Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Нестеренко, Александр Николаевич

• Нестеренко, Александр Николаевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нестеренко, Александр Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КОМПЛЕКС НАУЧНЫХ ПРОБЛЕМ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1 Особенности проектирования разработки нефтегазоконденсатных

месторождений

1.2 Анализ результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в области управления разработкой месторождений

с применением горизонтальных скважин

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

2.1 Механизм формирования неокомских залежей

2.2 Особенности межфлюидальных контактов нефтегазоконденсатных залежей Заполярного месторождения

2.3 Особенности геологического строения нефтяных оторочек пластов БТпДБТ,,0 и БТц Заполярного месторождения

2.4 Нефтегазоносность неокомских отложений

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3. ОБОСНОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И ФИЛЬТРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Обоснование каркаса и фильтрационно-емкостных характеристик

геолого-технологической модели

3.2 Обоснование гидродинамических характеристик фильтрационной модели

3.3 Моделирование пластовых флюидов

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И РАБОЧЕГО РЕЖИМА ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

4.1 Выбор технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт

4.2 Оценка влияния протяженности и пространственного положения горизонтального ствола на показатели добычи нефти

4.3 Исследование влияния конструкции горизонтальных окончаний скважин на охват пласта дренированием в условиях вертикальной

неоднородности пласта

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей»

ВВЕДЕНИЕ

При освоении нефтяных оторочек неокомского продуктивного комплекса месторождений в ЯНАО большое количество скважин, пробуренных в зоне доказанных запасов характеризуются отсутствием притока нефти. При разработке нефтяных оторочек эксплуатация вертикальных скважин при безгазовых и безводных дебитах нефти малоэффективна, коэффициент извлечения нефти (КИН) характеризуется низкими значениями. Увеличение дебитов за счет создания значительных депрессий приводит к преждевременному росту газового фактора и обводненности.

Максимальной нефтеотдачей характеризуются варианты разработки нефтегазоконденсатных залежей при консервации запасов газа, но это не всегда оправдано с экономической точки зрения. С другой стороны опережающая разработка газоконденсатной части залежи приводит к смещению нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора и расформированию запасов углеводородного сырья.

Например, на Заполярном месторождении южная нефтегазоконденсатная залежь пласта БТц1 содержит нефтяную оторочку с запасами нефти около 21 млн.т и запасы газа около 24 млрд.м3, здесь проектирование системы разработки нефтяной оторочки производится при условии консервации запасов газа. Однако в нефтегазоконденсатной залежи пласта БТю1 при запасах нефти

л

около 31 млн.т, запасы газа составляют около 200 млрд.м . Консервация запасов газа в столь значительных объёмах экономически нецелесообразна.

Исследованиями С.Н. Закирова и И.С. Закирова установлено, что применение горизонтальных скважин с реализацией режима критических безгазовых дебитов является технологически и экономически оправданным способом разработки нефтегазовых залежей. Известны также аналитические решения Телкова А.П. для задач о притоке пластовых флюидов к скважине, вскрывающей пласт при значении зенитного угла близкого к 90°. Выводы Большакова Ю.Я., Медведева Н.Я. и Медведского Р.И. об особенностях учета различия физических свойств коллектора по латерали и вертикали при выборе технологии его эксплуатации, являются фундаментальной основой

исследования процессов фильтрации в нефтегазоконденсатных залежах. Комплексное применение этих научных знаний обеспечит решение оптимизационной задачи определения системы вскрытия продуктивного пласта с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Основной целью работы является повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей путем геолого-технологического обоснования системы размещения скважин с горизонтальным окончанием с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей.

Для достижения цели работы автором решены следующие задачи:

1. Выявление проблем разработки нефтяных оторочек неокомских газоконденсатных залежей и постановка задач, решение которых необходимо для обоснования применения скважин с горизонтальным окончанием.

2. Обоснование физически адекватной reo лого-технологической модели нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 Заполярного месторождения для выявления особенностей проектирования разработки.

3. Моделирование разработки нефтяной оторочки пластов БТ6.8 с учетом ее геолого-физических особенностей с целью изучения динамики безводной и безгазовой эксплуатации скважин.

4. Разработка рекомендаций по обоснованию системы размещения скважин с горизонтальным окончанием для разработки нефтяной оторочки пластов БТ6_8 Заполярного месторождения.

5. Апробация полученных результатов.

По мнению автора, научную новизну диссертационной работы определяют следующие результаты исследований:

1. Обоснована модель формирования нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 Заполярного месторождения с учетом выявленного капиллярного барьера на стыке фаций с различными ФЕС, позволившая определить зону размещения проектных эксплуатационных скважин.

2. Научно обоснована фильтрационная модель нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения, содержащей капиллярно-экранированную нефтяную оторочку.

Практическая ценность исследований, а также реализация основных положений работы состоит в следующем:

1. Обоснованная модель прошла Государственную экспертизу в ГКЗ Роснедра, в результате по нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения сокращены на 40 % нерентабельные запасы нефти.

2. Разработанная система размещения скважин с четырьмя горизонтальными окончаниями в продуктивном пласте с азимутальным отклонением 45° относительно пилотного ствола обеспечивает длительную безводную и безгазовую эксплуатацию нефтяной оторочки и увеличение КИН.

В качестве основных защищаемых положений предлагаются:

1. Влияние капиллярного барьера, вызванного низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора в зоне нефтяной оторочки пластов БТ6.8 Заполярного месторождения на проектирование системы разработки.

2. Система расположения многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающая выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

3. Технологический режим работы горизонтальных скважин для увеличения периода их эксплуатации без образования конусов газа и воды при разработке оторочек неокомских залежей, предусматривающий ограничение депрессии на пласт 1,0 МПа.

Автор выражает благодарность доктору геолого-минералогических наук Александру Александровичу Дорошенко и кандидату технических наук Алексею Александровичу Дорошенко за ценные консультации по вопросам формирования неокомских нефтегазоконденсатных залежей.

1. КОМПЛЕКС НАУЧНЫХ ПРОБЛЕМ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Низкая продуктивность, преждевременное обводнение и прорывы газа в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазоконденсатные залежи, многие годы являются предметом научных исследований. Для повышения продуктивности скважин применяют бурение горизонтальных стволов или гидравлический разрыв пласта; проблемы прорыва газа и воды, решаются созданием барьеров на газожидкостных контактах или регулированием технологического режима работы скважин. Комплекс мероприятий по организации эффективного извлечения полезных ископаемых из недр во многом зависит от особенностей геологического строения конкретных залежей.

1.1 Особенности проектирования разработки

нефтегазоконденсатных месторождений

По материалам бурения 39 поисково-разведочных и 95 эксплуатационных

скважин, пробуренных на дату подсчета запасов углеводородов (по состоянию

на 01.01.2002 г.) в разрезе неокомских отложений Ен-Яхинского

месторождения охарактеризовано четыре подсчетных объекта (рисунок 1.1),

нефтегазоносных по данным опробования и геофизических исследований

12 2 1

скважин - нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ8 " , БУю , БУ12 и

о

газоконденсатонефтяная БУ8.9,. Основные геолого-физические характеристики указанных подсчетных объектов по материалам последнего утверждения запасов углеводородов в ГКЗ «Роснедра» [1] представлены в таблице 1.1.

Рисунок 1.1- Геологический разрез нижнемеловых отложений Ен-Яхинского НГКМ по линии скв. 482-464-1180-143-463-483-467-494-603

От*»!

тлг1 Опги/ку

ТЬ/РЛг

г!": л »-

ОШЛ)'.

