Д. Группирование пород коллекторов для достоверной
оценки пористости при неравномерном выносе керна/ НТС Геология нефти и газа. -М.: 1978, №
9, с.14-17.
221. Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки
291
крупных газовых месторождений. -М.: Недра, 1993.
222. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных
комплексов. -Л.: Недра, 1991, 264с.
223. Масленников В.В., Федорцов В.К. Комплексное изучение выноса керна породколлекторов газовых скважин Севера Тюменской области. Разведочная геофизика. М.: Недра,
1980, вып. 90, С. 119-125.
224. Гриценко А.И., Седых А.Д. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти
России. Концепция освоения. - М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.
225. Онищук Т.М., Панов С.Ф., Романенков В.А. Баланс перспективных ресурсов нефти,
свободного газа и конденсата категория С3 по состоянию на 01.01.1998 г. Раздел "Газ". Тюмень, ЗапСибГеонац, 1998, С.130-211.
226. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции
горизонтальных газовых скважин.- М: издательство «Техника», 2001.-95 с.
227. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин,
вскрывших газовые и газонефтяные пласты.- М.: Недра, 1995. – 131 с.
228. Рамазанов И.Д., Лапердин А.Н. Горизонтальное бурение как способ повышения
продуктивности скважин // Сборник научных трудов НПП «Тюменгазтехнология». Проблемы
повышения газоконденсато- и нефтеотдачи на месторождениях Севера Западной Сибири. Тюмень, 1991. С.44-48.
229. Анализ результатов бурения горизонтальных скважин на месторождениях Ноябрьского
региона. /Бакина М.Г., Смирнова И.Г., Бяков А.В. и др. // Материалы XIII научно-практической
конференции молодых ученых и специалистов (28-29 мая 2002г.) – Тюмень, 2002, С.90-100.
230. Юдаков А.Н., Мулявин С.Ф. Реализация систем разработки с горизонтальными
скважинами на Сугмутском месторождении. // Наука и ТЭК, №1, 2011. С18-21.
231.
Лисовский Н.Н., Бриллиант Л.С., Шубин А.С., Антипин М.А., Девятков А.П.
Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки
месторождений.//Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти
и газа и повышения нефтегазоотдачи. Труды IV Международного технологического
симпозиума. - М.: 2009, С.82-91.
232. Бахир С.Ю., Захаров Л.Г., Зарубин А.Л., Бриллиант Л.С., Клочков А.А., Антипин М.А.
Методология исследований структуры остаточных запасов нефти, на примере объекта БВ82
Варьеганского месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2005, С.98-100.
233. Тер-Саркисов Р.М., Подюк В.Г., Николаев В.А.. Научные основы повышения
эффективности разработки газоконденсатных месторождений. М. Недра, 1998, 342 стр.
234. Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. Методические рекомендации по оценке
эффективности инвестиционных проектов. - М.: Экономика, 2000, 421 стр.
235. http://www.streserves.ru/
236. Брагин Ю.Н. и др. Нефтепромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов.
Понятия. Определения. Термины. -М., Недра, 2004, с.238.
237. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Геологические особенности крупных
залежей месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело.
−2011. −№6. −С.4−14.
238. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Особенности выработки запасов нефти
крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» //
Нефтепромысловое дело. −2011. −№7. −С.6−12.
239. Шубин А.С. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на
основе структурно-гравитационного анализа. Авт. дис. на соис. уч. ст. канд. техн. наук.,
Тюмень. 2011г., 24с.
292
240. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 2000. 220с.
241. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении // М, изд-во
"НЕДРА", 1974. 192с.
242. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А.
Научные основы разработки // -М, 1947. 320с.
243. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных
месторождений и задачи по улучшению этих работ // В кн.: «Опыт разработки нефтяных
месторождений» - М, изд-во «Гостоптехиздат», 1957.
244. Боксерман А.А., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков А.А., Оганджанянц В.Г.,
Сургучев М.Л. Способ разработки нефтяных месторождений // -М, Недра, 1967.
245. Боксерман А.А., Гавура Ю.П., Желтов Ю.П. Упруго-капиллярный циклический метод
разработки месторождений // -М, ВНИИОЭНГ, 1968.
