Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор исследований и перспективы развития нефте- и газодобычи на территории ЯНАО 16
1.1.Обзор предыдущих исследований в области разработки залежей нефти и газа 16
1.2. Сложнопостроенные залежи и трудноизвлекаемые запасы УВС 21
1.3. Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО 26
1.4. Перспективы развития газовой и нефтяной отрасли ЯНАО 31
1.5. Классификации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири 33
1.6. Вопросы методологии и ЗД моделирования 41
1.7. Выводы и предложения по 1 главе 46
2. Состояние и особенности разработки нефтяных месторождений ЯНАО 49
2.1. Характеристика месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 49
2.2. Продуктивность и добывные возможности залежей УВС 52
2.3. Рекомендации по совершенствованию дальнейшей разработки залежей 57
2.4. Особенности гравитационного разделения флюидов в монолитных и слоистых пластах75
2.5. Влияние гравитационных сил на выработку запасов нефти Пограничного месторождения 88
2.6. Выводы и предложения по 2 главе 128
3. Новые подходы при разработке залежей нефти и газа с триз. расчет коэффициента охвата 131
3.1. Традиционный подход при анализа выработки запасов малых нефтяных залежей 132
3.2. Методики расчета коэффициента охвата для систем вертикальных скважин 145
3.3. Расчет коэффициента охвата для систем горизонтальных скважин 148
3.4. Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере Западной Сибири 160
3.5. Геолого-промысловые модели сложнопостроенных газовых залежей 161
3.6. Научно-технические предложения по разработке малых залежей газа, содержащие ТрИЗ 172
3.7. Технико-экономическая эффективность освоения газовых залежей 176
3.8. Выводы и предложения по 3 главе 180
4. Научно-технические и технологические решения при проектировании разработки залежей нефти и газа 183
4.1. Обоснование эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов 184
4.2. Анализ эффективности применения ГРП 193
4.3. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки воды. Обобщенный (разукрупненный) объект разработки 198
4.4. Обоснование систем разработки с горизонтальными скважинами 211
4.5. Выводы и предложения по 4 главе 220
5. Актуализация и оптимизация методов увеличения нефте- и газоизвлечения для сложнопостроенных залежей 223
5.1. Методика анализа и оценка перспектив освоения нефтяных месторождений по их геолого-физической характеристике 224
5.2. Методические подходы к обоснованию выбора оптимальных геолого-технологических мероприятий на скважинах 237
5.3. Решение задачи учета гравитационного разделения флюидов в слоистой модели 252
5.4. Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов 258
5.5. Вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при разработке нефтяных залежей 268
Гл.1 5.6. Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующие продуктивные пласты [102, 104] 277
5.7. Выводы и предложения по 5 главе 290
6. Внедрение новых технологических решений при разработке сложнопостроенных месторождений 293
6.1. Совершенствование разработки Северо-Янгтинского нефтяного месторождения 296
6.2. Внедрение ЗБС при разработке Тамбовского газоконденсатного месторождения 304
6.3. Новые решения при разработке Марковского нефтегазоконденсатного месторожденияЗ 12
6.4. Перспективные проектные решения по разработке Высоковского нефтегазового месторождения 318
6.5. Совершенствование разработки Хвойного нефтяного месторождения 328
6.6. Анализ результатов разработки Мессояхского газового месторождения и предложения по повышению газоотдачи 334
6.7. Применение авторских инноваций при разработке Ай-Еганского месторождения 343
6.8. Особенности реализации новых технологий разработки на Лиственском месторождении Удмуртской республики 350
6.9. Выводы и предложения по 6 главе 360
Заключение 363
Список использованной литературы
- Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО
- Продуктивность и добывные возможности залежей УВС
- Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере Западной Сибири
- Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Характерной особенностью современного развития нефтяной и газовой промышленности России является переход многих разрабатываемых месторождений в стадию падающей добычи углеводородного сырья (УВС). При постоянном росте потребления нефти, газа и конденсата ресурсы недр истощаются, что определяет необходимость решения крупной хозяйственной проблемы, сформулированной в «Энергетической стратегии России на период до 2030г.»: обеспечение высоких объемов добычи нефти и газа и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 35-37%.