чй» ^^ ■

I*

и иь» ' Сглп .1т,

1' а-ч'илу. СфнЧ*/

ГШ , Г ^'Ж

нефтегазоконденсатных залежей Ен-Яхинского месторождения

Параметры Продуктивные пласты

БУв'-2 БУ83-9 БУ,02 БУ12'

зап. цент. вост.

Средняя глубина залегания кровли, а.о., м 2830-2908 2871-2902 3009-3088 3104-3123 3090-3148 3113,7-3148

Тип залежи пласт, свод. массивн. свод. пласт, свод. пласт, тектон. экран. пласт, тектон. экран. пласт, тектон. экран.

Тип коллектора поровый поровый поровый поровый поровый поровый

Площадь газоносн., тыс. м2 339843 - 352750 22656 69874 75541

Площадь нефтеносн., тыс. м2 296164 73541 84533 52528 56736 63594

Абсолютная отметка ГНК, м 2890+/-5 (зап.) 2895+/-5 (вост.) 2885 3078 3112 3123+/-2 3141

Абсолютная отметка ВНК, м 2898-2908,8 2901,5 3078-3088 3123 3142+/-6 3148

Абсолютная отметка ГВК, м - - 3078 - - -

Средняя общая толщина, м 38,3 69,5 32,0 15,0 12,0 14,3

Ср. эффект, газонас. толщ., м 14,0 2,7 9,8 2,4 6,3 6,6

Ср. эффект, нефтенас. толщ., м 3,9 5,2 3,7 3,7 5,0 2,8

Коэф. пористости, доли ед. 0,161 0,160 0,149 0,146 0,146 0,146

Коэффициент газонас., доли ед. 0,686 0,545 0,644 0,595 0,595 0,595

Коэф. нефтенас., доли ед. 0,599 0,539 0,597 0,534 0,534 0,534

Проницаемость, 10'3 мкм2 28,71 28,83 36,22 25,75 25,75 25,75

Коэф. песчан., доли ед. 0,66 0,6 0,53 0,57 0,63 0,73

Коэф. расчлененности 9,1 14,5 6,3 4,6 3,6 4,6

Нач. пласт, температура, °С 83 85 86,2 90 90 90

Начальное пластовое давление, атм 287 287 304 307 307 307

Вязк. нефти в пласт, усл., мПа с не опр. 0,57 не опр. не опр. не опр. не опр.

Плотн. нефти в пласт, усл., т/м3 не опр. 0,68 не опр. не опр. не опр. не опр.

Плотн. нефти в пов. усл., т/м3 не опр. 0,82 не опр. не опр. не опр. не опр.

Объемн. коэф. нефти, доли ед. не опр. 1,36 не опр. не опр. не опр. не опр.

Содержание серы в нефти, % - 0,08 - - 0,13 -

Содерж. парафина в нефти, % - 3,77 - - 6,77 -

Давл. насыщ. нефти газом, МПа не опр. 21,9 не опр. не опр. не опр. не опр.

Газовый фактор, м3/т не опр. 175 не опр. не опр. не опр. не опр.

Потенциальное содержание конденсата в газе, г/м3 290 289 262 316 316 316

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ8" по типу является пластовой сводовой, в пределах контура нефтегазоносности вскрыта 29 разведочными и 95 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках минус 2830-2908 м (рисунок 1.2).

1 *У

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле пласта БУ8 "

В пределах залежи пласт испытан в 26 разведочных скважинах (44 интервала) и в 58 эксплуатационных скважинах, из которых в одной скв. 233 -совместно с пластом БУю2. По 16 разведочным и 58 эксплуатационным скважинам получены чистые притоки конденсатосодержащего газа с дебитом от 23,3 до 760,0 тыс. м3/сут, а по скв. 459, 450, 494 - притоки только нефти (максимальный дебит 12,7 м3/сут. при динамическом уровне 1132 м). В остальных скважинах получены смешанные притоки: по скв. 470 и 484 - смесь газа, конденсата и нефти, в скв. 459, 455 - газа, конденсата, нефти и воды, в скв. 480 - газа, конденсата и воды, в скв. 475, 471, 477 - нефти и воды.

Среднее положение ГНК по □ данным опробования скважин и ГИС на западе залежи принято на а.о. минус 2890+5 м, в восточной части залежи - на а.о. минус 2895 м.

Водонефтяной контакт на западном крыле залежи БУв'"2 по данным ГИС и результатам испытания принят на а.о. минус 2898 м, на восточном крыле залежи - на а.о. минус 2902,0-2908,8 м.

Наклон водонефтяного контакта с запада на восток составляет около 11м. Такое изменение контакта в геологической модели, принятой при подсчете запасов углеводородов объяснялось динамикой водонапорной системы и фациальной изменчивостью пласта.

Результаты интерпретации материалов сейсморазведочных работ ЗО, не учтенные при подсчете запасов, свидетельствуют, что характер такого поведения контактов, а также особенности площадного распределения нефтяной оторочки могут объясняться блоковым строением залежи.

Размеры залежи: длина - 28,5 км, ширина - 15,5 км, высота 68,0 - 78,8 м, в т.ч. газовой части - 65,0 м, нефтяной части - от 3,0 м (на юго-западе) до 13,8 м (в районе скв. 484). Нефтяная оторочка кольцевого типа, ширина ее изменяется от 2 км на западном крыле до 10 км на восточном.

Газоконденсатонефтяная залежь пласта БУ83_9 вскрыта в пределах контура нефтегазоносности в пяти разведочных и 57 (14 вертикальных) эксплуатационных скважинах на абсолютных отметках от минус 2871 до минус 2902 м (рисунок 1.3). Залежь опробована в 10 разведочных (11 интервалов) и в 21 эксплуатационной (21 интервал) скважине.

Газовая часть залежи вскрыта 26 скважинами, из которых девять испытаны. При вскрытии перфорацией интервалов пласта, залегающих выше абс. отметки минус 2885 м при испытании получены смешанные притоки газа и нефти, при этом газовый фактор составлял более 600 м3/т. Так, в результате испытаний вертикальной скв. 8548 из интервала минус а.о. 2884,1-2891,1 м на

л

8-мм штуцере получен совместный приток газа дебитом 63,3 тыс. м /сут и

■3 л л

жидких углеводородов - 42,4 м /сут. с газовым фактором 1493 м /м и

л

плотностью 0,722 г/см .

Рисунок 1.3 - Структурная карта по кровле пласта БУ83.9

Нефтяная часть залежи опробована в 19 скважинах (20 объектов), из которых по 14 получены чистые притоки нефти. Дебиты нефти по скважинам

о

при испытании на 10-мм штуцере изменялись от 51,5 м/сут. (скв. 8506) до 184,6 м /сут. (скв. 143). Притоки нефти с водой получены в скв. 7314 и 7403, где в скв. 7314 выявлена негерметичность заколонного пространства, а в скв. 7403 - близость водонефтяного контакта. Газонефтяной контакт принят по данным испытания на а.о. минус 2885 м, ВНК - на а.о. минус 2901,5 м.

Залежь массивная сводовая, ее размеры: длина - 11,5 км, ширина - 8,7 км, высота залежи 30 м, в т.ч. газовой части - 14 м, нефтяной оторочки подстилающего типа - 16 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы толщиной от 4 до 18 м. Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ102 вскрыта 25 разведочными и 34 эксплуатационными скважинами на а.о. минус 3009-3088 м (рисунок 1.4). Залежь опробована в 23 разведочных (25 интервалов) и 20 эксплуатационных скважинах (20 интервалов). Дебиты газа при испытании составили от 113,6 до 878,0 тыс. м3/сут при 16-18-мм шайбах.