246. Эффективность применения интегрированной технологии нестационарного адресного
воздействия на пластах Ермаковского месторождения /Джафаров И.С., Боксерман А.А., Лейбин
Э.Л. и др.//Нефт. хоз-во.-2000.- № 9.-С.65-68.
247. Леванов А.Н. Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в
низкопроницаемых коллекторах Хохряковской группы месторождений. Авт. дис. на соис. уч.
ст. к.техн. наук. Тюмень, 2009, 24с.
248. Климов М.Ю. Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных
месторождений горизонтальными скважинами. Авт. дис. на соис. уч. ст. канд.техн. наук.
Тюмень, 2009, 24с.
249. Национальный стандарт Российской Федерации. Правила разработки. Месторождения
нефтяные и газонефтяные. ГОСТ Р 53713-2009. Москва Стандартинформ. - 2010. - 16 с.
250. Повалихин А.С., Калинин А.Г., Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение наклонных,
горизонтальных и многозабойных скважин./ Под ред. А.Г.Калинина – М: Изд.
ЦентрЛитНефтеГаз.-2011.-647с.
251. Уиллхайт Г. Пол. Заводнение пластов. - М. -Ижевск: Институт компьютерных
исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 788с.
252. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов.М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672с.
253. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений, -М.
Технопресс,2009.- 570с.
254. Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с
трещинами разрыва./ Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р. и др. ж. Нефтяное
хозяйство.-2009.-№2-с.92-96.
255. Литвин В.В. Интенсификация выработки запасов нефти с применением
горизонтальных скважин (на примере Самотлорского месторождения). Авт. дис. на соис.
уч. ст. канд.техн. наук. Уфа, ГУП «ИПТЭР», 2009г, 24с.
256. Лысенко В.Д. О плотности сетки горизонтальных и вертикальных скважин. //
Нефтепромысловое дело. − 2008. − №8. − С.20-22.
257. Сарваров А.Р. Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Литвин В.В. и др. Влияние
расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и
плотность сетки скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых
месторождений. − 2008. − № 12. − С. 61-63.
258. Закиров И.С., Владимиров И.В. Соотношение числа горизонтальных и вертикальных
скважин при определении плотности сетки скважин. // Нефтяное хозяйство. − 2008. − 8.
−С.66-67.
293
259. Лебединец Н.П. О плотности сетки скважин. // Нефтяное хозяйство. − 2001. − 6.
−С.54-55.
260. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин-нефтеотдача» -М.: «Грааль»,
2002.-314с.
261. Гилаев Г.Г. Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов
углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Авт. дис. на соис. уч. ст. д-ра. техн.
наук. –Тюмень. ОАО РосНИПИтермнефть. 2004, 65с.
262. Петраков А.М. Научно-методические основы применения технологии адресного
воздействия для повышения эффективности разработки трудно-извлекаемых запасов нефти (на
примере месторождений Западной Сибири). Авт. дис. на соис. уч. ст. д-ра. техн. наук. Москва,
ОАО ВНИИнефть, 50с.
263. Крянев Д.Ю. Научно-методическое обоснование выбора и применения методов
повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири). Авт. дис. на соис. уч. ст. д-ра.техн. наук. Москва. 2008. 49с.
264. Алгоритм расчета коэффициента охвата геолого-статистическими методами для
участка, разрабатываемого горизонтальными скважинами./Мохова Н.А., Кузьмин А.В.,
Мулявин С.Ф. и др.// Материалы XIII научно-практической конференции молодых ученых
и специалистов. -Тюмень. -2002.-с 136-142.
