Научное обоснование систем разработки юрских отложений месторождений сургутского свода
На правах рукописи
СТРИКУН МАКСИМ МИХАЙЛОВИЧ
научное Обоснование систем разработки юрских отложений месторождений Сургутского свода
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень-2010
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Грачев Сергей Иванович
Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор Федоров Константин Михайлович
- кандидат технических наук Соколов Сергей Викторович
Ведущая организация - Открытое акционерное общество
«Сибирский научно-исследовательский
институт нефтяной промышленности»
(ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 02 июля 2010 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 02 июня 2010 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Для поддержания современного уровня добычи нефти на месторождениях Сургутского свода необходимо освоение трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено выработанностью основных высокопродуктивных объектов разработки месторождений, обводненность которых превышает 90%. Доля таких запасов с каждым годом растет. Наибольший интерес для ОАО «Сургутнефтегаз» представляет горизонт ЮС2, содержащий более 3,5 млрд.т углеводородного сырья, продуктивный на значительной территории и являющийся региональной залежью. Однако неоднородность его геологического строения по площади распространения не позволяет применять единую технологию разработки. Для решения указанной проблемы выделены участки опытно-промышленной разработки (ОПР), на которых опробуются различные системы расположения и профили скважин. В пределах участка ОПР Родникового, Савуйского и Русскинского месторождений, по скважинам, введенным в эксплуатацию одновременно, выявлены различия в отборах нефти до 15 раз. Не наблюдается повышение входного дебита жидкости с увеличением длины горизонтального ствола в геологических условиях горизонта ЮС2 на Русскинском месторождении.
Для выявления причин этого и проектирования технологий разработки необходимы теоретические, лабораторные и промысловые исследования, а также применение детально структурированных цифровых фильтрационных моделей залежей.
Цель работы
Повышение коэффициента нефтеизвлечения путем выбора оптимальной технологии разработки участков горизонта ЮС2 на месторождениях Сургутского свода с учетом особенностей эксплуатации скважин и геологического строения залежи.
Основные задачи исследования
- Выявление особенностей разработки горизонта ЮС2 на основе геолого-промыслового анализа текущего состояния участков опытно-промышленных работ.
- Уточнение геологической модели Родникового месторождения для создания на её основе корректных гидродинамических моделей фильтрации.
- Определение зависимости добывных возможностей скважин реализуемых в настоящее время систем разработки от геологических характеристик участка с использованием гидродинамических моделей фильтрации.
- Выбор оптимальной системы разработки участков объекта ЮС2 Русскинского месторождения с учетом его геологического строения и практическая апробация результатов исследования.
Научная новизна
1. Научно обосновано, что вынужденное формирование системы разработки горизонта ЮС2 боковыми стволами из большого количества неработающих скважин вышележащих объектов ведет к нарушению равномерности процесса выработки его запасов. Впервые установлено, что для условий геологического строения горизонта ЮС2 на Савуйском и Родниковом месторождениях применение гидроразрыва пласта в боковых горизонтальных стволах технологически не эффективно.
2. Уточнена геологическая модель Родникового месторождения в районе расположения новых пробуренных скважин участка опытно-промышленной разработки (ОПР) №2, в том числе значения проницаемости и нефтенасыщенной толщины объекта ЮС2. При адаптации гидродинамической модели участка ОПР №1 к фактическим показателям работы ранее построенных скважин скорректировано поле проницаемости. Это позволило научно обосновать зависимости накопленной добычи нефти от указанных параметров, позволяющие без применения цифровых моделей предварительно оценить технологическую эффективность применения пятиточечной, семиточечной и девятиточечной систем разработки в различных геологических условиях горизонта ЮС2.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Анализ текущего состояния горизонта ЮС2, проведенный в процессе работы над диссертацией, послужил основой при планировании геолого-технологических мероприятий в документах: «Дополнение к проекту разработки Савуйского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО-Югре от 15.07.2008 №1076), «Дополнение к проекту разработки Русскинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО-Югре от 16.06.2009 №1172) и «Анализ разработки Родникового месторождения» (протокол НТС ОАО «Сургутнефтегаз» от 22.12.08), составленных Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на: Научной конференции молодых ученых, аспирантов, студентов «Трофимуковские чтения - 2006», посвященной 95-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука. Российская академия наук. Научный совет по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука. Новосибирский государственный университет (Новосибирск, 2006 г.); «VIII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2008 г.); «XXVIII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2008 г.); II Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); «IХ конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2009 г.); «XXIХ научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2009 г.); III Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.); Семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» и заседании научно-технического совета института нефти и газа ТюмГНГУ.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных работах, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 29 таблиц, 63 рисунка. Состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 54 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.