Газоводяной контакт по данным испытания и ГИС фиксируется в среднем на а.о. минус 3078 м. На восточном крыле структуры в районе скв. 494, 471, 484 предполагается по данным испытаний небольшая по высоте нефтяная оторочка козырькового типа, ВНК по которой принят наклонным от а.о. минус 3078 м до а.о. минус 3088 м. В соответствии с представлениями о блоковом строении залежи распространение предполагаемой нефтяной оторочки на западном участке структуры может быть ограничено тектоническим нарушением.

Залежь пластовая сводовая, характеризуется значительной площадью газоносности, размеры залежи: длина - 28 км, ширина - 14 км, высота газовой части - 69 м, нефтяной (на востоке) - 10 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы толщиной до 10 м. Пласт БУ^1 характеризуется сложной литолого-фациальной изменчивостью и негоризонтальностью межфлюидных контактов приуроченных к нему залежей, границы блоков залежей с разными контактами совпадают с предполагаемыми по данным сейсморазведки 3D тектоническими нарушениями [2]. Тектонические экраны разделяют три залежи пласта БУ121 (рисунок 1.5): западную (район скв. 461, 1030, 1180, 143, 476, 141),

Рисунок 1.5 - Структурная карта по кровле пласта БУ^1

Западная нефтегазоконденсатная залежь в пределах контура продуктивности вскрыта в трех разведочных и семи эксплуатационных скважинах на а.о. минус 3104-3123 м, в пределах залежи пласт испытан в трех скважинах. В скв. 463 из интервала а.о. минус 3108,6-3115,6 м получен смешанный приток газа (13,9 тыс. м3/сут.), нефти (1,92 м3/сут.) и воды (18,4 м3/ сут.) на 12-мм штуцере; в скв. 143 получен приток газа 3,0 тыс. м3/сут. из интервала а.о. минус 3110-3118 м. Газонефтяной контакт залежи принят на а.о. минус 3112 м, водонефтяной контакт - на а.о. минус 3123 м.

Залежь пластовая, ограниченная с востока тектоническим нарушением, ее размеры: длина - 11,5 км, ширина - 5,0 км, высота залежи - 19 м, в т.ч. газовой части -8 м, нефтяной оторочки кольцевого типа -11м.

Центральная нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ12' вскрыта в семи разведочных и шести эксплуатационных скважинах на а.о. минус 3090-3148 м. В пределах залежи пласт испытан в шести скважинах (восемь интервалов). В скв. 457 из интервалов а.о. минус 3121,8-3125,8 м и а.о. минус 3127,8-3132,8 м

тыс. м /сут. на 18-мм шайбе из интервала а.о. минус 3119,0-3125,0 м. В скв. 477 получен смешанный приток газоконденсатной смеси дебитом 39 тыс. м3/сут. и

о

воды 21 м /сут. на 10-мм штуцере из интервала а.о минус 3111,5-3118,5 м. В скв. 455 получена смесь конденсатосодержащего газа, нефти и воды из интервала а.о. минус 3104,3-3113,3 м (наличие воды по материалам предыдущего подсчета запасов объясняется заколонным перетоком). Приток чистой нефти получен в скв. 493 из интервала а.о. минус 3137,2-3148,2 м.

По данным испытаний и ГИС ГНК принят на а.о. (минус 3123 ± 2 м), ВНК - на а.о. (минус 3142 ± 6 м).

Залежь пластовая, ограниченная с запада и востока тектоническими нарушениями, ее размеры: длина - 6,5 км, ширина - 14,0 км, высота залежи - от 46 до 58 м, в т.ч. газовой части - 33-35 м, нефтяной оторочки кольцевого типа -от 13 до 23 м.

Восточная нефтегазоконденсатная залежь в пределах контура продуктивности вскрыта в шести разведочных скважинах на глубине а.о. минус 3113,7-3148,0 м. В пределах залежи пласт испытан в трех скважинах. В скв. 484 и 467 получен фонтан газа с конденсатом из интервала а.о. минус 3136,6-3140.6 м и минус 3113,1-3123,1 м, соответственно, в скв. 494 получен смешанный

л

приток газа сепарации дебитом 69 тыс. м /сут. и нефти с конденсатом 22,5 м3/сут. на 12-мм штуцере из интервала а.о. минус 3135.8-3140.8 м.

Газонефтяной контакт принят на а.о. минус 3141 м, водонефтяной контакт - на а.о. минус 3148 м. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная с запада тектоническим нарушением, ее размеры: длина - 6,8 км, ширина - 15,0 км, высота залежи - 34,3 м, в том числе газовой части - 27,3 м, нефтяной оторочки кольцевого типа - 7,0 м. Покрышкой для всех залежей пласта БУ12' служит выдержанная глинистая пачка толщиной более 10 м.

Коллекторами залежей углеводородов являются песчаники и алевролиты с глинистым цементом. Средняя пористость по продуктивным

пластам изменяется от 14,5 % до 16,4 %, проницаемость - от 20,2-10" мкм до 104-10"3 мкм2, нефтегазонасыщенность - от 50,9 % до 68,2 %, средние газонасыщенные толщины в залежах составляют от 2,4 м до 14 м, нефтегазонасыщенные - от 2,8 м до 5,2 м.

Установлено, что пластовая углеводородная система залежи находится в двухфазном состоянии. Промысловые исследования разведочных скважин и результаты анализа глубинных проб показывают, что газосодержание пластовой нефти изменяется по высоте залежи, снижаясь по мере удаления от плоскости ГНК. В условиях двухфазного существования смеси максимальное газосодержание пластовой нефти будет наблюдаться на отметке ГНК. Среднее газосодержание нефти пласта БУ83.9 по данным кондиционных глубинных проб

3 3 3

при ступенчатой сепарации составляет 175 м /т (151,4 м /м ). Нефть относится к типу малосернистых, малосмолистых, парафинистых, плотность нефти составляет 853 кг/м3. Основные разведанные запасы газа и конденсата (свыше 90 %) приурочены к пластам БУ8ь2и БУю2, нефти к пластам БУ81-2, БУ83_9.

В силу специфики природных условий образования залежей углеводородов, в мировой практике нефтегазодобычи, практически невозможно подобрать полный аналог какому-либо месторождению с тем, чтобы на его примере выбрать наиболее оптимальную систему разработки. Однако, имеется множество объектов со сходными геологическими условиями и параметрами, определяющими основные принципы и подходы, которые могут быть использованы при проектировании в качестве аналога.

Ниже представлен краткий обзор существующих способов разработки газоконденсатных, газоконденсатонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, которые могут быть положены в основу обоснования дальнейшей стратегии разработки нефтегазоконденсатных залежей.

Нефтегазоконденсатные залежи, в отличие от чисто газовых, газоконденсатных или нефтяных, характеризуются значительно большим многообразием применяемых систем разработки, обусловленных совместным залеганием в пласте нефти и конденсатосодержащего газа, непосредственно контактирующих друг с другом.

Как правило, разработка месторождений с подобными залежами направлена на добычу какого-либо одного из продуктов целевого назначения. Отсюда и подход к проектированию таких объектов, а также организация добычи углеводородов из указанных месторождений, являются в определенной мере односторонними и подчас далеко не обоснованным. При этом, очередность ввода в разработку залежей с совместным залеганием нефти и газа при проектировании, как правило, основана на принципе преобладания запасов какого-либо углеводородного продукта. Именно для максимального извлечения этого продукта, добыча которого рассматривается в качестве основного, и направлены основные проектные решения.

