Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении

Анализ реализуемой системы разработки показал необходимость ее совершенствования на разбуренных участках залежей за счет формирования системы поддержания пластового давления, бурения боковых стволов, опробования технологии ремонтно-изоляционных работ на высокообводненном фонде. Расчетные варианты сформированы на основе анализа геологического строения залежей продуктивного пласта Ю1¹, фактического состояния разработки, ранее принятых и частично реализованных проектных решений по системе размещения скважин и воздействию на пласт, а также с учетом опыта разработки близких по строению и свойствам залежей месторождений Нижневартовского района.

Ключевые слова: добыча нефти, водонефтяной фактор, обводненность, трассерные исследования, скважина.

Объект Юр введен в разработку в 1992 году [1,2]. За период 11992–2016 гг. в эксплуатации пребывали семь скважин, из них две скважины имеют горизонтальный профиль (длины горизонтальных участков стволов изменяются от 260 до 440 м), закачка воды осуществлялась в одну скважину. Пробуренный фонд расположен в северной купольной части залежи в зонах максимальных нефтенасыщенных толщин (8- 12 м).

Стратегия выбора рекомендуемых к рассмотрению вариантов разработки объекта учитывает: особенности геологического строения залежи (размеры, конфигурацию, наличие ВИЗ 95 %); фактическую эффективность бурения горизонтальных скважин; эффективность работы законтурной области и текущее энергетическое состояние залежи в зоне отбора.

Анализ реализуемой системы разработки показал необходимость ее совершенствования на разбуренных участках залежей за счет формирования системы ППД, бурения боковых стволов, опробования технологии РИР на высокообводненном фонде. Получение высоких технологических результатов по бурению горизонтальных скважин свидетельствую о возможности их применения при дальнейшей разработке объекта. Учитывая небольшую площадь залежи, невысокие эффективные нефтенасыщенные толщины в неразбуренной зоне и, как следствие, низкую плотность запасов, предлагается рассмотреть варианты с размещением скважин по нерегулярной сетке, адаптированной к конфигурации залежи.

С учетом обозначенных факторов для объекта рассмотрено три варианта разработки. Для проведения сравнения вариантов рассчитан вариант добычи УВС действующим фондом скважин (Базовый вариант).

Базовый вариант. Предусматривает разработку объекта при сложившейся системе существующим фондом скважин. Проведение дополнительных мероприятий по усилению системы разработки не планируется.

Общий фонд скважин — 12, в том числе добывающих — 4 (из них горизонтальных с одним стволом — 2), нагнетательных — 1, контрольных — 2, ликвидированных — 4, водозаборных -11.

Условная плотность сетки — 71 га/скв.

Общий фонд скважин — 26, в том числе добывающих — 13 (из них горизонтальных с одним стволом — 8), нагнетательных — 6, контрольных — 2, ликвидированных — 4, водозаборных — 1.

Фонд скважин для бурения — 14, в том числе добывающих — 9 (из них горизонтальных с одним стволом — 6, длина горизонтального участка 450 м), нагнетательных — 5. Предусматривается бурение боковых горизонтальных стволов в пяти скважинах (длина горизонтального участка 300 м).

Условная плотность сетки — 19,2 га/скв.

Вариант 2. Соответствует варианту 1 в части размещения скважин по нерегулярной сетке (расстояние между скважинами 250–650 м) и формирования комбинированного заводнения (приконтурного и очагового). В отличие от варианта 1 предусматривает оптимизацию количества и расположения проектного фонда скважин с учетом локализации прогнозных подвижных запасов нефти и опробование бурения двуствольной горизонтальной скважины на южном участке залежи.

Общий фонд скважин — 18, в том числе добывающих — 6 (из них горизонтальных с одним стволом — 3, с двумя — 1), нагнетательных — 5, контрольных — 2, ликвидированных — 4, водозаборных — 1.