В первом разделе приводится анализ геологического строения юрских отложений месторождений Сургутского свода, подробный анализ текущего состояния разработки горизонта ЮС2, а также методов интенсификации притока жидкости на крупных по площади и запасам Савуйском, Родниковом и Русскинском месторождениях.
В настоящее время проведено значительное количество работ, направленных на изучение геологического строения юрских отложений Западно-Сибирского региона (С.В. Архипов, А.Ю. Батурин, И.М. Кос, Н.Я. Медведев, А.Г. Мухер, В.Ф. Никонов, В.А. Ревнивых, В.А. Скоробогатов и др.). Это позволяет выделить некоторые особенности строения горизонта ЮС2:
- продуктивность горизонта в пределах Сургутского свода подтверждена на значительной территории, охватывающей такие месторождения, как Русскинское, Родниковое, Савуйское, Федоровское, Восточно-Сургутское, Западно-Сургутское, Быстринское и др.;
- стратиграфически горизонт ЮС2 залегает в кровельной части тюменской свиты на глубине 2800-3100 м и представлен частым чередованием прослоев мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин с редкими прослоями углей и углистых сланцев, толщина которых в подошвенной части может достигать 1,5-2,0 м. В соответствии с текстурно-структурными особенностями строения, в нем интерпретируются фации русла меандрирующей реки, временных потоков, алеврито-глинистой поймы;
- в разрезе горизонта ЮС2 выделено два продуктивных пласта: ЮС21 и ЮС22, граница между которыми из-за отсутствия однозначной корреляции является достаточно условной. Основная нефтеносность горизонта приурочена к верхнему – ЮС21. Водонефтяной контакт в нем не зафиксирован;
- для горизонта характерны высокая зональная и послойная неоднородность, низкие фильтрационно-емкостные свойства и малые нефтенасыщенные толщины. На рассмотренных месторождениях эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах 0,6-13,6 м. При этом, средняя нефтенасыщенная толщина на Савуйском месторождении составляет 2,6 м (пласт ЮС21), на Родниковом месторождении пласт ЮС21 – 4,2 м, ЮС22 – 4,7 м, на Русскинском месторождении ЮС21 – 3,7 м, ЮС22 – 2,3 м. Коэффициент пористости изменяется в пределах 0,13-0,24, расчлененность – 1-10, проницаемость – 3-14*10-3 мкм2.
Анализ текущего состояния горизонта ЮС2 на Савуйском, Родниковом и Русскинском месторождениях позволил выделить ряд особенностей разработки горизонта, которые не характерны для вышележащих высокопродуктивных объектов.
В связи со сложностью геологического строения, в настоящее время для эксплуатации горизонта на месторождениях выделены участки опытно-промышленной разработки, на которых опробуются различные размещения и профили проводки скважин.
Наличие на вышележащих объектах месторождений большого высокообводненного и бездействующего фонда скважин вынуждает формировать систему разработки горизонта ЮС2 боковыми стволами. Это позволяет значительно сократить затраты нефтегазодобывающего предприятия. Однако, вследствие этого, не всегда выдерживается геометрия элементов сетки скважин, что осложняет равномерность процесса выработки запасов. Так, на участке ОПР Родникового месторождения со средней обводненностью 30 %, вследствие нарушения геометрии элемента, расстояние между горизонтальным участком добывающей скважины и двумя нагнетательными составило 200 и 300 м, вместо запроектированных 450 м. Это привело к увеличению обводненности добывающей скважины с 8 % до 95 % уже через полгода закачки воды в нагнетательные скважины.
На Савуйском месторождении объект ЮС21 разрабатывается с 2002 года. Основная добыча нефти (55,4 %) обеспечена эксплуатацией скважины № 403. Высокодебитность можно объяснить тем, что горизонтальный участок бокового ствола скважины находится в высокопродуктивной зоне, предположительно, русловых отложений. Различия в отборах нефти с близлежащими скважинами одного элемента системы составляют до 11,5 раз. По скважинам участка ОПР Родникового месторождения, введенным в один год, наблюдаются различия накопленных отборов до 15 раз. Это свидетельствует о широком диапазоне изменения по площади продуктивности горизонта ЮС2, что связано с высокой неоднородностью геологического строения.