294
СПИСОК ТАБЛИЦ
Таблица 1.1. Характеристика запасов УВС по ЯНАО ........................................................................................... 16
Таблица 1.2. Распределение месторождений по величине извлекаемых запасов нефти ................................... 17
Таблица 1.3. Распределение месторождений по величине запасов свободного газа .......................................... 17
Таблица 1.4. Классификация месторождений ЯНАО по фазовому состоянию ................................................... 17
Таблица 1.5. Расчет годового отбора по первоочередным месторождениям ЯНАО .......................................... 26
Таблица 2.1. Тектоническое строение основных месторождений Ноябрьского региона ................................... 35
Таблица 2.2. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов разрабатываемых месторождений
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" ............................................................................................................... 39
Таблица 2.3. Основные геологические параметры и технологические показатели крупных объектов
разработки месторождений ...................................................................................................................................... 48
Таблица 2.4. Оценка потенциально извлекаемых запасов нефти ......................................................................... 50
Таблица 2.5. Виды и объемы ГТМ по месторождениям ........................................................................................ 57
Таблица 2.6. Расчет скорости движения фронта воды от нагнетательной скважины 1641 ................................ 66
Таблица 2.7. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта .......................................................... 67
Таблица 2.8. Сравнение результатов реализации ГТМ за 2000 - 2004 гг. ........................................................... 73
Таблица 2.9. Состояние выработки запасов Пограничного месторождения ....................................................... 74
Таблица 2.10. Технологические показатели скважин III-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ...................................... 79
Таблица 2.11. Технологические показатели скважин IV блок (ЧНЗ) объекта БС11 ............................................ 82
Таблица 2.12. Технологические показатели скважин IV-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ...................................... 82
Таблица 2.13. Технологические показатели скважин V блока (ЧНЗ) объекта БС11 ............................................ 84
Таблица 2.14. Технологические показатели скважин V-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ....................................... 84
Таблица 2.15. Технологические показатели скважин VI блока (ЧНЗ) объекта БС11 ........................................... 87
Таблица 2.16. Технологические показатели скважин VI-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ...................................... 87
Таблица 2.17. Показатели работы скважин, расположенных в непосредственной близости с контрольной
скважиной № 796....................................................................................................................................................... 91
Таблица 2.18. Показатели работы скважин, расположенных в непосредственной близости с контрольной
скважиной №1021...................................................................................................................................................... 92
Таблица 2.19. Технологические показатели скважин VII блока (ЧНЗ) объекта БС11 ......................................... 93
Таблица 2.20. Технологические показатели скважин VII-го блока (ВНЗ) объекта БС11 .................................... 93
Таблица 2.21. Технологические показатели скважин II-го и VIII-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ....................... 95
Таблица 3.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Северо-Пямалияхского
месторождения ........................................................................................................................................................ 109
Таблица 3.2. Показатели выработки запасов нефти по объектам ....................................................................... 110
Таблица 3.3. Геолого-физическая характеристика пласта Ю1а .......................................................................... 120
Таблица 3.4. Входные дебиты скважин Чатылькынского месторождения ........................................................ 121
Таблица 3.5 - Расчет коэффициента охвата .......................................................................................................... 124
Таблица 3.6. Особенности разработки нефтяных залежей и месторождений .................................................. 126
Таблица 3.7. Особенности разработки газовых залежей и месторождений ....................................................... 139
Таблица 4.1. Основные характеристики пластов и пластовых флюидов Западно-Ноябрьского месторождения
................................................................................................................................................................................... 144
Таблица 4.2. Технологические показатели бурения ГС и БС на месторождениях ОАО Ноябрьскнефтегаз . 147
Таблица 4.3. Значения геолого-физических параметров участков Вынгаяхинского месторождения ............. 151
Таблица 4.4. Средние технологические показатели работы скважин ................................................................ 152
Таблица 4.5. Фактическая и расчетная продолжительность эффекта от ГРП по участкам Вынгаяхинского
месторождения ........................................................................................................................................................ 152
