Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ особенностей разработки пластов юрских отложений 7
1.1 Проблемы разработки юрских залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеводородов Пур-Тазовской нефтегазоносной области 7
1.2 Геологические особенности строения юрских нефтяных залежей Харампурского месторождения 16
1.3 Тектоника продуктивных коллекторов Харампурского месторождения 35
Выводы по разделу 1 50
2 Разработка методики определения эффективных (перспективных) зон разработки на основе вьшвления разломов (сдвигов) 52
2.1 Построение детальных параметрических геологических моделей резервуаров на основе комплексного изучения сейсмических и промыслово-геофизических данных 54
2.2 Анализ выработки продуктивных пластов с применением промыслово-геофизических данных 64
2.3 Изучение возможности существования трещинных коллекторов и зон АВПД в отложениях Харампурской группы месторождений 70
Выводы по разделу 2 80
3 Обоснование расположения сетки скважин посредством применения численных моделей с учетом влияния непроницаемых экранов 81
3.1 Модели элементов гидросистемы продуктивных пластов 81
3.2 Адаптация сетки скважин с учетом влияния непроницаемых экранов 99
Выводы по разделу 3 118
4 Исследование результатов применения гтм и мун при разработке залежей с выявленными зонами дробления и пути повышения их эффективности 119
4.1 Анализ показателей эксплуатации скважин и систематизация результатов с учетом тектонического анализа продуктивных пластов с целью выделения эффективных зон 119
4.2 Исследование эффективности методов интенсификации и МУН на месторождениях с разломами и без них 129
4.3 Анализ эффективности применения гидравлического разрыва в различных зонах коллектора Харампурского месторождения 139
4.4 Оптимизация существующей системы разработки юрских залежей Харампурского месторождения с учетом тектонического строения 146
Выводы по разделу 4 150
Основные выводы и рекомендации 151
Список использованных источников
- Геологические особенности строения юрских нефтяных залежей Харампурского месторождения
- Анализ выработки продуктивных пластов с применением промыслово-геофизических данных
- Адаптация сетки скважин с учетом влияния непроницаемых экранов
- Исследование эффективности методов интенсификации и МУН на месторождениях с разломами и без них
Введение к работе
Актуальность проблемы. В результате интерпретации данных сейсморазведки 3D перспективных зон северной части Западно-Сибирской низменности' выявлен особый тип тектонических дислокаций, представляющий собой протяженные системы множества относительно коротких кулисообразных нарушений с вертикальными амплитудами до 100 м. Их генетической основой являются зарождающиеся (малоамплитудные) горизонтальные сдвиги в породах фундамента. Одним из критериев отнесения запасов углеводородного сырья к трудноизвлекамым (ТИЗ) является раздробленность месторождения тектоническими нарушениями, с одной стороны, создающими барьеры проницаемости, с другой, - образующими зону трещиноватости вблизи разломов. Большая часть таких запасов сосредоточена в верхнеюрских отложениях (пласты Юі) Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Наиболее крупные месторождения - Харампурское нефтеконденсатное и Фестивальное нефтегазовое находятся в длительной разработке, которая ведется с малой эффективностью. Не достигаются утвержденные запасы коэффициента извлечения нефти (КИН), при обводненности 60% на первом месторождении КИН = 0,15, а на втором при обводненности 41% КИН = 0,1. Поэтому актуальность поиска технологий разработки залежей со сложным геологическим строением, позволяющих повысить нефтеизвлечение, не вызывает сомнения.
Российскими учеными (С.Н. Беспалова, О.В. Бакуев, B.C. Вышемирский, Г.Н. Гогоненков, СВ. Дворов, М.Ю. Зубков, А.Э. Конторович, А.И. Тимурзиев, А.А. Трофимук и др.) описано влияние тектонических нарушений залежей на текущую разработку. Однако не определены особенности подходов к проектированию разработки подобных месторождений, осложненных сдвиговой тектоникой, что в результате влияет на конечную нефтеотдачу. Сложная морфология, интенсивная дизъюнктивная нарушенность и блоковое строение требуют для эффективной эксплуатации таких объектов научно
4 обоснованной и надежной геологической модели разломов, формирующих структуры горизонтального сдвига для применения современных моделей фильтрационных потоков.