Недостижение планируемых темпов отбора запасов на Савуйском месторождении связано с неподтверждением дебитов скважин и, как следствие, невыполнением планируемых темпов ввода скважин. При ожидаемых дебитах 20 т/сут, фактические входные дебиты нефти составили 9-11 т/сут. Кроме того, для большой части добывающих скважин горизонта характерно падение дебита жидкости и дебита нефти уже во второй год эксплуатации. Это обусловлено низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Гидроразрыв пласта в горизонтальных боковых стволах скважин Савуйского и Родникового месторождений привел к увеличению обводненности свыше 95 %. Это связано с распространением трещины гидроразрыва до нижележащего водонасыщенного пласта ЮС22, что подтверждается расчетами, приведенными во втором разделе работы. Уход из пласта трещины разрыва можно объяснить малой мощностью прослоя глины между нефтеносным ЮС21 и водоносным ЮС22 пластами, которая не превышает 2-4 м, еще это усугубляется наличием в разрезе более склонных к образованию трещины пластов угля и углистых сланцев.
На участке ОПР Савуйского месторождения в относительной близости эксплуатируются две скважины, имеющие горизонтальный боковой ствол с длиной горизонтального участка 300 м и наклонно-направленный боковой ствол с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) в процессе освоения. Это позволило сравнить работу скважин в одних геологических условиях горизонта ЮС2 и установить, что дебит нефти скважины с ГРП выше.
Результат эксплуатации наклонно-направленных скважин с применением гидроразрыва пласта на участке ОПР Родникового месторождения показывает большую целесообразность проведения ГРП в процессе освоения, чем в процессе эксплуатации.
На рассмотренных месторождениях с различной степенью успешности реализуются пятиточечная, семиточечная и девятиточечная системы разработки. Например, разработка горизонта ЮС2 на Савуйском месторождении пятиточечной системой с горизонтальными добывающими скважинами не позволила достичь планируемых показателей эксплуатации. Формирование сетки происходит переводом скважин с вышележащего объекта за счет строительства горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных боковых стволов. В сложных геологических условиях участка ОПР Савуйского месторождения данная система не обеспечила взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин, что привело к снижению пластового давления и падению дебита жидкости в 2-3 раза до 5-10 т/сут. На участке Родникового месторождения та же система реализуется достаточно успешно: средний дебит нефти скважин участка – 18 т/сут, обводненность – 30 %.
Наиболее эффективными методами увеличения нефтеотдачи в настоящее время являются гидроразрыв пласта и эксплуатация боковых стволов (БС), причем оптимальной длиной горизонтального участка БС (Lобщ) специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» принято считать 300 м. В диссертационной работе установлено, что, в связи с высокой расчлененностью, длина проходки бокового ствола по коллектору (эффективная – Lэф) значительно меньше общей длины бокового ствола. Например, на Савуйском месторождении в скв. №403 (Lобщ = 331 м, Lэф = 89 м) и скв. №723 (Lобщ = 294 м, Lэф = 103 м), на Родниковом месторождении в скв. №328 (Lобщ = 292 м, Lэф = 80 м) и в скв. №326 (Lобщ = 377 м, Lэф = 139 м), на Русскинском месторождении в скв. №325 (Lобщ = 286 м, Lэф = 125 м) и в скв. №1221 (Lобщ = 351 м, Lэф = 193 м).
Установлено, что теоретически обоснованное повышение дебита жидкости с увеличением длины проходки по коллектору горизонтального участка скважин наблюдается на северном участке ОПР Родникового месторождения. В условиях геологического строения горизонта на Русскинском месторождении распределение происходит без видимой зависимости.
На рассмотренных месторождениях проведено 158 операций ГРП в 142 скважинах. Из них 140 операций – в добывающих, 16 – в нагнетательных и 2 – в разведочных скважинах. В связи со сложностью геологического строения и низкими фильтрационно-емкостными свойствами большая часть фонда скважин вводится в эксплуатацию с проведением ГРП на этапе освоения. За последние три года 92,6 % скважин введено с ГРП в ходе освоения. Недостаточно высокая эффективность метода ГРП связана с недокомпенсацией отборов жидкости закачкой.