Таблица 4.6. Значение коэффициентов a, b и коэффициента корреляции R для линейной зависимости ....... 153
Таблица 4.7. Геолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта Приобского месторождения
................................................................................................................................................................................... 158
Таблица 4.8. Результаты расходометрии по скважине 15537............................................................................. 162
Таблица 4.9. Изменение коэффициента охвата вытеснением по мощности до и после внедрения ОРЗ по
группе нагнетательных скважин ............................................................................................................................ 164
Таблица 4.10. Сводная таблица технологических показателей разработки Сугмутского месторождения..... 166
Таблица 4.11. Распределение ГС Сугмутского месторождения по обводненности продукции ...................... 169
Таблица 5.1. Основные факторы, определяющие особенности процесса разработки месторождения УВС .. 177
Таблица 5.2. Систематизация свойств залежей и пластовых флюидов по условиям проектирования и
разработки ................................................................................................................................................................ 179
Таблица 5.3. Основные формулы характеристик вытеснения ............................................................................ 211
Таблица 6.1. Особенности разработки крупных и мелких нефтяных залежей и месторождений ................... 217
Таблица 6.2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Северо-Янгтинского
месторождения ........................................................................................................................................................ 220
295
Таблица 6.3. Показатели выработки запасов нефти по Северо-Янгтинскому месторождению....................... 221
Таблица 6.4. Показатели работы горизонтальных скважин ................................................................................ 223
Таблица 6.5. Охват выработкой продуктивных пластов по данным ПГИ ......................................................... 224
Таблица 6.6. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ....................................................... 227
Таблица 6.7. Результаты оценок запасов газа (т.у.т.) по пластам Тамбовского месторождения ..................... 231
Таблица 6.8. Сопоставление начального и текущего ГВК .................................................................................. 231
Таблица 6.9. Геолого-физическая характеристика парфеновского горизонта ................................................... 234
Таблица 6.10. Результаты проведенных расчетов ................................................................................................ 236
Таблица 6.11. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Бш ................................................ 241
Таблица 6.12. Исходная геолого-физическая характеристика пласта Ю11 Хвойного месторождения ............ 248
Таблица 6.13. Продуктивность скважин Мессояхского месторождения ........................................................... 254
Таблица 6.14. Программа мероприятий ................................................................................................................ 263
Таблица 6.15. Результаты ГТМ на объекте ЮВ1 Ай-Еганского месторождения .............................................. 264
Таблица 6.16. Результаты работ на объекте БВ18-19 Ай-Еганского месторождения .......................................... 265
Таблица 6.17. Геолого-физическая характеристика объектов разработки Лиственского месторождения ..... 266
296
СПИСОК РИСУНКОВ
Рисунок 1.1. Обзорная карта .................................................................................................................................... 15
Рисунок 1.2. Динамика добычи газа по ЯНАО ....................................................................................................... 18
Рисунок 1.3. Динамика добычи нефти по ЯНАО ................................................................................................... 18
Рисунок 1.4. Перспектива добычи природного газа в Ямало-Ненецком автономном округе ........................... 19
Рисунок 1.5. Прогноз добычи нефти и конденсата по ЯНАО до 2030 года ......................................................... 20
Рисунок 1.6. Гистограмма распределения пропластков по толщинам и аппроксимация ее геометрическим
распределением. ........................................................................................................................................................ 30
Рисунок 2.1. Обзорная карта района работ ............................................................................................................. 36
Рисунок 2.2. Динамика добычи нефти по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ........................................ 38
Рисунок 2.3. Динамика добычи нефти по основным объектам крупных месторождений ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз».................................................................................................................................................... 42
Рисунок 2.4. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений Ноябрьскнефтегаз ......... 43
Рисунок 2.5. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений Ноябрьскнефтегаз ......... 44
Рисунок 2.6. Схемы накопленных отборов по основным объектам месторождений Ноябрьскнефтегаз ......... 45
Рисунок 2.7. Зависимость максимальной добычи нефти от извлекаемых запасов (а-высокопродуктивные
объекты, б - среднепродуктивные объекты, в – низкопродуктивные объекты) .................................................. 46