Так, на газонефтяных или газоконденсатонефтяных месторождениях Западной Сибири, несмотря на наличие промышленных запасов газа, осуществляется первоочередная выработка запасов нефти, а газовые шапки консервируются на неопределенное время (Самотлорское, Лянторское, Варьеганское и др.) [3]. Аналогично при разработке газоконденсатных месторождений США и Канады, применение сайклинг-процесса с конца ЗОх годов прошлого столетия, изначально было продиктовано отнюдь не стремлением повышения конденсатоотдачи, а чисто коньюктурными соображениями, исходя из существовавшей структуры потребления и соотношения цен на жидкие и газообразные углеводороды. Такой подход также является оправданным с точки зрения последующего извлечения запасов газа [4]. Данный подход к очередности разработки различных частей залежей является вполне приемлемым, если не наносит ущерба целостности газовой шапки.

Вместе с тем, в практике нефтегазодобычи есть примеры, когда при добыче нефти из газонефтяной залежи, прорвавшийся в нефтяные скважины свободный газ газовой шапки, сжигался на факелах из-за невозможности его утилизации (Саратовская область, Краснодарский край и т.д.). При разработке залежей XXI горизонта Крапивненского месторождения на острове Сахалин только в настоящее время планируется начать добычу нефти, когда уже

извлечено из залежи 70 %, содержащегося в ней газа. В Тюменской области при проведении пробной эксплуатации скважин, вскрывших газоконденсатные залежи на Западно-Таркосалинском месторождении в течение 10 лет осуществлялась только реализация конденсата, а весь, добываемый при этом, газ также сжигался на факелах. Данные негативные примеры далеко не единичны и свидетельствуют о стремлении получения недропользователем максимальной прибыли при игнорировании принципов рациональной разработки месторождений.

В настоящее время, в связи с ужесточением требований по наиболее полному извлечению всех углеводородов, содержащихся в продуктивных пластах, практика такого одностороннего подхода должна быть полностью исключена и особенно для нефтегазоконденсатных залежей.

На Ен-Яхинском месторождении содержатся значительные запасы газа в газовых шапках, извлекаемые объемы которого, в условных единицах, более чем в шесть раз превышают запасы конденсата и в 10 раз запасы нефти. Данное обстоятельство в определенной степени предопределило первоочередную организацию добычи конденсатосодержащего газа из залежей. Вместе с тем, продолжение дальнейшей разработки только газоконденсатных частей при истощении пластовой энергии отрицательно скажется на последующем извлечении запасов нефти.

Отметим что, в отечественной практике разработка всех газоконденсатных месторождений до настоящего времени осуществлялась в режиме истощения пластовой энергии. Такой способ разработки требует минимальных финансовых затрат в добычу углеводородной продукции. Вместе с тем, использование этого способа при разработке нефтегазоконденсатных залежей ведет к дополнительным пластовым потерям не только конденсата, но и нефти, которых можно избежать при осуществлении технологий с поддержанием пластового давления обратной закачкой воды или углеводородного (сайклинг-процесс и его модификации), а также неуглеводородного газа в пласт.

Внедрение методов поддержания пластового давления в газоконденсатной части с начала разработки залежей позволяет сохранить в этот период целостность нефтяных оторочек и повысить конденсатоотдачу пластов. Однако, реализация данного способа вследствие увеличения капитальных и текущих затрат ведет к существенному снижении прибыли предприятия и становится эффективной, в зависимости от соотношения цен на газ и конденсат, лишь при определенных величинах начального конденсатосодержания и динамики его изменения при снижении пластового давления в залежи. Именно с позиции экономической целесообразности продолжают разрабатываться с поддержанием пластового давления отдельные месторождения США, Канады и других стран, количество которых в настоящее время значительно сократилось по сравнению с предшествующим периодом и продолжает уменьшаться.

Теоретически доказано, что реализация методов поддержания давления приводит к повышению извлечения конденсата на любой стадии разработки, в т.ч. после предварительного истощения пластовой энергии. Проводимые на Вуктыльском и Ново-Троицком месторождениях работы по обратной закачке газа в пласт, которые носили опытный характер, подтвердили возможность повышения конденсатоотдачи на стадии предварительного истощения пластовой энергии, хотя и показали высокую себестоимость дополнительной добычи конденсата.

Тем не менее, реализация данного способа предварительного истощения имеет ряд преимуществ, позволяющих повысить экономическую эффективность метода повышения конденсатоотдачи. Прежде всего, это уменьшение срока окупаемости и получения прибыли на дальнейшее развитие месторождения за счет реализации газа, в начальный период освоения месторождения, а также снижения капитальных затрат при последующем внедрении сайклинг-процесса, за счет уменьшения энергозатрат на единицу закачиваемого газа и металлоемкости внутрипромысловых газоконденсатных сетей.

В процессе предварительных проработок [5] для условий Ен-Яхинского месторождения с помощью трехмерного моделирования выполнены исследования влияния различных факторов конденсатоотдачи пластов с поддержанием пластового давления в т.ч.:

- тип закачиваемого агента;

- продолжительность предварительного истощения;

- степень компенсации отбора;

- продолжительность закачки.

Выполненная технико-экономическая оценка различных вариантов показала, что наиболее приемлемым способом разработки является сайклинг-процесс при предварительном истощении залежей.

Принимая во внимание указанные обстоятельства, данный способ повышения конденсато- и нефтеотдачи положен в основу при проектировании разработки нефтегазоконденсатных залежей Ен-Яхинского месторождения [6]. Однако, выявленные в ходе доразведки и начального периода разработки газоконденсатных залежей обстоятельства препятствуют дальнейшей реализации основных проектных решений по реализации сайклинг-процесса на месторождении по следующим причинам:

- во-первых, нагнетание газа планировалось осуществлять через

центральный ряд скважин, который оказывает влияние на повышение

конденсатоотдачи только в сводовой части залежи между рядами добывающих

скважин, расположенных вдоль нефтяной оторочки со значительными запасами

1 2

нефти в пласте БУ8 " . В результате, как свидетельствуют данные геолого-гидродинамического моделирования в настоящее время текущее пластовое давление в скважинах, прилегающих к нефтяной оторочке снизилось до 19,523,5 МПа (рисунок 1.6), что уже сказалось на энергетическом состоянии в оторочке и кондициях запасов нефти;

- во-вторых, при планируемом переводе около трети добывающих скважин под закачку без изменения их общего количества, темп отбора газа из залежей оставлен без изменения, что вызывает необходимость значительного

- в-третьих, наличие тектонических нарушений, которые могут носить слабопроводящий или непроводящий характер, технологическая и экономическая эффективность принятой системы нагнетания для повышения конденсатоотдачи значительно снижается в результате уменьшения коэффициента охвата залежи воздействием (рисунок 1.7);

- в-четвертых, проектные решения не учитывают фактического состояние пробуренного фонда на пласт БУю , которым активной разработкой, в настоящее время охвачена только западная и частично центральная часть залежи;

- в-пятых, принятая в проекте полная компенсация отбора закачкой за счет дополнительных объемов газа, добытого из сеноманской залежи, как свидетельствуют результаты моделирования, практически не оказывают влияния на повышение конденсатоотдачи, однако ухудшают экономические показатели процесса.

Вследствие недостаточной изученности, а также отрицательных

1 2

экономических показателей добычи нефти из оторочки пласта БУ8 " , основными проектными решениями на начальном этапе её освоения, предложено бурение и организация пробной эксплуатации четырех скважин с последующей разработкой на ограниченных, с более высокими фильтрационно-емкостными параметрами, участках в режиме истощения пластовой энергии. При этом, достигаемые расчетные коэффициенты нефтеотдачи прогнозируются значительно ниже утвержденных значений.