Во втором разделе проводятся аналитические исследования процессов разработки.
Мнение о неэффективности гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным участком в геологических условиях горизонта ЮС2 требует математического обоснования. Это возможно путем моделирования процесса гидроразрыва пласта.
Геометрические характеристики трещины рассчитывались с помощью уравнения ширины для радиальной геометрии. Данное уравнение, полученное в результате замены в уравнении Перкинса-Керна половины высоты трещины на радиус её распространения, принято применять в случаях моделирования гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным участком.
Средняя ширина трещины определяется по следующей формуле:
[м] (1)
где µ - вязкость жидкости разрыва, мПа·с;
qi – темп нагнетания в одно крыло трещины, м3/с;
R – радиус трещины, м;
E’ – модуль плоской деформации, 104 МПа.
, [104 МПа] (2)
где E – модуль Юнга, 104 МПа;
– коэффициент Пуассона.
Для моделирования трещины разрыва было принято условие, что объем созданной трещины определяется объемом закачанной жидкости с проппантом:
, [м3] (3)
где – минеральная плотность проппанта, кг/м3;
mn – масса проппанта, т;
М – среднее массовое содержание проппанта в режиме закачки его собственной массы.
Учитывая геометрическую форму трещины, объем можно представить в виде:
V = R2, [м3] (4)
тогда
, [м] (5)
Геологические параметры участка определены по геофизическим исследованиям в ближайших наклонно-направленных скважинах.
Мнение, что высокая обводненность продукции скважин после ГРП обусловлена распространением трещины до водонасыщенного пласта ЮС22, подтверждается результатами расчета (таблица 1). Высота трещины превышает мощность нефтенасыщенной части пласта. Таким образом, важную роль в проектировании гидроразрыва пласта в условиях горизонта ЮС2 необходимо отводить тщательному подбору скважин-кандидатов.
Вопросом проектирования систем разработки занимались: Ю.Е. Батурин, Ш.К. Гиматудинов, В.М. Житомирский, С.Н. Закиров, В.С. Ковалев, В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарский и другие. Обзор результатов исследований фильтрации жидкости в неоднородных пористых средах аналитическими методами выполнен на основании работ Г.Г. Вахитова, Г.В. Голубева, М.А. Гусейн-Заде, Г.Г. Тумашева, Р.Т. Фазлыева. Вопросам фильтрации в неоднородных пористых средах посвящен ряд работ И.М. Первердяна, П.Я. Полубариновой-Кочиной, Г.Б. Пыхачева, А.П. Телкова, В.Н. Щелкачева.
Таблица 1 – Результаты расчета геометрии трещины разрыва в скважинах
с горизонтальным участком горизонта ЮС2
Поскольку геолого-физические характеристики участков опытно-промышленных работ различны, представляет интерес сопоставление эффективности реализуемых систем разработки в одних геологических условиях.
Стандартный метод технологического обоснования наиболее эффективного варианта разработки подразумевает моделирование процесса фильтрации жидкости в пласте в трехфазной гидродинамической модели. Для сравнения эффективности систем разработки были выбраны два участка геологической модели Родникового месторождения. Основными критериями выбора участков стало наличие на них фактического фонда скважин с проведенными исследованиями. Геологическая модель Родникового месторождения была уточнена в районе новых пробуренных скважин объекта; кроме того, в районе горизонтальных боковых стволов была проведена корректировка поля проницаемости при адаптации работы скважин объекта к фактическим показателям. Это позволило восстановить динамику технологических показателей эксплуатации 92 % скважин объекта ЮС2 Родникового месторождения.
Выбраны варианты для расчета с применением реализуемых в настоящее время пятиточечной системы с горизонтальными добывающими скважинами, семиточечной и девятиточечной систем разработки, что позволило адаптировать гидродинамические модели по входным дебитам скважин. Все скважины в расчете введены из бурения, что позволило сохранить геометрию элементов системы. В наклонно-направленных скважинах заложено ГРП в процессе освоения, горизонтальные скважины без ГРП, нагнетательные скважины вводятся без отработки на нефть. Рассчитаны технологические показатели, проведен экономический расчет, который показал, что для участка 1 наиболее целесообразно применение пятиточечной системы разработки с горизонтальными добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 500 м, а для участка 2 – семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м (рисунок 1). Доход недропользователя с разработки участка 2 рекомендуемым вариантом становится положительным при стоимости нефти 70 долларов за баррель.