Таким образом, вопрос учета дизъюнктивных деформаций (сдвиговой тектоники) при проектировании разработки становится актуальным, а его решение в значительной степени способствует повышению нефтеотдачи пластов.
Цель работы
Повышение нефтеотдачи на основе комплексного анализа геолого-промысловой информации о дизъюнктивных деформациях (сдвиговой тектонике) и создание научно обоснованной гидродинамической модели залежей нефти для юрских отложений на примере Харампурского месторождения.
Основные задачи исследований
Анализ разработки юрских залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеводородов, Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП).
Выделение перспективных зон продуктивности юрских залежей Харампурского месторождения, осложненного дизъюнктивными нарушениями, с целью повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.
Исследование влияния сдвиговой тектоники на эффективность эксплуатации юрских залежей.
Изучение с использованием математического моделирования влияния системы поддержания пластового давления на работу добывающих скважин с учетом непроницаемых экранов, обусловленных блоковым строением продуктивного горизонта.
Реализация результатов исследований в проектных документах на разработку Харампурского месторождения и месторождений-аналогов.
5 Научная новизна выполненной работы
1. Впервые для залежей нефти юрских отложений выявлена зависимость
влияния расстояния от тектонических разломов сдвигового типа до забоя
эксплуатационных скважин на эффективность их работы, позволяющая
прогнозировать объем безводной добычи и формировать рациональный вариант
разработки на месторождениях-аналогах.
2. На основе комплексного анализа информации о сдвиговых
дислокациях юрских залежей разработана методика адаптации системы
разработки, обеспечивающая вовлечение большего объема остаточных запасов,
чем при эксплуатации стандартной системой.
3. Научно обосновано и экспериментально подтверждено, что при
эксплуатации залежей, структура которых обусловлена непроницаемыми
экранами, наиболее эффективным является размещение нагнетательных
скважин вдоль линии непроницаемых экранов, что гарантирует поддержание
оптимального их энергетического состояния.
Практическая ценность и реализация
Обоснована оптимальная система разработки юрских отложений Харампурского месторождения - обращенная пятиточечная система размещения с избирательным (адаптивным) размещением элементов, учитывающих разломно-блоковое строение залежи, что позволяет увеличить эффективность выработки на 8,5%.
Результаты диссертационной работы использованы в проектных технологических документах «Дополнение к технологической схеме разработки Харампурского месторождения» и «Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения», утвержденных Центральной комиссией по разработке (ЦКР). Полученные расчетные КИН превышают ранее принятые значения на 2,3 % по Харампурскому и на 0,25 % по Фестивальному месторождениям. Дополнительная добыча нефти за счет адаптированных систем разработки, а также запланированных геолого-технологических
6 мероприятий по Харампурскому месторождению составит 11254,6 тыс. т. (7,01 %), по Фестивальному - 3952,6 тыс. т. (8,9 %).
Апробация результатов исследований
Основные положения диссертационной работы докладывались на: Международной научной конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2004 г.), VI Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи» (Москва, 2007 г.), рабочем заседании департамента разработки нефтяных и газовых месторождений в ОАО «ЦГЭ», на заседаниях ЦКР Роснедра, на семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ, научно -технического совета ТюмГНГУ (2009 г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Геологические особенности строения юрских нефтяных залежей Харампурского месторождения
Особенность геологического строения подошвы платформенных отложений Харампурского малого вала заключается в наличии тектонических нарушений, группирующихся по простиранию в две системы: северо-западную и северо-восточную. Выявленные разрывы характеризуются определённой направленностью. В пределах изучаемой площади преимущественно распространены ступенчатые сбросы. По высоте проникновения встречаются разрывы, затухающие на верхней границе доюрского комплекса, и разрывы, проникающие в чехол и затухающие в различных горизонтах мезозойско-кайнозойского комплекса. К выявленным разрывным нарушениям структуроформирующего типа приурочены различные по амплитуде и ширине зоны дробления.