На вновь осваиваемых месторождениях в течение последних лет отмечается снижение начальных запасов углеводородного сырья: если в 1985-1990 гг. средняя величина извлекаемых запасов нефти по среднестатис-тическому месторождению в Западной Сибири оценивалась в 18 млн.т, то в последнее десятилетие она снизилась примерно до 7 млн.т. Как правило, они характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами, низкими дебитами, что ведет к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), под которыми понимаются запасы, извлечение которых требует применения третичных методов. В частности для месторождений Западной Сибири доля ТрИЗ возросла с 33% до 50% текущих извлекаемых запасов.
Ввод в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в освоенных районах, но характеризующихся сложным геологическим строением, фазовым составом и, как правило, малыми и также трудноизвлекаемыми запасами нефти (менее 10 млн. т) и газа (менее 10 млрд. м3) обуславливает применение нестандартных подходов к их освоению и разработке, существенно отличающиеся от традиционных. Это касается не только темпов добычи, систем разработки, технических средств и технологических приемов, но также подходов к проектированию разработки, учитывающих особенности геологического строения, применение скважин различного профиля и конструкции и пр. В настоящее время принципы размещения скважин с горизонтальным и пологим окончанием ствола, расчет плотности сетки таких скважин, оценка коэффициента охвата для систем разработки со скважинами различного профиля недостаточно обозначены, что затруднен выбор оптимальной системы разработки.
Исходя из вышесказанного, можно выделить несколько уровней актуализации проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов: методологический – создание системы проектирования разработки сложно-построенных залежей; научно-методический – обоснование новых способов повышения эффективности разработки месторождений; практический – повышение качества проектных работ и эффективного контроля за разработкой; организационный – подготовка квалифицированных кадров в области разработки сложнопостроенных залежей углеводородного сырья.
Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением и трудноизвлекаемыми запасами УВС, на основе обобщения практического опыта, геолого-промыслового анализа и применения новых научно-технических и технологических решений.
Задачи исследования. 1. Анализ состояния ресурсной базы месторождений на примере ЯНАО, обобщение особенностей разработки залежей углеводородного сырья и выработки запасов углеводородов.
2. Анализ существующих методов оценки нефтеотдачи и разработка новых подходов к расчету коэффициента охвата для систем разработки со скважинами сложной архитектуры.
3. Создание методов технологической оценки эффективности освоения новых месторождений с учетом геолого-физической характеристики и технологических факторов, выработка научно-обоснованных методических рекомендаций по формированию программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) при регулировании разработки залежей сложного геологического строения с трудноизвлекаемыми запасами.
4. Обоснование и вывод новой характеристики вытеснения нефти водой при применении заводнения с целью достоверной оценки потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициента охвата пластов заводнением.
5. Обоснование принципов проектирования разработки залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами УВС на основе комплексного анализа выработки запасов и практическая реализация новых технологий и научно-технических решений.
6. Разработка учебно-методического комплекса для подготовки квалифицированных специалистов и магистров.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования являются нефтяные и газовые месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, предметом – системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.
Научная новизна. 1. На основе анализа выработки запасов нефти разрабатываемых пластово-сводовых залежей установлено, что в процессе внутриконтурного заводнения эксплуатационных объектов формируются техногенные водонефтяные зоны, которые можно рассматривать как «техногенные» залежи с малыми остаточными запасами, сконцентрированными по площади в районах локальных куполов, а по разрезу - в кровельной части пласта. Для моделирования пластово-сводовых залежей предложена слоистая модель пласта, учитывающая гравитационное разделение флюидов.
2. Разработана методика оценки технологической эффективности ввода в разработку сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Предложен геолого-статистический метод расчета коэффициента охвата для систем разработки, отличающийся от известного учетом профиля скважин: кроме вертикального профиля можно использовать горизонтальное окончание ствола.
3. Обоснована и разработана концепция формированию программы геолого-технических мероприятий, учитывающая механизм выработки запасов, включающая критерии выбора и позволяющая принимать эффективные решения по работе с пластом в конкретных скважинах.
4. Установлена новая обобщенная характеристика вытеснения нефти водой, описывающая механизм вытеснения нефти водой в терригенных коллекторах, позволяющая оценить потенциально извлекаемые запасы нефти, а также достоверно рассчитать коэффициент охвата вытеснением по фактическим данным добычи в условиях недостатка геолого-промысловой информации.
5. Научно обобщены методы проектирования систем разработки сложно-построенных залежей с ТрИЗ скважинами различного профиля и конструкции (многозабойные, с горизонтальным окончанием, боковые стволы), использование способов интенсификации добычи, одновременно-раздельной эксплуатации, позволяющих увеличить темпы отбора и нефтеотдачу пластов.