Однако стандартный метод технологического обоснования варианта разработки занимает значительное время и, как следствие, подразумевает ограниченное количество вариантов расчета. Либо выбирается система разработки, либо плотность сетки скважин, в этом случае выбор системы осуществляется, исходя из опыта инженера-проектировщика. Кроме того, в условиях низкой изученности больших площадей горизонта ЮС2 технологические показатели на конец разработки имеют оценочный характер.
Для оптимизации процесса выбора системы разработки была просчитана эффективность реализуемых систем разработки в заданных геологических условиях. В качестве геологических характеристик, оказывающих влияние на разработку, выделены нефтенасыщенная толщина,
а) б)
Варианты расчета:
1) девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 м;
2) семиточечная система с расстоянием между скважинами 400 м;
3) семиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м;
4) пятиточечная система с расстоянием между скважинами 450 м, добывающие скважины с горизонтальным участком (ГУ) - 300 м;
5) пятиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м, добывающие скважины с ГУ - 300 м;
6) пятиточечная система с расстоянием между скважинами 600 м, добывающие скважины с ГУ - 300 м;
7) пятиточечная система с расстоянием между скважинами 600 м, добывающие скважины с ГУ - 400 м.
Рисунок 1 – Экономическая оценка вариантов разработки: а) Участок 1
б) Участок 2 (по вариантам 4-7 КИН < 0.100)
проницаемость и литологическая неоднородность. Неоднородность по проницаемости не учитывалась в виду того, что на стадии проектирования системы разработки параметр неоднородности не достаточно изучен.
Таким образом, в качестве геологической основы были рассмотрены варианты с различной нефтенасыщенной толщиной – 3; 4,5; 6; 7,5 и 9 м, с начальной нефтенасыщенностью 0,65; 0,68; 0,70; 0,73 и 0,75 соответственно толщинам. В каждом варианте толщин рассматривались варианты с проницаемостью 0,005; 0,025 и 0,050 мкм2. Кроме того, для системы, сформированной скважинами с горизонтальным участком, рассчитывалось влияние литологической неоднородности (коэффициент расчлененности – 1, 3 и 5). Все участки геологических моделей горизонта ЮС2 площадью 4 км2.
Для сравнения были выбраны реализуемые в настоящее время пятиточечная система с добывающими горизонтальными скважинами с расстоянием между скважинами 500 м (длина горизонтального участка 300 м), семиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м и девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 м. Таким образом, общее число расчетных вариантов составило 75.
Расчет реализуемых в настоящее время систем разработки позволил адаптировать работу скважин в гидродинамических моделях фильтрации по входным дебитам фактических скважин.
Результатами расчетов стали зависимости накопленной добычи нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины в условиях различной проницаемости коллектора (таблица 2).
Для всех условий геологического строения зависимости представлены в виде:
y = a(1-ebx), (6)
где y – накопленная добыча нефти на конец разработки участка, тыс.т;
x - нефтенасыщенная мощность пласта, м;
a, b – коэффициенты, зависящие от проницаемости.
Таблица 2 – Зависимости накопленной добычи нефти при разработке
нефтяной залежи различными системами от геологических условий
Таблица 3 – Результаты расчетов с помощью полученных
зависимостей и расчетов с использованием цифровых фильтрационных моделей
Формула (6) позволяет учесть условие – при нефтенасыщенной толщине, равной нулю, либо нулевой проницаемости накопленная добыча нефти равна нулю. Использование данных зависимостей возможно только в условиях низкой проницаемости и малой нефтенасыщенной толщины.
Для проверки рассчитанных формул были выбраны два рассмотренных ранее участка постоянно действующей геологической модели объекта ЮС2 Родникового месторождения (таблица 3). В результате сравнения расчетов с использованием цифровых фильтрационных моделей и расчетов по полученным зависимостям в случаях применения пятиточечной и семиточечной систем разработки отклонение составляет не более 4 %.
Отклонение от рассчитанных зависимостей связано с учетом неоднородности на участках постоянно действующих геологических моделей горизонта ЮС2. При соотношении одной нагнетательной к трем добывающим скважинам, как в девятиточечной системе разработки, эксплуатационные характеристики участка в значительной степени зависят от неоднородности строения.