7ПГТП 2*7 ШЗ 252 НЕ

277 «СП

3221] ТТ7 ГГП

Рисунок 1.6 - Распределение текущих полей пластовых давлений по

12 2

результатам моделирования разработки залежей БУ8" и БУю

342 153 253

* * ♦

Рисунок 1.7 - Характер распределения насыщенности пористой среды при закачке отсепарированного газа в пласт

В практике разработки нефтяных оторочек, с целью предотвращения отрицательного воздействия при прорывах свободного газа в скважины, а также для поддержания пластового давления, с целью увеличения нефтеотдачи пластов, на некоторых отечественных (Бахметьевское, Восточно-Сусловское и др.) и зарубежных (Адреана, Кэили-Бэйлоу и др.) использовалось барьерное заводнение [7], [8]. При этом в «чистом» виде на большинстве месторождений барьерное заводнение не было осуществлено, а сочеталось с другими модификациями внутриконтурного или законтурного заводнения. Однако, применение данного способа целесообразно в случае отбора только нефти из залежи при консервации запасов газа, поскольку при организации их одновременной добычи эффективность данного мероприятия будет значительно ниже, так как энергия закачиваемой воды будет воздействовать на зоны, в которые направлен градиент давления, в т.ч. и газонасыщенную. Кроме того, для условий Ен-Яхинского месторождения данный способ может быть использован только на северном участке нефтяной оторочки, где зона контактирующая с газом не превышает 1,5-2,0 км. На Восточном крыле подгазовая часть занимает около 70 % площади при ширине оторочки до 6-9 км и реализация данного метода сопряжена с бурением значительного количества скважин и объемов нагнетаемой воды, что в большей степени усугубляет реализацию здесь данного метода. В связи с этим, могут заслуживать внимания методы блокирования газа закачкой в добывающие скважины, с целью снижения фазовой проницаемости по газу, воды или полимеров (месторождение Норт Ист Холсвил). Однако, данные методы блокирования газа применимы в условиях вскрытия оторочек скважинами с вертикальным или наклонным забоем.

В последние годы, для повышения нефтеотдачи, нашли широкое распространение методы вскрытия продуктивных пластов скважинами с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием. Для условий Ен-Яхинского месторождения данный способ в сочетании с поддержанием пластового давления является наиболее приемлемым, поскольку позволит

отодвинуть период безгазовой эксплуатации скважин до отбора основных запасов нефти.

Отметим, что нефтегазоконденсатные залежи Ен-Яхинского месторождения характеризуются сложным геологическим строением с наличием отдельных блоков и различным фазовым состоянием пластовых углеводородных систем в них. Данное обстоятельство вызывает необходимость раздельного рассмотрения, на основе накопленного опыта и достигнутого уровня развития техники и технологии добычи углеводородов, самостоятельных или комбинации нескольких методов воздействия на залежь [9], [10].

Учитывая изложенное, для обоснования расчетных вариантов разработки нефтегазоконденсатных залежей следует исходить из следующих основных принципов:

- каждый из добываемых углеводородных продуктов, содержащихся в пласте должен рассматриваться в качестве целевого без выделения приоритетов в организации его добычи;

- варианты разработки нефтегазоконденсатных залежей должны предусматривать применение методов воздействия, на пласт, как в газоконденсатных, так и в нефтяных частях залежей, направленных на достижение утвержденных коэффициентов извлечения жидких углеводородов;

- при выборе методов воздействия на пласт необходимо учитывать особенности геологического строения и текущего состояния разработки объектов;

- варианты разработки должны формироваться с учетом современного уровня и тенденций развития техники и технологии добычи газа, конденсата и нефти.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных залежей потери пластовой энергии в результате отбора нефти частично восполняются за счет расширения газовой шапки. При этом влияние последней на энергетическое состояние в зоне отбора и эффективность вытеснения нефти в значительной степени зависит от величины и градиента давления в нефте и газонасыщенной частях

При разработке нефтяных оторочек неизбежны прорывы свободного газа во вскрытый в скважинах интервал, которые, как показал опыт эксплуатации на Уренгойском месторождении, являются не только нежелательными при организации добычи нефти, но и отрицательно сказываются на коэффициентах нефтеотдачи. По этой причине поддержание пластового давления только закачкой газа в газовую шапку не приведет к ощутимому эффекту и может только усугубить положение, в связи с чем, необходимо предусмотреть дополнительные методы воздействия на залежь с целью увеличения конечных коэффициентов нефтеотдачи.

В настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений Западной Сибири наибольшее распространение имеют методы внутриконтурного воздействия с помощью закачки воды. Данный способ поддержания пластового давления, учитывая особенности геологического строения и состояние разработки залежей, и предлагается в качестве основного метода воздействия. Как дополнительный, при разработке частично истощенной залежи пласта БУ8'"2, предлагается организация закачки газа в приконтактную зону пласта, с целью последующего сохранения энергетического потенциала на границе с нефтяной оторочкой. Обратная закачка отсепарированного газа в пласт (сайклинг-процесс) не только благоприятно отразится на нефтеотдаче, но и позволит увеличить коэффициент извлечения конденсата из пласта.

Другие методы воздействия, такие как водогазовое или закачка ШФЛУ, проводимые на месторождениях в опытно-экспериментальном порядке, до настоящего времени не нашли промышленного применения. Проведение работ по водогазовому воздействию в опытном порядке запланировано и при разработке оторочек, имеющих аналогичное строение, на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. Поэтому реализацию этих методов повышения нефтеотдачи предлагается рассмотреть на последующих стадиях

разработки рассматриваемых залежей, в качестве вторичных, после предварительной отработки технологии их проведения.

Обоснование плотности сетки нефтяных скважин осуществлялось на основе моделирования различных систем разработки залежей при подготовке ТЭО КИН [1],. Результаты выполненных исследований показали, что наиболее оптимальной сеткой скважин для выработки запасов нефти, исходя из особенностей строения залежей является применение равномерного размещения забоев скважин по треугольной сетке на участках в пределах изопахиты более 4 м с расстоянием между ними 800 м. Такое расположение забоев позволяет при необходимости уплотнить или трансформировать принятую систему размещения скважин при организации Ш1Д по семиточечной схеме. С момента подготовки ТЭО КИН произошли изменения в геологическом строении залежей в части разделения их тектоническими нарушениями на отдельные блоки, газогидродинамически не связанные между собой. При этом нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные параметры и показатели неоднородности пластов, а также физико-химические характеристики насыщающих их флюидов не претерпели изменения. Принимая во внимание указанное обстоятельство, обоснованная ранее система размещения скважин для организации добычи нефти принята за основу при формировании вариантов разработки с учетом возможного уплотнения сетки при благоприятных показателях экономической эффективности.

Увеличению нефтеотдачи способствует также применение различных способов вскрытия пласта, в т.ч. скважинами с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием ствола. Данный способ вскрытия нашёл в последнее время повсеместное распространение при проектировании и реализации современных систем разработки нефтяных залежей, который для оторочек с относительно малыми толщинами способствует также повышению продуктивности скважин и продлению безводного и безгазового периода их эксплуатации. Поэтому при рассмотрении вариантов разработки залежей

вскрытие продуктивных пластов в добывающих нефтяных скважинах предлагается осуществлять с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием.

В настоящее время не решены проблемы сохранения естественных свойств коллекторов в результате отсутствия соответствующего технического оснащения и буровых растворов нового поколения. Практика показывает также, что при бурении горизонтальных стволов большей протяженности значительно возрастают риски осложнений и аварий. Поэтому, в отечественной практике нефтегазодобычи большинство пробуренных скважин имеет протяженность горизонтального участка не превышающую 400 м [11].