Рисунок 2.8. Зависимость ВНФ от доли запасов ВНЗ ........................................................................................... 46
Рисунок 2.9. Характеристики вытеснения по основным крупным объектам ...................................................... 51
Рисунок 2.10. Зависимость начального дебита от коэффициента проницаемости ............................................. 52
Рисунок 2.11. Зависимость начального дебита от коэффициента проводимости (K•h) ..................................... 52
Рисунок 2.12. Зависимость темпа отбора от продуктивности ............................................................................... 53
Рисунок 2.13. Зависимость темпа отбора от коэффициента использования фонда ............................................ 53
Рисунок 2.14. Сопоставление текущего и утвержденного КИН ........................................................................... 55
Рисунок 2.15. Геолого-физическая характеристика пласта АВ4-5 в скважине 13074 Самотлорского
месторождения .......................................................................................................................................................... 60
Рисунок 2.16. Распределение заводненных толщин между забоями скважин в сводовой части пласта........... 61
Рисунок 2.17. Динамика заводнения пласта и выработки запасов нефти по данным ИННК в скважине 4524
объекта AB4-5: ............................................................................................................................................................ 62
Рисунок 2.18. ГСР пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения по проницаемости (a) и по вероятности
заводнения (b) ............................................................................................................................................................ 63
Рисунок 2.19. Изменение характера насыщения по разрезу скважины № 112Б пласта БВ8 Аганского
месторождения [231] ................................................................................................................................................. 64
Рисунок 2.20. Динамика приемистости, дебита жидкости и обводненности по скважинам .............................. 65
Рисунок 2.21. Геологический профиль пласта БС11 Пограничного месторождения по линии скважин 70-75 68
Рисунок 2.22. Динамика показателей разработки Пограничного месторождения .............................................. 70
Рисунок 2.23. Динамика изменения дебита жидкости, нефти и действующего фонда скважин ....................... 70
Рисунок 2.24. Динамика среднесуточных показателей Пограничного месторождения за 2002-2004 гг. ......... 71
Рисунок 2.25. Динамика изменения пластового давления на Пограничном месторождении ............................ 72
Рисунок 2.26. Геолого-статистический разрез по II, III, IV, V блокам объекта БС11 .......................................... 76
Рисунок 2.27. Геолого-статистический разрез по VI, VII, VIII блокам и объекту БС11 (в целом) ..................... 77
Рисунок 2.28. Результаты проведения ИННК в скважине № 1186 ....................................................................... 78
Рисунок 2.29. Результаты проведения ИННК в скважине № 696 ......................................................................... 78
Рисунок 2.30. Накопленная добыча нефти по скважинам III-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ............................... 79
Рисунок 2.31. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ III-го блока ............................................................... 80
Рисунок 2.32. Динамика добычи по скважинам III-го блока объекта БС11 .......................................................... 80
Рисунок 2.33. Результаты проведения ИННК в скважине № 365 ......................................................................... 81
Рисунок 2.34. Накопленная добыча нефти по скважинам IV-го блока объекта БС11......................................... 82
Рисунок 2.35. Накопленная добыча нефти по скважинам IV-го блока объекта БС11.......................................... 83
Рисунок 2.36. Динамика добычи по скважинам IV-го блока объекта БС11 .......................................................... 83
Рисунок 2.37. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ IV-го блока ............................................................... 83
Рисунок 2.38. Накопленная добыча нефти по скважинам V-го блока объекта БС11 .......................................... 85
Рисунок 2.39. Накопленная добыча нефти по скважинам V-го блока (ВНЗ) объекта ........................................ 85
Рисунок 2.40. Динамика добычи по скважинам V-го блока объекта БС11 ........................................................... 85
Рисунок 2.41. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ V-го блока ................................................................ 86
Рисунок 2.42. Результаты проведения ИННК в скважине № 693 ......................................................................... 86
Рисунок 2.43. Накопленная добыча нефти по скважинам VI-го блока (ЧНЗ) ..................................................... 88
Рисунок 2.44. Накопленная добыча нефти по скважинам VI-го блока (ВНЗ) ..................................................... 88
Рисунок 2.45. Динамика добычи по скважинам VI-го блока объекта БС11 .......................................................... 88
Рисунок 2.46. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ VI-го блока ............................................................... 89
297
Рисунок 2.47. Результаты проведения ИННК в скважине № 796 ......................................................................... 90
Рисунок 2.48. Результаты проведения ИННК в скважине № 1021 ....................................................................... 90
