Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации (стр. 4 из 4)
Дисбаланс и последующая потеря первоначальной энергетики юрских пластов приводит в дальнейшем к трудно восполнимым потерям углеводородного сырья. В частности, на примере газовых сеноманских залежей Западно-Таркосалинского и Ямбургского месторождений установлена связь абсолютно свободного дебита с расстоянием до тектонической зоны. Доказано, что степень воздействия тектонической зоны на продуктивность скважин для сеноманских отложений поддается количественной оценке: приразломная часть характеризуется резким увеличением продуктивности в 2-4 раза, в сравнении со скважинами, находящимися на расстоянии более 2 км от разлома.
В четвертом разделе выявлена степень влияния разломов осадочного чехла, связанных с оперяющими системами кулисных сбросов (взбросов) горизонтальных сдвигов фундамента, на эффективность работы скважин. Чем ближе забой скважины пласта Ю1 Харампурского месторождения расположен к разлому (1-1,5 км), тем выше фильтационно-емкостные характеристики (ФЕС) в данном районе и выше безводная добыча (от 72 до 40 тыс.т./скв). На расстоянии 1,7-2,2 км от разлома, безводная добыча скважин кратно ниже от 19,5 до 4,9 тыс.т./скв. Приразломная зона (1-1,5км) характеризуется повышенными ФЕС, более высокими значениями коэффициентов нефтенасыщенности, и, как следствие, лучшими параметрами эффективности эксплуатации скважин (безводная добыча нефти, средние и удельные дебиты нефти и жидкости). С расстояния 2,2 км и более - параметры работы скважин ухудшаются (рисунок 6).
На основе выявленной зависимости получено итоговое уравнение, дающее возможность прогнозирования расчетной продуктивности проектных скважин, расположенных вблизи разломов сдвигового типа:
Qбд(L)=11071e-3.6153L, (1)
где: Qбд – безводная добыча нефти на 1 скважину, тыс.т/скв. L – расстояние забоя скважины до тектонического нарушения сдвигового типа, км
Рисунок 6 - Зависимость средней безводной добычи и проводимости от расстояния забоев скважин до разлома.
Таким образом, появляется возможность учета зависимости (1) при первоначальном проектировании системы разработки или, как в случае с Харампурским месторождением, оптимизации уже существующей системы разработки. Принимая во внимание полученные в ходе исследования результаты, при планировании ГТМ и МУН на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами возникает вопрос сопоставимости эффективности проведенных ГТМ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и ГТМ, проведенных на месторождениях с обычными условиями. Итак, на примере Барсуковского месторождения, характеризующегося благоприятными условиями разработки, изучена эффективность выполненных мероприятий, и проведено сравнение с результатами эффективности ГТМ на месторождении с трудноизвлекаемыми запасами. Выявлено, что:
1. На Харампурском месторождении средний удельный технологический эффект выше, чем на Барсуковском месторождении по всем основным ГТМ (гидравлический разрыв пласта и зарезка боковых стволов др.).
2. Эффективность строительства и эксплуатации боковых стволов на Харампурских залежах выше на 67 %, чем на Барсуковском месторождении.
Таким образом, определены элементы комплексного подхода к проектированию разработки месторождений, осложненных сдвиговой тектоникой, что в результате влияет на конечную нефтеотдачу. Для эффективной эксплуатации объектов со сложной морфологией, интенсивной дизъюнктивной нарушенностью и блоковым строением требуется научно обоснованная и надежная геологическая модель разломов, отражающая структуры горизонтального сдвига, на базе которой возможно построение реальных моделей фильтрационных потоков. Научно – методические результаты диссертационной работы использованы в проектных технологических документах "Дополнение к технологической схеме разработки Харампурского месторождения" и "Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения", прошедших защиту на Центральной комиссии по разработке (ЦКР) и согласованных в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).
Основные результаты и выводы
1. Анализ разработки юрских залежей показал, что утвержденные ГКЗ РФ объемы извлекаемых запасов не достигаются по Северному куполу Харампурского месторождения на 4,4 %, по Южному куполу - на 35 %. Основной причиной, послужившей получению низких показателей разработки, явилось несоответствие выбранной геологической модели реальным условиям залегания пластов, и, соответственно, принятие нерациональной трехрядной системы заводнения.