Реализованная на месторождении рядная система размещения газоконденсатных скважин первоначально предусматривалась для проведения сайклинг-операций с использованием центрального ряда для нагнетания газа. В настоящее время, в связи с уточнением геологического строения, принятая система разработки газоконденсатных частей залежей, в силу причин изложенных выше, требует пересмотра. Однако, независимо от особенностей вновь предложенной системы разработки, для улучшения условий выработки газоконденсатной части залежи пласта БУю2, как показал анализ текущего состояния, необходимо бурение дополнительных газоконденсатных скважин.

В данных условиях подход к размещению дополнительных скважин должен рассматриваться из необходимости охвата активным дренированием невовлеченных в разработку запасов и их максимальной выработки. Поэтому, размещение дополнительных скважин осуществлялось исходя на основе геолого-газодинамического моделирования исходя из следующих принципов:

- обеспечения максимальной выработки запасов газа и конденсата в условиях блокового строения;

- учета распределения плотности остаточных запасов газа и конденсата;

- максимального использование существующих площадок кустов для бурения новых скважин;

- оптимизации их количества исходя из критериев рациональной разработки залежи.

Естественно, что соблюдение перечисленных принципов не позволяет привести расположение забоев дополнительных скважин к какой-то определенной системе и получить продуктивную характеристику, при традиционных методах вскрытия пласта, сопоставимую с характеристикой уже пробуренных скважин. Поэтому, для улучшения добывных возможностей, предлагаемых для добуривания скважин, вскрытие продуктивного пласта в них в проектном документе [12] предложено осуществлять субгоризонтальным забоем.

Отметим, что на участках, не охваченных активным дренированием, на пласт БУю2уже были пробурены скважины с вертикальным забоем, которые из-за низких фильтрационно-ёмкостных параметров вскрытых коллекторов переведены на вышележащий объект. Выполненные по этим скважинам расчеты показали, что, при проведении даже болыпеобъёмных ГРП (40 т проппанта), их добывные возможности при текущих, на момент ввода скважин пластовых давлениях будут ниже более чем в два раза, чем при вскрытии пласта субгоризонтальным окончанием. Последнее принято исходя из опыта строительства подобных газоконденсатных скважин на Ямбургском и Заполярном месторождениях, а также достижения заданной продуктивности, позволяющей осуществлять их длительную эксплуатацию при работе в один газосборный коллектор с другими скважинами куста.

В настоящее время в нижнемеловом комплексе месторождения

осуществляется разработка только газоконденсатных частей залежей пластов 12 2

БУ8 " и БУю , которые содержат нефтяные оторочки козырькового типа. Данные залежи, хотя и выделены проектным документом в самостоятельные объекты, однако имеют совместную систему внутрипромыслового сбора и подготовки газа, которая оказывает непосредственное влияние на систему разработки каждого из них.

Наличие значительных запасов жидких углеводородов, вызывает необходимость реализации такой системы разработки, которая обеспечила бы

максимальное извлечение из недр не только газа, но и достижение утвержденных коэффициентов извлечения конденсата и нефти.

С этой целью, в проектном документе [6], предложена стратегия, предусматривающая внедрение методов поддержания пластового давления в залежах организацией обратной закачки добываемого газа в пласт (сайклинг-процесс). Однако, указанные решения по дальнейшему развитию добычи газа, конденсата и нефти из пластов БУв1"2 и БУю2, по причине геологического характера, а также в силу финансово-экономических и организационных трудностей не реализованы.

В результате анализа материалов сейсморазвед очных работ ЗБ установлено наличие тектонических нарушений в продуктивных пластах, которые оказывают существенное влияние на процессы, происходящие при фильтрации флюидов. Принятая в проектном документе система разработки с поддержанием пластового давления закачкой газа в пласт, для существовавших представлений о пликативном геологическом строении залежей, способствовала повышению конечных коэффициентов извлечения жидких углеводородов по сравнению с наиболее распространенным способом разработки газоконденсатных залежей в режиме истощения пластовой энергии. При наличии дизюктивных нарушений, эффект от принятой в проекте системы нагнетания будет ниже, как с точки зрения повышения конденсатоотдачи, так и нефтеотдачи. Данное обстоятельство вызвало необходимость уточнения показателей, а также возможного изменения основных проектных решений по разработке нефтегазоконденсатных залежей.

Для оценки возможных пластовых потерь углеводородной продукции, при задержке ввода в разработку нефтяной оторочки и реализации сайклинг-процесса, в проектном документе [12] по варианту 1 предусматривается разработка залежей для ранее принятых проектных решений по способам разработки залежей, а также системе размещения, количеству и технологическому режиму эксплуатации скважин.

Выше отмечалось, что принятая, в предыдущем проектном документе [6],

система разработки пласта БУ8" предусматривала избирательную выработку

запасов нефти из отдельных наиболее благоприятных для этого участков, что

не способствовало достижению утвержденных коэффициентов извлечения

нефти. С целью совершенствования принятой системы разработки залежей,

следует рассмотреть мероприятия, направленные на достижение утвержденных

КИН, в т.ч. с расширением площади, а также внедрения методов

дополнительного воздействия на залежь при реализации систем поддержания

пластового давления.

Отметим, что реализация сайклинг-процесса на месторождении хотя и

способствует повышению нефте- и конденсатоотдачи продуктивных пластов,

однако ухудшает показатели экономической эффективности разработки залежи.

При блочном строении залежи, как уже отмечалось, снижается и

технологическая эффективность данного способа разработки. В связи с этим,

предлагается рассмотреть целесообразность модификации принятой системы

поддержания пластового давления с использованием частичного сайклинг-

процесса, на участках, прилегающих к контуру нефтеносности, а также

рассмотреть вариант продолжения разработки газовой части в режиме

истощения пластовой энергии.

В результате анализа текущего состояния разработки залежей

установлено, что сложившаяся система размещения газоконденсатных скважин

позволяет вовлечь в активную разработку только часть содержащихся в ней

1 2

запасов газа. При этом если по пласту БУ8 " наиболее полное извлечение запасов возможно за счет последующего использования нефтяного фонда скважин, то по пласту БУ10 , уже в настоящее время назрела необходимость добуривания скважин, особенно в восточной части структуры.

Учитывая изложенное, дополнительно сформированы следующие варианты с вовлечением в разработку разведанных запасов углеводородов нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ8Ь2 и БУю2:

- вариант 2, предусматривающий разработку газоконденсатных и нефтяных частей залежей в режиме истощения пластовой энергии при

добуривании дополнительных газоконденсатных скважин на пласт БУ10 и

1 2

нефтяных на пласт БУ8" ;

- вариант 3, аналогичный варианту 2 по системе размещения и количеству нефтяных и газоконденсатных скважин, но характеризующийся разработкой газоконденсатных частей залежей в режиме истощения пластовой энергии, а нефтяных частей с поддержанием пластовой энергии при внутриконтурном заводнении;

- вариант 4, аналогичный варианту 2 по системе размещения и количеству нефтяных и газоконденсатных скважин, но предусматривающий поддержание пластового давления в залежи пласта БУ8'"2, с помощью внутриконтурного заводнения и организации закачки газа в прилегающие к контуру нефтеносности газоконденсатные скважины.