Практическая ценность работы. 1. На основе анализа состояния ресурсной базы месторождений нефти и газа ЯНАО оценена эффективность освоения залежей и месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами, позволяющая увеличить добычу нефти на 25-30 млн.т/год.
-
Внедрены в практику проектирования и анализа разработки: методика расчета коэффициента охвата для систем скважин с пологим и горизонтальным окончанием ствола; методические рекомендации по технологической оценке эффективности ввода новых месторождений; методические рекомендации по формированию программы ГТМ; алгоритм и компьютерная программа расчета величины потенциально извлекаемых запасов нефти и коэффициент охвата на основе авторской обобщенной характеристики вытеснения нефти водой, что способствовало увеличению темпа отбора нефти и повышению КИН.
-
Предложен и внедрен в производство способ разработки нефтяной залежи, учитывающий гравитационные эффекты в системе «нефть-вода» (патент РФ № 2225941), на основе которого реализованы мероприятия на Северо-Пямалияхском месторождении.
-
Авторские инновации реализованы в проектных документах по разработке ряда месторождений ЯНАО, ХМАО, Томской области, Красноярского края и других регионов, что позволило сократить количество скважин, увеличить охват воздействием, входные дебиты нефти и газа, повысить объем добычи УВС в 1,5-2,0 раза и КИН до 10% по сравнению с традиционным подходом.
-
Издано и используется в образовательном процессе учебное пособие по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений» для подготовки магистров направления «Нефтегазовое дело» в ТюмГНГУ.
Основные защищаемые положения (теоретическая значимость).
-
Определение новых понятий: «плотность сетки горизонтальных скважин», «обобщенный (разукрупненный) объект разработки», «техногенная залежь» и обоснование их использования при проектировании разработки.
-
Новый метод оценки коэффициента охвата пластов вытеснением, учитывающий особенности геологического строения пластов и профиль горизонтальных скважин.
-
Научно-методические рекомендации по формированию эффективного комплекса геолого-технологических мероприятий при разработке сложно-построенных месторождений нефти и газа, характеризующихся трудно-извлекаемыми запасами УВС.
-
Объяснение механизма вытеснения нефти водой в терригенных коллекторах, которое описывается обобщенной характеристикой вытеснения нефти водой и позволяет достоверно рассчитать коэффициента охвата вытеснением и потенциально извлекаемые запасы нефти.
-
Технологии и технологические решения при разработке сложно-построенных залежей с применением скважин различного профиля и технологий добычи, позволяющих увеличить объемы добычи нефти и коэффициент охвата, обеспечить расширение зоны дренирования и повысить входные дебиты.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».
Внедрение результатов работы. Авторские исследования, направленные на совершенствование разработки месторождений нефти и газа, нашли свое отражение в проектных документах, утвержденных Центральной комиссией по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра), основными из которых являются следующие: Северо-Янгтинское нефтяное месторождение ЯНАО, 2005 г.; Высоковское газонефтяное месторождение Пермского края, 2006 г.; Ай-Еганское газонефтяное месторождение ХМАО-Югра, 2007 г.; Тамбовское газоконденсатное месторождение Саратовской области, 2007 г.; Лиственское нефтяное месторождение Республики Удмуртии, 2007 г.; Марковское и Ярактинское нефтегазоконденсатные месторождения Иркутской области, 2011-2012 гг. и др. Экономический эффект от внедрения авторских инноваций составил более 500 млн. руб.