Фонд скважин для бурения — 6, в том числе добывающих — 2 (из них горизонтальных с одним стволом — 1, с двумя — 1, длина горизонтального участка 450- 650 м), нагнетательных — 4. Предусматривается бурение боковых горизонтальных стволов в четырех скважинах (длина горизонтального участка 300–400 м).

Условная плотность сетки — 25,6 га/скв.

Вариант 3. Соответствует варианту 2 в части размещения скважин по нерегулярной сетке (расстояние между скважинами 250–650 м) и формирования комбинированного заводнения (приконтурного и очагового). В отличие от варианта 2 предусматривает замену части скважин, планируемых к бурению на БГС из скважин, выполнивших проектное назначение.

Общий фонд скважин — 17, в том числе добывающих — 5 (из них горизонтальных с одним стволом — 3), нагнетательных — 5 (из них горизонтальных с одним стволом — 1), контрольных — 2, ликвидированных — 4, водозаборных — 1.

Фонд скважин дня бурения — 5, в том числе добывающих горизонтальных — 1 (длина горизонтального участка 600 м), нагнетательных — 4 (из них горизонтальных с одним стволом — 1, длина горизонтального участка 275 м). Предусматривается бурение боковых горизонтальных стволов в 6 скважинах (длина горизонтального участка 300- 450 м).

Схема размещения проектного фонда скважин по рекомендуемому варианту — на рисунке 1.

Таким образом, расчетные варианты сформированы на основе анализа геологического строения залежей продуктивного пласта ЮР, фактического состояния разработки, ранее принятых и частично реализованных проектных решений по системеразмещения скважин и воздействию на пласт, а также с учетом опыта разработки близких по строению и свойствам залежей месторождений Нижневартовского района.

Рис. 1. Схема размещения проектных и пробуренных скважин.

Литература:

1. А.В Стрекалов, А.В Саранча Применение нелинейных законов фильтрации природных поровых коллекторов в гидродинамических моделях. ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. № 11/2015 Часть 6. II14–1119 с.
2. Грачев С. И., Стрекалов А. В.. Саранча А.В Особенности моделирования греши н опоровых коллекторов в свете фундаментальных проблем гидромеханики сложных систем.Фундаментальные исследования № 4 (часть I) 2016, стр. 23–27.
3. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов (Москва, Минтопэнерго, 1997 год)
4. Симонова ЕН Стрекалов А.В ИНТЕГРАЦИОННЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Западно-Сибирский нефтегазовый конгресс. Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли Сборник научных трудов X Международного научно- технического конгресса Студенческого отдезения общества инженеров-нефтяников — Society of Petroleum Engineers (SPE). 2016. C. 19–20.
5. Глумов Д. Н.. Стрекалов А. В. Критерии оценки и развития режима течения многофазной системы для численных гидродинамических моделей. С Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197.
6. 6.Боженюк Н. Н.. Стрекалов А. В. Параметры неопределенности гидродинамических моделей допустимость варьирования и степень влияния на конечный результат. Бурение и нефть. 7/2016. с. 18–22.
7. D.NGIumov,S. V. Sokolov. AV.Strekalov. Assessment of Drained Gas Reserves in the Process of Gas and Gas Condensate Field Operation in Water Drive. SPE-187863-MS. Society of Petroleum Engineers. 2017. SPE Russian Petroleum Technology Conference. 16–18 October. Moscow. Russia.
8. S. F. Mulyavin, A. I. Filippov, I. G. Stcshcnko. O. A. Bazhenova. Z. M. Kolev, S. E. Cheban and R. V. Urvantscv.The mechanism of reserve recovery during waterflooding «International Journal of Mechanical Engineering and Technology (1JMET). Volume 9, issue 3, March 2018. pp. 1007–1013.
9. H. H. Боженюк, Стрекалов A B.. Белкина В. А. Геологическая модель викуловских отложений с учетом анализа связности коллектора и данных по горизонтальным скважинам. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 4. с. 30 44.
10. Облеков Г. И., Копусов С. С.. Галиос Д. А.. Стрекалов А. В.. Попов И. П. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА. Нефтепромысловое дело. 2018. № 1. С. 17–22.