За всю историю проектирования данного месторождения с 1984г. по 2003г. было составлено семь проектных документов (в т.ч. дополнений к ним), где утверждались следующие системы размещения скважин: 9-ти точечная, 7-ми точечная, 3-х рядная - все системы с расстоянием между скважинами 500 м. [12-18].
По состоянию на 1.01.2008г. на Харампурском месторождении пробурено 682 скважины. В эксплуатационном фонде числится 410 скважин, из них 287 добывающих и 123 нагнетательных. Действующий фонд 394 скважины: 275 добывающих и 119 нагнетательных. В бездействии находятся 12 скважин. В консервации числится 209 добывающих и 31 нагнетательная скважина, что составляет 35 % от всего фонда.
Основная проблема на месторождении, послужившая кардинальному пересмотру утвержденных проектных решений в последнем проектном документе, это проблема энергетического состояния залежи. Средневзвешенное пластовое давление в период формирования системы ППД по отдельным зонам отбора было понижено до 25,0 МПа, при первоначальном 30,0 МПа. Для поддержания пластового давления в 1994 - 1995 гг. были увеличены объемы закачки, причем текущая компенсация была в среднем 145-166 %. Приемистость нагнетательных скважин достигала 1100-1650 м3/сут, при проектной 250-350 м /сут. Увеличение закачки в 1994-1995 гг. более, чем в 3 раза с резким увеличением приемистости, создало предпосылки к образованию высокопромытых каналов. Так, скважины №№ 506, 566, 372, 619, 442, 508, 568 работали с приемистостью более 1000 м /сут, в результате на 36 близлежащих добывающих скважинах динамика обводненности выглядит следующим образом: 1995 г. - 10 %, 1996 г. - 47 %, 1997 г. - 70 %. В процессе отбора нефти в районе размещения естественных газовых шапок необходимо было поддерживать пластовое давление - происходила закачка воды в высвобождающиеся объёмы газовых шапок, где наблюдалось пониженное пластовое давление. Закачиваемая вода уходила на компенсацию отборов прошлых лет, а на восстановление текущего пластового давления объёмов закачки не хватало [19].
Изначально, в 1990 году, на момент создания первого проектного документа по Харампурскому месторождению объем исходных геологофизических данных был не велик, информация бралась по результатам бурения нескольких разведочных скважин, а также с учетом сейсмических работ 2D. В результате, была принята пликативная модель горизонта Юь затем, в 2002 году по результатам сейсмических исследований методом 3D принята блоковая модель, где были выделены 11 гидродинамически связанных блоков (рисунок 1.2).
Тектонические блоки и дизьюктивные нарушения на Харампурской группе месторождений (на 2002 год) В результате, на основе принципиально изменяющихся геологических моделей внедрялись различные системы размещения проектных эксплуатационных скважин: девятиточечная, семиточечная, трехрядная, все с расстоянием между скважинами 500 метров.
Факт постоянного изменения различных систем размещения скважин за период разработки с 1990 по 2006 годы не мог не сказаться на эффективности выработки запасов (таблица 1.3).
При прогнозе показателей добычи по общеизвестным характеристикам вытеснения Р.И. Медведского [20], В.М. Ревенко [21], С.Н.Назарова -Н.В.Сипачева [22], В.Д. Лысенко [23], Г.С. Камбарова [24] определено, что утвержденные ГКЗ РФ объемы извлекаемых запасов не достигаются по Северному куполу на 44%, по Южному на 35% (рисунки 1.3а, 1.36). Изначально неверное представление разработчиков о геологическом строении объекта (в связи с отсутствием информации), и, как следствие, внедрение изначально нерациональной системы размещения скважин, бесспорно можно назвать одним из основополагающих факторов неудовлетворительной выработки.