Апробация результатов работы. Основные положения авторских исследований докладывались на: Российской конференции «Тепловые методы воздействия» (г. Шепси, Краснодарский край, 1997 г.); Российской научной конференции «Пути повышения уровней добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 1997 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня» (г.Тюмень, 1997 г.); Научно-практической конференции, посвященной 25-летию ОАО СибНИИНП «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». (г.Тюмень, 2000 г.); Международной конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г.Салехард, 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2007 г.); VI региональной научно-практической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г.Тюмень, 2007 г.); Международной научно-практической конфе-ренции, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института им. Ленинского комсомола (Тюмень, 2008 г.); Международной научной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г.Тюмень, 2007 г.); Научной конференции «Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений» (г.Тюмень, 2008 г.); XVI научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», (г.Тюмень, 2010 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы и опыт разра-ботки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (г.Санкт-Петербург, 2012г.); Восьмой всероссийской научно-технической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения Муравленко В.И. (г.Тюмень, 2012 г.); V инженерном форуме Тюменской области «Энерго-эффективность в экономике Тюменской области» (г.Тюмень, 2012 г.). Основные результаты работ неоднократно докладывались и обсуждались на заседаниях кафедры РЭНГМ ТюмГНГУ (2010-2012 гг.), Центральной комиссии по разработке месторождений ЯНАО и ХМАО-Югра (1996 - 2013 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 80 работ. В автореферате приведены сведения о 52 основных публикациях, в том числе двух монографиях, двух патентах РФ на изобретения. 19 работ размещены в изданиях, рекомендованных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести разделов, заключения и списка использованных источников из 278 наименований. Работа изложена на 381 страницах машинописного текста, включая 64 таблицы и 136 рисунков.
Краткие сведения о ресурсной базе ЯНАО
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], Сургучева 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.
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 = (2ИЗВ/С)ГЕОЛ (1 1) где QH3B - извлекаемые запасы нефти, млн.т., С ГЕОЛ - 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 нефтенасы-щенному объему залежи. К0хв есть функция, зависящая от плотности сетки скважин (S) и прерывистости пласта (d).
Основные методики расчета К0хв следующие:
1. геолого-статистический метод (ГСМі), в котором реальный пласт представляется двумерной областью, составленной из квадратов 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, P.M. Курамшин);
3. по характеристикам вытеснения нефти водой, учитывающим фактическую добыч} 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 P.M., Каневской Р.Д. [61, 139, 140], Клещенко И.И., Крылова Г.В. [76], Курамшина P.M. [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.
Продуктивность и добывные возможности залежей УВС
Для оценки степени достоверности запасов газовых залежей можно предложить пять показателей: - процентное содержание запасов газа категории ВС і в общих запасах (ВС, + 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 разве данности можно выделить три группы залежей: высокая (50-100 % запасов категории ВСІ, остальные - категории С2), средняя (25 - 50 % запасов категории ВСІ) и низкая (менее 25 % запасов категории ВСІ).
При такой градации, естественно, к низкой разведанности относятся все 73 залежи с ресурсами категории Сз 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, Восточно-Таркосалинская, Северо-Комсомольская, Усть-Часельская, Верхне-Часельская, 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 Сз) 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 образом: одна крупнейшая (Восточно-Таркосалинская), 10 крупных, 20 средних и 101 мелкая залежь.
Концептуальные подходы освоения малых газовых месторождений на севере Западной Сибири
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. 12 10
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 БСц Карамовского, БСю Крайнего, БПц 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 скважино-операций 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 БП]1 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.
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 БС9 Сугмутского и объект БСю 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 - БС нижнего мела, реже к пластам покурской свиты, ачимовской и юрской толщи. 2. Залежи нефти пластовые, сводовые, в большинстве случаев частично лито логически экранированные. Продуктивные пласты сложены полимиктовыми, песчано-алевролитовыми коллекторами с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами и характеризуются значительной геологической неоднородностью, что обуславливает слабую гидродина мическую 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.
Результаты применения модели слоистого пласта с учетом гравитационного разделения флюидов
По результатам исследований построена зависимость изменения коэффициента заводнения, от числа лет прокачки по скважинам, расположенным в различных зонах (рис. 2.53). 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 118 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 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.
Уплотняющее бурение в ЧНЗ велось в безводный период и позволило эффективно вырабатывать запасы. Уплотнение ВНЗ проводилось в Ш-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. 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 БСц, БСц0СН, БСц1 являются гидродинамически связанными, то выработка запасов нефти происходит одновременно из всех пластов. Пласт БСц0 перфорирован в ПО скважинах или 69 % фонда, пласт БСц1 перфорирован в 14 скважинах или 15 % фонда.
В результате такой выработки запасов на объекте БСц 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 БСц 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 прикровельнои 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 БСц, рассчитанный по ГСМ-І, равен 0,83, по ГСМ-П - 0,9, по ММБ - 0,67. Заниженное значение коэффициента охвата по методу характеристик связано с выбытием большого числа скважин в бездействие.
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 40-50 % и имеется подвижная вода. Поэтому в первые годы эксплуатации происходит конусообразование и обводнение скважин.