На участках с высокой неоднородностью не обеспечивается поддержание пластового давления, что ведет к снижению конечной добычи нефти. Таким образом, использование рассчитанных зависимостей для девятиточечной системы разработки возможно только в условиях однородности пласта.
В третьем разделе описывается опытно-промышленная апробация результатов исследования. Объект ЮС2 Русскинского месторождения разрабатывается с 1990 года. Опыт разработки, полученный за это время, позволяет поставить под сомнение принятое проектное решение о размещении на большей части площади объекта однорядной системы разработки с добывающими горизонтальными скважинами.
Для определения наиболее эффективной системы разработки с помощью полученных зависимостей необходимо условно разделить геологическую модель объекта на участки площадью 4 км2.
Подставив геологические параметры каждого из участков в полученные зависимости для работы пятиточечной и семиточечной систем разработки, получаем технологические показатели работы скважин каждого из участков. Это позволит нам определить наиболее эффективную систему разработки из реализуемых в настоящее время для каждого участка залежи. Результатом работы стала новая карта проектного фонда скважин, принципиальным отличием которой является распространение на большей части площади объекта семиточечной системы разработки наклонно-направленных скважин с ГРП в процессе освоения. Реализация рекомендуемой системы разработки позволяет достичь утвержденный коэффициент нефтеизвлечения запасов категорий ВС1+С2 – 0,167, в то время как реализация утвержденной системы разработки обеспечивает КИН – 0,126. Прирост добычи нефти на конец эксплуатации объекта за счет смены системы разработки составит 8,7 млн.т при увеличении фонда на 338 скважин.
Необходимо отметить, что процесс выбора оптимальной системы разработки с помощью полученных зависимостей автоматизирован и не требует значительных затрат времени.
Горизонт ЮС2 представлен фациально-изменчивым коллектором (раздел 1). Неоднородность обусловлена наличием речных, пойменно-болотных и прибрежно-морских отложений. Методика, позволяющая формализовать принципиальную особенность геологического строения горизонта, а именно его полифациальность, реализована в программном комплексе «Недра».
Использование данного программного продукта позволило на рассматриваемом Русскинском месторождении выделить площадь распространения высокопродуктивных русловых отложений. Была уточнена геологическая модель с учетом полифациальности, и выделена наиболее вероятная траектория распространения русел. При разработке горизонта, в случаях пересечения проектных координат нагнетательных скважин с траекторией русловых отложений следует вводить скважины под закачку после отработки на нефть. При подтверждении высоких фильтрационно-емкостных характеристик района таких скважин необходимо оценить целесообразность возможной корректировки системы разработки.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Геолого-промысловый анализ текущего состояния разработки участков ОПР на Савуйском, Родниковом и Русскинском месторождениях позволил выделить особенности разработки горизонта ЮС2:
- вынужденное формирование системы разработки горизонта ЮС2 зарезкой боковых стволов с вышележащих объектов ведет к нарушению равномерности процесса выработки запасов, в некоторых случаях к преждевременному обводнению добывающих скважин. Ввод скважин из бурения позволит сохранить геометрию элементов системы;
- в отличие от опыта проведения гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным участком на высокопродуктивных объектах разработки, в условиях геологического строения горизонта ЮС2 применение данного метода интенсификации притока жидкости нецелесообразно. Это обусловлено увеличением обводненности скважин свыше 90% в виду распространения трещины разрыва до нижележащих водонасыщенных пластов, что подтверждается проведенными расчетами. Мощность глинистого прослоя между нефтенасыщенным пластом и водонасыщенным зачастую не превышает 2-4 м, еще это усугубляется наличием в разрезе более склонных к образованию трещины пластов угля и углистых сланцев;
- эксплуатация наклонно-направленных скважин без ГРП не целесообразна в виду малодебитности, обусловленной низкой проницаемостью горизонта ЮС2 (3-8*10-3 мкм2);
- теоретически обоснованное увеличение входного дебита жидкости с увеличением длины проходки ствола скважины по коллектору не наблюдается в условиях высокой неоднородности участков горизонта ЮС2 на Русскинском месторождении. Зависимость в распределении дебита жидкости от длины проходки ствола скважины по коллектору не выявлена;
- по скважинам в пределах участка опытно-промышленных работ Родникового, Савуйского и Русскинского месторождений, введенным в эксплуатацию в один год, наблюдаются различия в отборах нефти до 15 раз. Это свидетельствует о широком диапазоне изменения по площади продуктивности горизонта ЮС2, что связано с высокой неоднородностью геологического строения.