Динамика основных показателей разработки и прогноз выработки пласта Юі Северного (а) и Южного (б) куполов Харампурского месторождения Исходя из оцененного характера выработки запасов по юрским залежам Харампурского района, можно сделать вывод о неэффективности реализуемых регулярных систем разработки, которые не адаптированы к реальным геологическим условиям пластов. Следовательно, на аналогичных малоизученных месторождениях эффективнее было бы внедрять избирательную систему размещения (адаптивную), позволяющую оперативно учитывать изменения геологической обстановки.
Таким образом, одним из основополагающих факторов, послуживших получению низких и нестабильных показателей выработки, явились неадекватность геологической модели и, соответственно, принятие нерациональной трехрядной системы заводнения. При разбуренности залежи на 80%, значительная доля запасов еще не вовлечена в разработку, в результате, кардинальное вмешательство с целью адаптации существующей системы Харампурского месторождения просто необходимо, как и учет данного опыта на других месторождениях Пуровского района, содержащих запасы юрских отложений.
Анализ выработки продуктивных пластов с применением промыслово-геофизических данных
Отложения пласта Юі представляют собой в значительной мере опесчаненые фации дельтовой равнины (рисунки 1.11-1.13). В этом смысле они аналогичны отложениям пласта Ю\3. Тем не менее, между этими двумя периодами формирования геологического разреза имеется некоторое различие, обусловленное более активным погружением северного участка и северовосточной части южного участка. Следствием тектонических причин явилось формирование в наиболее погруженных участках палеорельефа наибольших по толщине песчаных тел, представляющих собой фации потоков субаквальной дельтовой равнины. В наиболее погруженных участках палеорельефа толщины песчаников достигают 15м при преобладающих толщинах песчаных тел в большинстве скважин 3-7 м. По линии скв.671, 694, 763, 808 выделяется дельтовый канал, завершающийся в юго-западной части южного участка областью разгрузки, представляющей собой близкий к покровному песчаник с эффективными толщинами 8-10 м и явно выраженной регрессивной градационной слоистостью. Таким образом, в целом песчаники пласта Юі2 являются массивными (покровными), гидродинамически связанными по латерали.
Глинистая перемычка, перекрывающая пласт Ю\2, распространена повсеместно. Тем не менее, в областях максимальных эффективных толщин песчаников перемычка невелика (около 1 м), "окна" неравномерно распределены по площади. По этой причине есть вероятность гидродинамической связи пластов Юі и Юі . 70 102 134 168 138 230 262 294 326 358 390 422
Сопоставление седиментационного слайса с картой эффективных толщин по данным ГИС. Пласт Юі2. 1 - преобладающее направление поступления обломочного материала, 2 - изолинии равных толщин песчаников, 3 - оси подводных потоков
Строение пласта Ю\1 обусловлено седиментационными факторами. Пласт Юі1 приобретает черты клиноформенного строения - общая толщина разреза в пласте Ю/ и выше лежащих отложениях возрастает в восточном направлении. Данное обстоятельство явилось причиной увеличения энергии потоковых фаций. Следствием увеличения энергии потоков является резкая латеральная изменчивость разреза. На рисунках 1.14-1.15 данное утверждение иллюстрируется соответствующими фактическими материалами. В качестве примера резкого изменения толщин приведем разрезы соседних эксплуатационных скв.557, 576, 596, в которых эффективные толщины равны соответственно 3, 16, 1.2 м. В скв.576 (а также скв.575, 577) можно предположить наличие размыва ниже лежащих отложений. Не вызывает сомнений, что наибольшие толщины песчаников приурочены к зонам увеличенных толщин пласта ЮД что свидетельствует об активизации конседиментационной тектоники и приуроченности активных подводных потоков к локальным конседиментационным погружениям палеоструктурного плана. Потоки имели направления с северо-востока на юго-запад. В юго-западном окончании юго-западной части южного участка (скв.754, 801, 891) выделяется область повышенных эффективных толщин песчаников, которая может быть связана с конседиментационным формированием ступени, приуроченной к тектонической зоне.
