Анализ эффективности системы разработки с горизонтальными скважинами на примере месторождения Западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

Анализ эффективности системы разработки с горизонтальными скважинами на примере месторождения Западной Сибири

Юрасев А.Э.

Для объекта АС4-8 утверждены различные системы разработки: в северной части М площади - площадная девятиточечная с расстоянием между скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем, на остальной части - размещение горизонтальных добывающих скважин и наклонно-направленных нагнетательных скважин по однорядным и площадным системам. В настоящее время плотность сетки скважин по перебывавшему в эксплуатации фонду на первом участке составляет 12.2 га/скв. Довыработка запасов нефти на участке будет осуществляться путем ограничения закачки. Проектные системы горизонтальных скважин находятся в завершающей стадии реализации. На участках 2 - 4 реализована система разработки с применением горизонтальных скважин по вариантам Г1 и Г2. Базовые плотности участков по вариантам составляют 21.3 га/скв (вариант Г1), 32 га/скв (вариант Г2). Базовая плотность сеток в системе горизонтальных скважин реже базовой плотности сетки скважин участка 1 в 1.3 и в 2 раза соответственно.

Месторождение открыто в 1971 году, введено в эксплуатацию в 1973 году. В административном отношении месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области.

Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. По типу насыщающих флюидов месторождение относится к нефтегазоконденсатным, по величине начальных извлекаемых запасов нефти - к уникальным, по геологическому строению - к сложным.

Нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сангопайской свиты баремского возраста, усть-балыкской свиты готеривского возраста, сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста и средне-верхнеюрских отложениях васюганской и тюменской свит.

В октябре 1975 года на месторождении утверждены предложения по осуществлению комплексного опытно-промышленного эксперимента, в ходе которого планировалось решить следующие задачи:

- определение наличия подвижной нефти в газовой шапке путем нагнетания воды в газонасыщенную часть пласта АС4 (с одновременным отбором продукции из этого пласта в ближайших скважинах);

- определение возможности промышленной добычи нефти из подгазовой части пластов АС5-8 с оценкой конечного коэффициента нефтеотдачи при площадном заводнении.

В этих целях планировалось эксплуатационное бурение:

- на оторочку пластов АС4-8 по сетке 600х600 м эксплуатационных скважин - 20, нагнетательных - 5 (пять пятиточечных элементов);

- на газовую часть пласта АС4 две эксплуатационные и одну нагнетательную.

Для проведения следующего этапа ОПР в 1982 году утверждена «Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации …». С этой целью в северной части М площади выбран опытно-промышленный полигон. Согласно проектному документу на опытном участке предусматривалось бурение 99 (68 - добывающих, 31 - нагнетательных) скважин по площадной девятиточечной системе, сетка - 400х400 м.

Последующими проектными документами рекомендовано продолжить ОПР на севере М площади за счет расширения ранее намеченного опытного участка с применением площадной девятиточечной системы, сетка 400х400 м.

Таким образом, при проведении ОПР применялись следующие системы разработки [1-5]: пятиточечная по сетке 600х600 м, обращенная девятиточечная, одно- и двухрядная по сетке 400х400 м, а также замкнутая система с раздельным отбором нефти и газа.

Технология разработки пластов АС4-8 с применением ГС была предложена для реализации на пластах АС5-8 в «Технологической схеме разработки …».

К реализации были приняты следующие варианты, зависящие от геологического строения (рисунок 1):

Рисунок 1 - Варианты размещения горизонтальны скважин

- при монолитном строении нефтяной оторочки и наличии в разрезе нефти, контактной с водой, применение варианта Г2 при нефтенасыщенной толщине пласта более 6 метров и варианта Г8 при нефтенасыщенной толщине менее 6 метров;

- при монолитном строении нефтяной оторочки и наличии в разрезе нефти, контактной с газом, или нефти, контактной с газом и водой - применение варианта Г2;

- при монолитном строении нефтяной оторочки и наличии в разрезе нефти неконтактной, а также при расчлененной нефтяной оторочке, применение варианта Г1.

Эксплуатационное бурение объекта начато с момента ввода его в эксплуатацию (1973 год). В период 1973-1977, 1984-1994 годов разбуривался опытный участок на М площади с применением наклонно-направленных добывающих скважин, с 1995 года начато бурение горизонтальных добывающих скважин. Основной объем фонда был пробурен в период 1995-2010 годов. В 2011-2013 годах на объекте ведется добуривание проектного фонда.