2. Геофизические исследования в новых пробуренных скважинах позволили уточнить геологическую модель Родникового месторождения. Уточнены поля пористости, насыщенности и проницаемости. В районе новых скважин уточнены толщины. Была произведена корректировка поля проницаемости на участках размещения горизонтальных боковых стволов во время адаптации фильтрационной модели к фактическим показателям работы скважин. Уточнение геологической модели Родникового месторождения позволило восстановить динамику добычи нефти скважинами с погрешностью менее 5 %.
3. В результате исследования получены зависимости, позволяющие предварительно оценить эффективность работы пятиточечной, семиточечной и девятиточечной систем разработки в различных геологических условиях горизонта ЮС2, а значит выбрать наиболее технологически и экономически эффективный вариант разработки.
4. Решение по проектированию разработки объекта ЮС2 Русскинского месторождения, полученное в результате исследования, позволяет учесть геологические особенности строения различных участков объекта. Основным принципиальным отличием стало распространение по большей площади объекта вместо однорядной системы разработки с горизонтальными добывающими скважинами – семиточечной системы разработки наклонно-направленных скважин с применением ГРП в добывающих скважинах. Реализация рекомендуемой системы разработки позволяет достичь утвержденный коэффициент нефтеизвлечения запасов категорий ВС1+С2 – 0,167, в то время как реализация утвержденной системы разработки обеспечивает КИН – 0,126. Прирост добычи нефти на конец эксплуатации объекта за счет смены системы разработки составит 8,7 млн.т при увеличении фонда на 338 скважин.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Стрикун М.М. Сравнительный анализ систем разработки объекта ЮС2 на месторождениях НГДУ «Комсомольскнефть» / М.М. Стрикун // Науч. конф. молодых ученых, аспирантов, студентов Трофимуковские чтения – 2006, посвящ. 95-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука: Сб. науч. тр. – Новосибирск: Новосибирский государственный университет, 2006. – С. 25-28
2. Стрикун М.М. Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС21 Родникового месторождения / М.М. Стрикун // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. Междунар. науч.-практич. конф., посвящ. 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Вып. 3 – Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. – С. 267-273
3. Стрикун М.М. Предварительные итоги эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2 месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» / М.М. Стрикун // VIII конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: Сб. матер. конф. – Новосибирск: Параллель, 2008. – С. 193-197
4. Стрикун М.М. Опыт применения скважин с горизонтальным профилем для разработки объекта ЮС2 Савуйского и Родникового месторождений / М.М. Стрикун // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. II Всероссийской науч.-технич. конф. – Тюмень: Печатник, 2008. – С. 31-35
5. Стрикун М.М. Перспективы разработки горизонта ЮС2 на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / М.М. Стрикун, С.М. Стрикун // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. III Всероссийской науч.-технич. конф. – Тюмень: Печатник, 2009. – С. 280-283
6. Стрикун М.М. Анализ эффективности реализуемых систем разработки горизонта ЮС2 на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / М.М. Стрикун // IX конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: Сб. матер. конф. – Новосибирск: Параллель. – 2009. С. 185-188
7. Стрикун М.М. Анализ эффективности реализуемых систем разработки горизонта ЮС2 на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / М.М. Стрикун, С.И. Грачев, М.В. Пленкина // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – 2009. – № 4. – С. 73-80.
8. Стрикун М.М. Особенности разработки юрских отложений месторождений Сургутского свода / М.М. Стрикун, М.В. Пленкина // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 40-43.
9. Стрикун М.М. Проектирование систем разработки горизонта ЮС2 месторождений Сургутского свода / М.М. Стрикун, С.И. Грачев, С.М. Стрикун // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 11. – С. 20-24.
Соискатель М.М. Стрикун
Издательство «Вектор Бук»
Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.
Подписано в печать 20.05.2010 г.
Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.
Усл. печ. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 1.
Отпечатано с готового набора в типографии
издательства «Вектор Бук».
Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.
625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.
Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