В пределах северного участка вероятнее всего развиты фации устьевых баров. Здесь градационная слоистость регрессивная и регрессивно трансгрессивная. Регрессивно-трансгрессивная слоистость может свидетельствовать о том, что верхние части устьевых баров выходили на дневную поверхность. Следует отметить некоторые особенности геологического строения южного разбуренного участка месторождения. Как отмечалось выше, в период формирования осадочной толщи периодически активизировались тектонические процессы, которые в целом имели наследованный характер. По линии современного тектонического нарушения на юго-западе данного участка существовали моноклинальные блоки, имеющие незначительно различающиеся углы наклона. Подобным тектоническим (а для пласта KV и седиментационными факторами) можно объяснить факт наличия в отложениях пласта Юі1 явно выраженных потоковых фаций с северо-востока от линии скв.307Р-300Р, наличие седиментационной плоской равнины с эффективными толщинами песчаников 1-5 м между упомянутой линией скважин и линией скв.628-937. Юго-западнее последней упомянутой линии скважин находится область повышенных эффективных толщин, достигающих 9м, наличие которой объяснено формированием ступени. Близкая картина наблюдается и в отложениях пласта Юі2. Разграничивающие линии здесь проходят через скв.476-769, скв.616-880. В пласте Юі - аналогичные области ограничены линией, проходящей через СКВ.307Р-300Р. В отложениях пласта Юі4 такая линия отсутствует.
Выше упоминалось, что песчаники отложений пласта Юі по своему строению в большинстве случаев близки к массивным. Данное утверждение справедливо при формальном анализе карт эффективных толщин. Фактически фации каналов представлены массивными песчаными телами с неясной градационной слоистостью. Фации межканальных интервалов представлены переслаиванием песчаных и в разной степени глинизированных прослоев с преобладанием регрессивной градационной слоистости. По этой причине вертикальная проницаемость для отложений фаций каналов практически равна горизонтальной.
Адаптация сетки скважин с учетом влияния непроницаемых экранов
В её работе предложена методика определения НДС на основе учета кривых индикаторных диаграмм, построения на основе математического моделирования карт НДС и, как следствие, выявление продуктивных зон (благоприятных для ГС, ЗБС и т.д.). Следует отметить, что исследования методом индикаторных диаграмм относятся к группе гидродинамических методов (ГДИС) изучения ФЕС пластов [48], связанных с непосредственным изучением ПЗП в уже пробуренной скважине. Для изучения удаленных зон пласта необходимо довольно большое количество скважин, на которых с регулярной периодичностью проводятся комплексы ГДИС. Таким образом, предложенная методика не может быть применена на неразбуренных месторождениях, где еще только предстоит определиться с принципиальной системой разработки. В этой связи нашей задачей становится выявление наиболее продуктивных зон юрских отложений на самой ранней стадии изучения.
Авторами [44] был использован следующий подход при прогнозе зон повышенной трещиноватости и, как следствие, повышенной продуктивности коллекторов группы пластов Юі. На основе сейсмики 2D и 3D выделяются разломы, затем предполагается, что на участках перегибов структурной поверхности (в зонах разломов) будут формироваться микротрещины, которые и обеспечивают повышение фильтрационных свойств коллекторов. Источником энергии для возникновения таких микротрещин может служить энергия, выделяемая при землетрясениях, в том числе и микросейсм. Авторами использованы результаты преобразования Лапласа поверхности кровли васюганской свиты. Повышенные значения параметра соответствуют максимально изогнутым участкам структурных поверхностей, в пределах которых можно прогнозировать повышенную степень трещиноватости. Выявленные зоны развиты на исследуемой площади фрагментарно и имеют достаточно небольшие размеры. При скважинной разработке нефтяных и газовых месторождений вскрытие зон разрывных нарушений и тектонического дробления существенно увеличивает продуктивность участков залежей [49]. Например, на месторождении Оймаша (Казахстан) наибольшей продуктивностью (до 40м /(сут МПа)) отличаются те скважины, которые закладывались в зонах разрывных нарушений [50].