Для объекта АС4-8 утверждены различные системы разработки: в северной части М площади - площадная девятиточечная с расстоянием между скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем, на остальной части - размещение горизонтальных добывающих скважин и наклонно-направленных нагнетательных скважин по однорядным и площадным системам.

Анализ эффективности реализуемых систем разработки проведен по 5 участкам, выделенным исходя из динамики ввода их в эксплуатацию:

- участок 1 (север М площади) - года ввода 1976-1994 (опытный участок);

- участок 2 (В-М площадь) - года ввода - 1995-1999;

- участок 3 (М площадь) - года ввода - 2000-2004;

- участок 4 (Ф площадь и краевые части М и В-М площадей) - года ввода - 2005-2010;

- участок 5 - года ввода - 2011-2013 и не разбуренная площадь залежи.

Начальные геологические запасы нефти участка 1 составляют 48257 тыс.т (8.2 % в общем объеме запасов объекта). На одну добывавщую скважину приходится 128 тыс.т геологических запасов нефти. К участку приурочены максимальные для объекта: эффективные нефтенасыщенные толщины - средняя 7.8 м, коэффициент нефтенасыщенности - средний - 0.561. Глинистые разделы между газом и нефтью, нефтью и водой по площади не выдержаны. Средняя толщина глинистых перемычек составляет: 2.3 м между нефтью и газом, 1.3 м между нефтью и водой.

Для участка утверждена площадная девятиточечная система разработки с базовой плотностью сетки - 16 га/скв и последующим уплотнением посредством перевода скважин с нижележащих объектов.

Ввод в эксплуатацию добывающих скважин базовой сетки осуществлялся неравномерно: в 1976, 1981, 1993, 1994 годах - единичными скважинами, в 1985, 1986, 1991, 1992 годах - значительными объемами от 32 скважин в 1985 году до 93 скважин в 1991 году. Основной объем скважин базовой сетки введен в эксплуатацию с дебитом нефти до 20 т/сут (253 скважин, 86 % фонда). С обводненностью до 10 % введено в эксплуатацию 104 скважин (35.4 % фонда).

Уплотнение базовой сетки скважин возвратным фондом начато в 1995 году. В основном скважины вводились в эксплуатацию с дебитом нефти до 5 т/сут (51 скважина, 72 % фонда) и обводненностью продукции выше 90 % (40 скважин, 56 % фонда).

Всего на ОПУ перебывало в эксплуатации 377 скважин, в том числе: добывающих наклонно-направленных - 211 (56 % фонда), добывающих возвратных - 69 (18.3 %), горизонтальных - 2 (0.5 %), нагнетательных в отработке - 93 (25 %).

Наклонно-направленные добывающие скважины в среднем отработали 13 лет, накопленная добыча на 1 скважину этого фонда составила 46 тыс.т. Высокую эффективность на этом участке показали горизонтальные скважины: при среднем отработанном времени 15.9 лет накопленная добыча нефти на 1 скважину составила 88.3 тыс.т. Уплотнение сетки возвратным фондом скважин - низкоэффективное геолого-техническое мероприятие: при среднем отработанном времени 5.1 года, накопленная добыча нефти на одну скважину составила 8.3 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2014 года накопленная добыча нефти по участку составила 10945 тыс.т, текущий КИН - 0.218, отбор от НИЗ - 94.6 %.

В настоящее время плотность сетки скважин по перебывавшему в эксплуатации фонду на участке составляет 12.2 га/скв. Довыработка запасов нефти на участке будет осуществляться путем ограничения закачки (организации циклического заводнения).

Проектные системы горизонтальных скважин находятся в завершающей стадии реализации. скважина пласт запас нефть

На участках 2 - 4 реализована система разработки с применением горизонтальных скважин по вариантам Г1 и Г2. Базовые плотности участков по вариантам составляют 21.3 га/скв (вариант Г1), 32 га/скв (вариант Г2). Таким образом, базовая плотность сеток в системе горизонтальных скважин (в зависимости от реализуемых вариантов) реже базовой плотности сетки скважин участка 1 (16 га/скв) в 1.3 и в 2 раза соответственно.