Отличительные характеристики, предлагаемых для рассмотрения основных вариантов разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ81-2 и БУю представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Отличительные характеристики вариантов разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ8'"2 и БУю2

Показатели Варианты разработки

1 2 3 4

Способ разработки газоконденсатных частей залежей Сайклинг-процесс Истощение Истощение ППД в газовой части БУ81-2

ППД ппд

Способ разработки нефтяной оторочки Истощение Истощение внутриконтурное заводнение внутриконтурное заводнение

Эксплуатационный фонд газоконденсатных скважин; всего: 84 96 96 96

в т.ч. - добывающих 53 96 96 86

- нагнетательных 31 - - 10

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин, всего: 44 127 127 127

в т.ч. - добывающих 44 127 89 89

- нагнетательных - - 38 38

Год ввода в эксплуатацию:

- системы ППД в газовой части 2013 - - 2016

- нефтяной оторочки 2016 2016 2016 2016

БУ83_9 пробурены и приняты на баланс предприятия 24 нефтяные скважины, две

из которых (скв. 7398 и 7307) в соответствии с решением проектного документа

1 2

предложены к переводу на пласт БУ8 " для добычи газа и конденсата.

Расчеты технологических показателей добычи нефти в предыдущем проектном документе [6] выполнены по трем вариантам, отличающихся количеством скважин и способом разработки. Вариант 1 предусматривал ввод в эксплуатацию только пробуренных в настоящее время скважин в количестве 22 ед. и разработку нефтяной залежи в режиме истощения пластовой энергии. В варианте 2, также без организации поддержания пластового давления, предлагалось добуривание 43 скважин в пределах изопахиты 4 и более метров. В варианте 3 предусматривалось использовать, с учетом добуривания, часть скважин, расположенных в газонефтяной зоне, для поддержания пластового давления закачкой газа в газовую шапку. При этом максимальный эксплуатационный фонд также как и в варианте 2 составлял 65 ед.

Необходимо отметить, что запасы газа и конденсата в газовой шапке пласта БУ83.9, не являются определяющими для добычи газа и конденсата, поэтому добычу нефти из залежи предлагается начать при консервации запасов газа газовой шапки. Последующий отбор газа целесообразно осуществлять возвратным фондом газоконденсатных скважин, пробуренных на пласт БУ10 или БУ^1 для частичной компенсации падения добычи газа и конденсата из них на более поздней стадии разработки залежей.

С учетом изложенного, для обоснования системы разработки нефтяной залежи пласта БУ83_9, в проектном документе [12] рассмотрено три варианта, различающихся площадью размещения скважин и способом разработки.

В варианте 1, в соответствии с положениями предыдущего проектного документа по разработке залежи только по 22 пробуренным скважинам, в режиме истощения пластовой энергии, сохранены ограничения по отбору жидкости.

Принимая во внимание, что пробуренный фонд нефтяных скважин охватывает немногим более трети площади нефтеносности, для увеличения

степени охвата выработкой запасов нефти в залежи, рассмотрен вариант 2, с

организацией добычи нефти также в режиме истощения пластовой энергии, в

котором, в отличие от варианта 1, предусматривается дополнительное бурение

и ввод скважин по уже реализованной равномерной треугольной сетке с

расстоянием между забоями 800 м. При этом, скважины размещаются в

пределах всей площади нефтеносности при вскрытии нефтенасыщенной части

1 2

пласта, как и по оторочке пласта БУ8", субгоризонтальным окончанием.

Известно, что разработка нефтяных оторочек в режиме истощения

пластовой энергии характеризуется относительно низкими значениями

коэффициентов извлечения нефти. В настоящее время, для повышения

нефтеотдачи широко используются методы поддержания пластового давления.

Поэтому, для повышения коэффициентов извлечения нефти рассмотрен

вариант 3 в котором, при такой же плотности сетки скважин как и в вариантах 1

и 2, со вскрытием пласта в добывающих скважинах субгоризонтальным

окончанием, предусматривается организация поддержания пластового давления

по семиточечной схеме, а также проведение ГРП в шести пробуренных

скважинах и в 16 предлагаемых для добуривания вертикальных нагнетательных

скважинах. В качестве агента для поддержания пластового давления, учитывая

особенности геологического строения залежи, предлагается, также как и в

1 2

оторочке пласта БУ8 " , использовать воду.

Предлагаемые для рассмотрения основные варианты разработки

•5

газоконденсатнонефтяной залежи пласта БУ8 .д представленны в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Отличительные характеристики вариантов разработки газоконденсатнонефтяной залежи пласта БУ83.9

Показатели Варианты разработки

1 2 3

Способ разработки Истощени Истощение ппд

Количество скважин, 22 76 76

в т.ч. - добывающих 22 76 50

- нагнетательных - - 26

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Нестеренко, Александр Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлено, что нефтенасыщенная часть пластов БТб-8 Заполярного месторождения представляет собой капиллярно-экранированную нефтяную оторочку, подстилаемую подошвенной водой.

2. Установлено, что проблемы проектирования разработки нефтяной оторочки залежи пластов БТ68 Заполярного месторождения связаны с предупреждением расформирования запасов нефти.

3. Вычислительными экспериментами доказано, что применение вертикальных скважин для разработки тонких нефтяных оторочек неэффективно. Наиболее целесообразно применение системы горизонтальных скважин, обеспечивающих длительную безводную и безгазовую эксплуатацию.

4. Научно обоснованы рекомендации по равноудаленному от газожидкостных контактов расположению горизонтальных стволов в продуктивном пласте, обеспечивающему максимальную выработку нефти без расформирования нефтяной оторочки.

5. Технологический режим работы скважин для обеспечения продолжительной безводной и безгазовой добычи нефти при разработке неокомских нефтяных оторочек должен предусматривать ограничение по депрессии 1,0 МПа.

6. Вычислительными экспериментами обосновано преимущество применения многозабойных горизонтальных скважин с азимутальным отклонением четырех боковых стволов 45° относительно плотного ствола.

7. Обоснованная модель нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения и запасы углеводородного сырья прошли Государственную экспертизу (протокол ГКЗ Роснедра № 2762-ДСП от 27.04.2012). На базе утвержденной модели и запасов рекомендована подготовка технологического проектного документа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нестеренко, Александр Николаевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Подсчет запасов углеводородов нижнемеловых отложений Ен-Яхинского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.01.2002 г: Отчет о НИР (закл.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Туренков H.A. - Тюмень, 2002.

2. Специализированная обработка и комплексная интерпретация материалов 3D сейсморазведки Ен-Яхинской площади сезона 1998-2000 гг.: Отчет о НИР (закл.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Нежданов A.A. - Тюмень, 2000.

3. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского Автономного Округа. «ИздатНаукаСервис», 2004г. Под ред. - Карасева В.И., Ахпателова Э.А., Панова В.Ф.

4. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. - М., «Недра», 1976г.

5. Дополнения к комплексному проекту разработки Ен-Яхинского месторождения (обоснование способа разработки газоконденсатных залежей): Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководители С.М. Лютомский, Ю.Ф. Юшков - Тюмень, 2001г.

6. Коррективы проекта разработки нижнемеловых отложений Ен-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководители С.М. Лютомский Ю.Ф. Юшков - Тюмень, 2005г.-987 с.

7. Мартос В.Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. ТНТО. Сер. «Нефтепромысловое дело». М, ВНИИОЭНГ, 1976г.

8. Афанасьева A.B. Опыт разработки нефтегазовых залежей за рубежом. ОЗЛ. Сер. «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1977г.

9. Особенности проектирования разработки газонефтяных залежей месторождений Западной Сибири./ Туренков H.A., Гереш П.А., Юшков Ю.Ф., Ахмадеева З.А. Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, вып 10. -М.: ВНИИЭгазпром, 1987.

10. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатонефтяных месторождений Западной Сибири./ Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, вып 4. - М.: ВНИИЭгазпром, 1980.