На рассматриваемом нами Харампурском месторождении основной особенностью является наличие сдвиговых дислокаций юрских залежей. По нашему мнению, в данном случае для получения эффективной выработки первостепенным будет являться факт детального построения модели разломов выявленного сдвигового типа. В результате, в основу методики определения перспективных зон продуктивности на данном месторождении заложены подходы, основанные на детальном представлении (построении) модели данных разломов: - построение детальных параметрических геологических моделей резервуаров на основе комплексного изучения сейсмических и промыслово геофизических данных; - анализ выработки продуктивных пластов с применением промыслово геофизических данных. - выявление наличия трещиноватости коллектора и зон аномально высоких пластовых давлений АВПД.
Параметрические детальные цифровые геологические модели целевых объектов ЮЛ ЮД Ю]3 и Юі4 Южного купола Харампурского месторождения строились и рассчитывались с применением комплекса программ DV-Discovery (ЦГЭ) и Tigress (фирма PGS). Состав выходных документов представления модели определялся конечной задачей - созданием сеточной геологической модели и оценкой запасов нефти. Результаты моделирования представлены набором карт и цифровых геологических сеток, отображающих геометрию коллектора, распределение прогнозируемых ФЕС и запасов: - структурные карты по кровле и подошве коллектора с наложением границ зон глинизации и выклинивания, а также контуров нефтяных и газовых залежей; - карты общих эффективных толщин коллектора; - карты эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин; - карты средних коэффициентов пористости и проницаемости коллектора по нефтяной и газовой зоне каждого пласта; - карты водонасыщенности коллекторов по газовой и нефтяной зоне пласта; - для гидродинамической системы пласта Юі — карта эффективных нефтенасыщенных толщин и карта линейных объемов нефти. Размеры ячеек сетки в модели составляют 50 м х 50 м. Количество ячеек в области построения m х п = 741 х 539.
На первом этапе по абсолютным отметкам кровли и подошвы коллектора в каждом пласте с учетом сейсмических структурных карт построен основной структурный каркас. При дальнейшей корректировке с учетом выделенных зон распространения коллектора в каждом пласте или зональном интервале структурные поверхности откорректированы так, чтобы в областях глинизации и выклинивания коллекторов кровля численно совпадала с подошвой, а при приближении со стороны коллектора к зоне глинизации общая толщина приближалась к нулю.
Исследование эффективности методов интенсификации и МУН на месторождениях с разломами и без них
В разделах 1, 2 показано, что горизонт Юі осложнен многочисленными непроницаемыми экранами. Коллекторские свойства пластов сформировались в зависимости от фациальных особенностей осадков и под влиянием вторичных процессов катагенетического преобразования пород. Окварцевание и кальцитизация кварцевых пород, хлоритизация глинистого цемента и некоторых обломочных минералов, каолинизация полевых шпатов сделали пласты непроницаемыми на многих участках. Как правило, каждый пласт прослеживается на всей площади, но коллекторскими свойствами обладает в ограниченных зонах.
Если залежи нефти ограничены либо зонами выклинивания, либо экранами, то режим называется частично замкнуто-водонапорным. В начальной стадии разработки такой залежи до тех пор, пока пластовое давление не снизилось ниже давления насыщения, имеет место замкнуто-упругий режим фильтрации [73].
Классические схемы разработки, применяемые на месторождениях, в структурах залежей которых имеют место непроницаемые экраны, не могут дать должного эффекта. Для увеличения эффективности разработки таких месторождений предлагается использовать адаптивную сетку скважин, учитывающую расположение непроницаемых экранов.