2. На основе детальной геологической модели юрских залежей Харампурского месторождения выделены перспективные зоны продуктивности.
3. Проведено исследование влияния сдвиговой тектоники на эффективность эксплуатации юрских залежей. Доказано, что степень воздействия тектонической зоны на продуктивность скважин поддается количественной оценке: приразломная зона (1-1,5км) характеризуется лучшими параметрами эффективности эксплуатации скважин (безводная добыча нефти, средние и удельные дебиты нефти и жидкости). С расстояния 2,2 км и более - параметры работы скважин ухудшаются. На основе выявленной зависимости получено итоговое уравнение, дающее возможность прогнозирования расчетной продуктивности проектных скважин, расположенных вблизи разломов сдвигового типа:
4. С применением гидродинамического моделирования изучено влияние системы поддержания пластового давления на работу добывающих скважин с учетом непроницаемых экранов, обусловленных блоковым строением продуктивного горизонта. Обоснованы принципы адаптации сетки скважин к условиям сдвиговых дислокаций:
1) под адаптивной понимается сетка скважин, где нагнетательные скважины расположены непосредственно вдоль и по обе стороны непроницаемого экрана, с целью выравнивания профиля нагнетания, посредством отражения гидравлических потоков от непроницаемых экранов. Добывающие скважины размещаются в окрестности нагнетательных скважин на расстоянии, соответствующем принятой в проекте разработки плотности сетки скважин. Ориентировка рядов добывающих скважин – субмеридиональная (вдоль оси максимальных нормальных сжимающих напряжений);
2) частичное перепрофилирование нагнетательных и добывающих скважин – с учетом разломов на разбуренных участках;
3) изменение геометрии сеток добывающих и нагнетательных скважин – переход на квадратную пятиточечную систему;
4) приведение направления стволов эксплуатационных скважин в соответствие с ориентировкой осей напряжений и направлением фильтрационных токов методами ГТМ и МУН: ЗБС и ЗБГС, ГС скважин должны иметь субмеридиональное простирание (параллельно оси максимальных нормальных сжимающих напряжений);
5) проектный фонд скважин на неразбуренном участке Харампурского месторождения расставляется с учетом полученной зависимости безводной добычи нефти от пространственного расположения забоя скважины относительно разлома.
5. Результаты исследований реализованы в проектных документах на разработку Харампурского месторождения и месторождения-аналога Фестивального. Показано, что с внедрением избирательной (адаптивной) системы размещения скважин месторождения происходит вовлечение в разработку большего объема остаточных запасов, чем при эксплуатации стандартной сеткой. 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 ГТМ по Харампурскому месторождению составит 11254,6 тыс. т. (7,01 %), по Фестивальному - 3952,6 тыс. т. (8,9 %).
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ
1. Афонин Д.Г. Анализ метода гидравлического разрыва пласта (на примере Южно-Харампурского месторождения) // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень, 2004. – С. 100-120.
2. Афонин Д.Г. Эффективность закачки в условиях юрских отложений Северо-Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения / Г.К. Белевич,
А.А. Телишев, С.С. Кузовлев // Сборник трудов НК "РОСНЕФТЬ". - 2005. – С. 56-60.
3. Афонин Д.Г. Выбор оптимальной системы разработки в условиях юрских отложений / Д.Г. Афонин, С.С. Кузовлев // VI Международный технологический симпозиум "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи": Сб. науч. тр. – Москва, 2007. – С. 273-276
4. Афонин Д.Г. Эффективность ГТМ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами // Там же.– С. 338-343.
5. Афонин Д.Г. Зависимость коэффициента продуктивности и скин-фактора от энергетического состояния залежи (горизонт Ю1) / Д.Г. Афонин, С.С. Кузовлев // VI Международный технологический симпозиум "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи": Сб. науч.тр. – Москва, 2007. – С.343-346.
6. Афонин Д.Г. Определение основных зависимостей физико-химических свойств углеводородов как отправная точка решения многих проблем разработки / Д.Г. Афонин, С.С. Кузовлев // Там же. – С. 346-350
7. Афонин Д.Г. Обоснование степени влияния разломов на эффективность работы скважин // Бурение и нефть. – 2008. - № 9. - С. 22-25.