Рисунок 2.49. Накопленная добыча нефти по скважинам VII-го блока (ЧНЗ) объекта БС11 ............................. 94
Рисунок 2.50. Накопленная добыча нефти по скважинам VII-го блока (ВНЗ) объекта БС11 ............................. 94
Рисунок 2.51. Динамика добычи по скважинам VII-го блока объекта БС11 ........................................................ 94
Рисунок 2.52. Характеристика вытеснения по ВНЗ и ЧНЗ VII-го блока.............................................................. 95
Рисунок 2.53. Зависимость коэффициента заводнения от числа лет прокачки .................................................. 96
Рисунок 2.54. Текущая нефтенасыщенность пласта БС11 Пограничного месторождения по слоям трёхмерной
модели ........................................................................................................................................................................ 98
Рисунок 2.55. Профиль притока в скважинах 232, 365, 1080, 1147, 1200 .......................................................... 100
Рисунок 2.56. Геологический разрез по линии скважин 348-349........................................................................ 102
Рисунок 3.1. Динамика среднемесячных показателей разработки объекта БС101 Северо-Пямалияхского
месторождения ........................................................................................................................................................ 111
Рисунок 3.2. Характеристики вытеснения объектов БС101, БС11Северо-Пямалияхского месторождения ...... 111
Рисунок 3.3. Карта плотности запасов объекта БС101 .......................................................................................... 113
Рисунок 3.4. Динамика среднемесячных показателей разработки объекта БС11 Северо-Пямалияхского
месторождения ........................................................................................................................................................ 114
Рисунок 3.5. Карта плотности запасов объекта БС11 ............................................................................................ 116
Рисунок 3.6. Структурная карта по кровле пласта Ю1а Чатылькынского месторождения ............................... 118
Рисунок 3.7. Схематический геологический профиль ......................................................................................... 119
Рисунок 3.8. Схема проводки двуствольных скважин 1002Г, 4Г ...................................................................... 122
Рисунок 3.9. Схема размещения проектных скважин на объекте Ю1а по рекомендуемому варианту .......... 125
Рисунок 3.10. Зависимость дебита от депрессии газовых скважин для различного типа коллектора ........... 133
Рисунок 4.1. Геологический разрез пласта БС81 .................................................................................................. 144
Рисунок 4.2. Фактический профиль горизонтального ствола скважины 520 ................................................... 146
Рисунок 4.3. Оценка эффективности ГРП по скважинам участка 3 ................................................................... 153
Рисунок 4.4. Принципиальная схема технологии ОРЭ. 1 – УЭЦН, 2 – пакер, 3 - мандрели ............................ 156
Рисунок 4.5. Геологический профиль продуктивной толщи Приобского месторождения .............................. 157
Рисунок 4.6. Динамика показателей разработки Приобского месторождения .................................................. 158
Рисунок 4.7. Принципиальная схема одновременно-раздельной закачки воды через НКТ в два, три и четыре
продуктивных пласта .............................................................................................................................................. 161
Рисунок 4.8. Динамика дебита нефти и жидкости, обводненности по скважинам 15506, 15536, 15538, 15566
................................................................................................................................................................................... 163
Рисунок 4.9. Динамика приемистости по скважине 15537 ................................................................................. 163
Рисунок 4.10. График разработки Сугмутского месторождения ........................................................................ 167
Рисунок 4.11. Профиль горизонтального ствола скважины 2445 ....................................................................... 167
Рисунок 4.12. Схема разработки объекта БС92 Сугмутского месторождения ................................................... 168
Рисунок 4.13. Зависимость входного дебита от длины горизонтального ствола .............................................. 169
Рисунок 4.14. Динамика работы скважины № 1442Г до и после ГРП................................................................ 171
Рисунок 5.1. Алгоритм выбора мероприятия для добывающей скважины ............................................................. 194
Рисунок 5.2. Алгоритм выбора мероприятия для нагнетательной скважины ......................................................... 195
Рисунок 5.3. Динамика технологических показателей разработки Ермаковского месторождения ................ 196
Рисунок 5.4. Модель гравитационного разделения флюидов ............................................................................. 198
Рисунок 5.5. Сравнение фронта вытеснения нефти водой по различным моделям .......................................... 200
Рисунок 5.6. Выкопировка из карты текущей плотности запасов пласта БС11 Муравленковского
месторождения ........................................................................................................................................................ 203
Рисунок 5.7. ГСР для рассматриваемого участка (a) и продвижение фронта воды (b) ................................. 204
Рисунок 5.8. Характеристики вытеснения рассмотренного участка: a) обводненность - отбор нефти от НИЗ,