Эффективность разработки нефтяного месторождения принято оценивать конечным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Для сравнения классической и адаптивной системы разработки кроме конечного за время эксперимента КИН, будем также использовать динамику КИН.
Так как непроницаемые экраны гидродинамически разделяют месторождение (фильтрационные потоки в районе экранов подвергаются искривлению и, как следствие, давление передается значительно медленнее) на несколько блоков, следует провести вычислительные эксперименты в пределах
100 определенного блока, а затем распространить полученные результаты на все остальные зоны пласта, где имеют место непроницаемые экраны.
При проектировании разработки (обновлении проектной документации) месторождений уже находящихся на стадии разбуривания, часто возникают проблемы по принятию решений, касающихся систем размещения скважин проектного фонда с учетом фактического состояния [74]. Для определения основных принципов адаптации сетки скважин нами предварительно был проведен детальный анализ разработки Харампурского месторождения на предмет выявления эффективности существующей системы размещения скважин.
Для этого на юрских залежах (горизонт Юі) Южного купола Хармпурского месторождения было выделено:
1. Шесть девятиточечных элементов (9-точ.): всего 43 скважины, в т.ч. 37 добывающих, 6 нагнетательных.
2. Семь семиточечных элементов (7-точ.): всего 44 скважины, в т.ч. 37 добывающих, 7 нагнетательных.
3. Одиннадцать пятиточечных элементов (5-точ.): всего 46 скважин, в т.ч. 35 добывающих, 11 нагнетательных [75]. Данные 5-точ. элементы можно считать сформированными с некой долей условности, ввиду того, что фактически таких элементов на месторождении нет, но для настоящего анализа такой элемент был выделен из девятиточечного.
Все выделенные элементы разбурены с плотностью сетки скважин 25 га/скв., расположены в южной части залежи в зонах со схожими геолого-физическими характеристиками и фильтрационно-емкостными свойствами.
Системы равносильны по фонду скважин, добыче, закачке. Для проведения сравнения основные показатели (добыча нефти, жидкости, воды, закачка и т.д.) были обезразмерены, переведены в пластовые условия. Для систем были построены характерные зависимости накопленных показателей жидкости от нефти (характеристики вытеснения) (рисунок 3.8), накопленных показателей воды от нефти (с прогнозом показателей) (рисунок 3.9).
При анализе истории добычи представленных трех систем было определено:
1. 5-точ. и 9-точ. системы в начальный период разработки дают больший объем безводной добычи, а 7-точ. система — минимальный. Данный период времени выделен в стадию №1 (стадия разбуривания).
2. После начала закачки картина меняется: график добычи 7-точ. системы выполаживается, т.е. наблюдается равномерная выработка. 5-точ. и 9-точ. системы наоборот - приходят в стадию большего отбора воды (т.е. ВНФ растет быстрее, чем на стадии №1), причем у 5-точ. системы прогиб кривой в сторону увеличения отборов воды больший, чем у 9-точ. системы. Таким образом, выделена стадия №2 (начало закачки).
3. Далее наблюдается схождение всех кривых на один уровень, т.е. отмечено равномерное вытеснение (выработка) по всем элементам. Выделена стадия №3 (равномерная выработка).
4. Что характерно, при прогнозе дальнейшей выработки, меньший объем воды и больший объем нефти наблюдается в 5—точ. элементе, затем по нарастающей в 7-точ. и в 9-точ. элементах. Выделена стадия №4 (прогноз на перспективу).
5. Таким образом, исходя из относительных параметров накопленных показателей нефти и воды, в условиях юрских отложений (горизонт Юі) Южного купола Хармпурского месторождения наиболее продуктивными будут являться следующие системы разработки по угасающей: 1) 5-точ.; 2) 7-точ.; 3) 9-точ. элементы.