Начальные геологические запасы нефти участков 2 - 5 составляют: участок 2 - 112860 тыс.т (19.1 % в объеме запасов объекта), участок 3 - 167784 тыс.т (28.4 % в общем объеме запасов), участок 4 - 174961 тыс.т (29.6 % в общем объеме запасов), участок 5 - 87499 тыс.т (14.8 % в общем объеме запасов). На одну добывающую скважину участков 2 - 4 приходится 189, 171 и 177.3 тыс.т начальных геологических запасов, что выше начальных геологических запасов, приходящихся на одну добывающую скважину участка 1 в 1.5, 1.3 и 1.4 раза соответственно. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины участков 2 - 4 ниже, чем на участке 1 и составляют 6.8, 6.0 и 4.9 м соответственно. Средние коэффициенты нефтенасыщенности незначительно ниже, чем на участке 1 и составляют 0.551, 0.540, 0.534. Глинистые разделы между газом и нефтью, нефтью и водой по площади не выдержаны. Средняя толщина глинистых перемычек по участкам 2 - 4 составляет: между нефтью и газом 2.4, 3.0 и 3.3 м, между нефтью и водой 1.8, 1.9 и 3.8 м.

В наиболее длительной эксплуатации находится участок на севере В-М площади (участок 2). На участке реализована площадная система размещения горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтального участка ствола 550 м и наклонно-направленных нагнетательных скважин, базовая плотность сетки - 21.3 га/скв. Участок разрабатывается с 1995 года.

Накопленная добыча нефти по участку составила 20385.3 тыс.т, текущий КИН - 0.173, отбор от НИЗ - 75.4 %.

С начала разработки на участке перебывало в эксплуатации 597 скважин, в том числе: добывающих горизонтальных - 239 (40 % фонда), нагнетательных с отработкой на нефть - 165 (27.6 %), добывающих возвратных - 131 (22 %), добывающих наклонно-направленных - 45 (7.5 %).

Горизонтальные добывающие скважины в среднем отработали 13.9 года, накопленная добыча на 1 скважину этого фонда составила 68.5 тыс.т, наклонно-направленные скважины при среднем отработанном времени 10.3 года отобрали в среднем 29.7 тыс.т. Уплотнение сетки возвратным фондом скважин начато с 2001 года. В целом это геолого-техническое мероприятие низкоэффективное: при среднем отработанном времени возвратных скважин 5.7 года, накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину - 13 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2014 на участке эксплуатируются 302 скважины со средним дебитом нефти 4.2 т/сут. Метод довыработки запасов нефти на участке - применение физико- химических методов и скважин с боковыми стволами.

В целом по объекту показатели выработки запасов нефти (запасы категорий ВС1) (рисунки 2- 3):

- накопленная добыча нефти 72278.4 тыс.т;

- текущий КИН - 0.123 при утвержденном - 0.240;

- отбор от НИЗ - 51.5 % при обводненности продукции скважин 97.6 %;

- накопленная добыча нефти на 1 добывающую скважину перебывавшего в эксплуатации фонда всего - 25.7 тыс.т, в том числе: горизонтальную - 45.9 тыс.т.

Рисунок 2 - Зависимость КИН от обводненности продукции

Рисунок 3 - Зависимость отбора от НИЗ от обводненности

Литература

1. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием // Нефтепромысловое дело. -- 2016. -- № 1. -- С. 14-20.

2. Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А., Калугин А.А., Бочкарев А.В. Причины и пути минимизации прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю. Корчагина // Нефтепромысловое дело. -- 2014. -- № 7. -- С. 5-10.

3. Кривова Н.Р., Решетникова Д.С., Федорова К.В., Колесник С.В. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -- 2015. -- № 5. -- С. 52-57.

4. Синцов И.А., Александров А.А., Ковалев И.А. Сравнение эффективности применения гидроразрыва пласта и бурения горизонтальных скважин для условий верхнеюрских пластов Нижневартовского свода // Нефтепромысловое дело. -- 2014. -- № 4. -- С. 41-44.

5. Хасанов М.М., Мельчаева О.Ю., Рощектаев А.П., Ушмаев О.С. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки // Нефтяное хозяйство. -- 2015. -- № 1. -- С. 48-51.

Размещено на Allbest.ru