11. Муртазина Т. «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе более полного использования потенциала горизонтальных технологий». Технология ТЭК, № 6, 2007г.

12. Технологическая схема разработки нижнемеловых отложений Ен-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР (закл.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Нестеренко А.Н. - Тюмень, 2012.

13. Геология нефти и газа Сибирской платформы. /Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова, A.A. Трофимука.-М.: Недра, 1981.-509 с.

14. Геология нефти и газа Западной Сибири. /Под ред. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К.. М.: «Недра», 1975, 680 с.

15. Пересчет запасов углеводородов Собинского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом материалов сейсморазведки 3D и бурения новых скважин: Отчет о НИР/ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководители В.В. Огибенин, А.Н. Нестеренко - Тюмень, 2010 г.

16. Проект разработки неокомских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР (закл.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Нестеренко А.Н. - Тюмень, 2008.

17. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964.-200с.

18. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство, 1994. - №1. - С.29-30.95

19. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство, 1992.-№8.-С. 9-10.96

20. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство, 1992.-№10.-С. 10-12.

21. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. - Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004.-290с.

22. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.

23. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001. - 562с.

24. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology // Paper SPE 19414, 1990.

25. Goode P.A., Kuchuk F.J. Inflow performance for horizontal wells // SPE Reservoir Engineering, Aug. 1991. - P. 319-323.

26. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

27. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

28. Fernandez В., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

29. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

30. Giger F.M. The reservoir engineering aspects of horisontal wells // Paper SPE 13024, 1984.

31. Azizs., Odeh A.S., Babu D.K. Tranzient flow behavior of horizontal wells pressure drawdown and bildup // SPE Formation Evalution, 1990. V.5.- p.7-15

32. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period//J.P.T., 1982.

33. Suprunovich P., Battler R.M. Vertical confined water drive to horizontal well. Part 1; Water and oil of egual densities // J. of Canadian Petrol. Jechnol. -1992,1.-Vol. 31, № l.-P. 32-38.

34. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев P.Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: Сб. науч. тр. - Бугульма, 1996. - С. 81-89.

35. Мукминов Р.А., Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки нефтегазовой залежи горизонтальной скважиной // Горный вестник, 2000. -№3.-C.3-7.

36. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.- 199 с.

37. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 131 с.

38. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с.

39. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин.: Монография. М.: 2008.-460с.

40. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

41. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. M; Недра. -1966.-318 с.

42. Меркулов В.П. О дебитах наклонных и горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. - 1958.

43. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.369 с.

44. Особенности разработки нефтегазовых месторождений /А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б., С.К. Сохошко // Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т», ч. II. - 2001. - 482 с.

45. Бочкарёв B.C. О формировании нефтяных и газовых месторождений. [Текст]. // Новые материалы по геологии и нефтегазоносности ЗападноСибирской низменности /Труды ЗапСибНИГНИ..- Тюмень, 1972. вып. 58 - С. 171-176.

46. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Тян А.В. и др. Условия формирования основных продуктивных горизонтов. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1970. - вып. 41.

47. Салманов Ф. К., Прозорович Г. Э. Условия формирования нефтяных залежей. /Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1968. - вып. 19.

48. Влияние вертикальных миграций флюидов на формирование залежей нефти и газа [Текст] / под редакцией Ростовцева Н. Н. - М.: Недра, 1968.

49. Зарипов О.Г. О влиянии нефтяных углеводородов на распределение вторичного кварца в терригенных коллекторах нефти (на примере месторождений Западной Сибири и Башкирии). Докл. АН СССР, т. 197, № 2, 1971.

50. Карапетов A.M., Судариков Ю.А. Критерии определения времени формирования первичных залежей нефти. Тр. Моск. ин-та нефтехим. и газ. пром-ти. 1969. - Вып. 91

51. Варламов И.П. Основные итоги изучения новейшей тектоники равнин Сибири в связи с их нефтегазоносностью [Текст].//Геоморфология. - 1983. - № 3 - С.13 - 22.

52. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна [Текст]. / М.Я.Рудкевич, Л.С.Озеранская, Н.Ф.Чистякова и др. - М.: Недра, 1988. - 303 с.

53. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при их струйной миграции в водоносных породах. /Тр. ВНИИ. 1958. - вып. 14.

54. Эделыитейн А. Я., Плавник Г. П. О роли динамики подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа. [Текст]. // Изв. АН Молд., ССР. - 1963. - №8.

55. ПецюхаЮ.А. Влияние тектоногенных процессов на формирование очагов генерации углеводородов // Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. - М.: Наука, 1989. - С. 239.

56. Трофимук А.А., Черский Н.В., Царев В.П., Сорока Т.И. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого ОВ с использованием механических полей [Текст]. // Докл. АН СССР. 1981. - Т. 257 - № 1. - С. 207-211.

57. Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа [Текст]. - Новосибирск: СО РАН, филиал "Гео", 2003. - 197 с.

58. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования [Текст]. - М.: ГЕОС, 1999. - 76 с.

59. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа [Текст]. - М.:МГУ, 2001.-480 с.

60. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления [Текст]. -Новосибирск: Наука, 1995. - 182 с.

61. Большаков Ю.Я., Большакова Е.Ю. Решение задач нефтегазопромысловой геологии на основе капиллярных моделей залежей [Текст]. - ТюменыТюмГНГУ,2008.- 140 с.

62. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов [Текст]. -М.: Недра, 1970.

63. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Соотношения современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле ЗападноСибирской плиты [Текст] //Изв. АНСССР. Сер. Геол. - 1982. - №2. - С. 112-120.

64. Зыкин М.Я., Царев В.В. Рациональная разведка смещенных нефтяных оторочек на газонефтяных месторождениях севера Западной Сибири [Текст] // Геология месторождений нефти и газа. - М., 1984. - № 7. - С. 43-48.

65. Рыбак В.К. Влияние неотектоники на изменение положения ВНК залежей нефти Красноленинского свода [Текст]. //Тектоника Западной Сибири. -Тюмень, 1987.-С. 126-129.

66. Большаков Ю.Я., Большакова Е.Ю. Решение задач нефтегазопромысловой геологии на основе капиллярных моделей залежей [Текст]. - Тюмень:ТюмГНГУ,2008.- 140 с.

67. Подсчет запасов нефти и конденсата Заполярного месторождения Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.01.87 г. [Текст]: Отчёт на изучение недр / Главтюменгеология, руководитель Ф.З.Хафизов. Отв. исполнители Пермяков

A.П., Соколова Л.А., Панов С.Ф., Ахияров В.Х. - Тюмень, 1987. - 581 е.: ил.

68. Коссовская А.Г. Генетические типы цеолитов стратифицировнных формаций [Текст]. // Литология и полезные ископаемые. - М., 1975. - № 2. - С. 23-44.

69. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (Физика горных пород) [Текст]. - М.: Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004.- 368 с.

70. Авторский надзор за доразведкой Заполярного месторождения [Текст]: Отчёт о НИР (заключительный) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель H.A. Туренков. - Тюмень, 1995. - 60 е.: ил. - Отв. исполн.

B.В.Мормышев.

71. РД 153-39.0-047-00, Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений-М., 2000. - 130с.

72. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений (Часть 1. Геологические модели). -М.ЮАО «ВНИИОЭНГ». - 2003. - 164 с.

73. Пересчет запасов газа, конденсата и нефти неокомских отложений Заполярного месторождения с учетом материалов 3D сейсморазведки и бурения скважин (по состоянию на 01.01.2011) [Текст]: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководители В.В. Огибенин, А.Н. Нестеренко. -Тюмень, 2011.