b) безразмерная добыча жидкости - отбор нефти от НИЗ ................................................................................... 205
Рисунок 5.9. Способ разработки нефтяного пласта: 1 – перфорация, 2 – доперфорация, 3 - изоляция .......... 206
Рисунок 5.10. Графики функций Медведского Р.И. при d=0.2 ........................................................................... 212
Рисунок 5.11. Графики обобщённых функций Назарова С.Н. – Сипачёва Н.В. ................................................ 212
Рисунок 5.12. Характеристики вытеснения нефти месторождений Западной Сибири..................................... 212
Рисунок 5.13. Характеристика вытеснения нефти Муравленковского месторождения ................................... 213
Рисунок 6.1. Геологический разрез продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения ................ 219
Рисунок 6.2. Графики разработки Северо-Янгтинского месторождения ........................................................... 222
Рисунок 6.3. Характеристика вытеснения по месторождению ........................................................................... 222
Рисунок 6.4. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1007Г .................................. 223
Рисунок 6.5. Выявленные направления фильтрации на объекте БС11 ............................................................... 225
Рисунок 6.6. Схема совмещенных контуров газоносности ................................................................................. 226
Рисунок 6.7. Геологический разрез продуктивных отложений........................................................................... 229
Рисунок 6.8. Динамика средних дебитов скважин добывающего фонда ........................................................... 230
Рисунок 6.9. Динамика показателей разработки месторождения ....................................................................... 230
Рисунок 6.10. Динамика пластового давления объекта D2-ar-IVа ...................................................................... 230
298
Рисунок 6.11. Зависимость приведенного давления от накопленной добычи газа ........................................... 231
Рисунок 6.12. Последовательность переводов скважин по рекомендуемому варианту разработки ............... 232
Рисунок 6.13. Геологический профиль по линии скважин №№16, 14, 24, 41, 23 ............................................. 233
Рисунок 6.14. Карта газонасыщенных толщин парфеновского горизонта ........................................................ 235
Рисунок 6.15. Кривые зависимости добычи конденсата от объема закачки газа .............................................. 236
Рисунок 6.16. Кривая зависимости индекса доходности затрат от объема закачки.......................................... 237
Рисунок 6.17. Оптимизационная функция ............................................................................................................ 237
Рисунок 6.18. Геологический разрез...................................................................................................................... 239
Рисунок 6.19. Структурная карта по кровле Башкирского яруса (пласт Бш) .................................................... 240
Рисунок 6.20. Динамика дебитов нефти и газовых факторов по скважинам №214 и 241 ................................ 242
Рисунок 6.21. Динамика добычи нефти, жидкости и газа Высоковского месторождения ............................... 243
Рисунок 6.22. Схема расстановки проектных и пробуренных скважин по рекомендуемому варианту 2.2.... 245
Рисунок 6.23. Геологический разрез Хвойного месторождения по линии скважин ......................................... 247
Рисунок 6.24. Структурная карта по кровле пласта Ю11 Хвойного месторождения ......................................... 249
Рисунок 6.25. Динамика показателей разработки Хвойного месторождения. Характеристика вытеснения.. 250
Рисунок 6.26. Схема вскрытия продуктивного разреза скважин Мессояхского месторождения (жирным
выделены интервалы перфорации) ........................................................................................................................ 253
Рисунок 6.27. Динамика средних дебитов скважин Мессояхского месторождения ......................................... 257
Рисунок 6.28. Динамика давлений по Мессояхскому месторождению .............................................................. 257
Рисунок 6.29. Геологический разрез Ай-Еганского месторождения по линии скважин .................................. 261
Рисунок 6.30. Динамика показателей разработки Ай-Еганского месторождения............................................. 262
Рисунок 6.31. Динамика пластового давления по объекту ЮВ1 ......................................................................... 262
Рисунок 6.32. Характеристика вытеснения по Ай-Еганскому месторождению ............................................... 262
Рисунок 6.33. Динамика суточной добычи нефти и жидкости по объекту ЮВ1 ............................................... 264
Рисунок 6.34. Схематический геологический профиль по линии скважин ....................................................... 267
Рисунок 6.35. Показатели эксплуатации башкирско-верейского объекта ......................................................... 269
Рисунок 6.36. Показатели эксплуатации визейского объекта ............................................................................. 271
Рисунок 6.37. Показатели эксплуатации турнейского объекта ........................................................................... 272
299
Научное издание
Семен Федорович Мулявин
Алексей Николаевич Лапердин
Александр Витальевич Бяков
Нина Ивановна Зуева
Марина Владимировна Кравцова
Алексей Сергеевич Лебедев
Анатолий Наумович Юдаков
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ
МАЛЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
300