Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Курсовой проект

по Скважинной добыче нефти

Тема проекта: Анализ проведения и уменьшение продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения

Введение

Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливнно-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Вместе с тем, положение дел в комплексе является крайне неблагополучным. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.

С 1988 года начался период последовательного снижения объема добычи (включая газовый конденсат), который с 570 млн.т. в 1987 году сократился до 316 млн.т. в 1997 г.

В настоящее время в России открыто около 1900 нефтяных месторождений, более половины из которых введены в разработку. Обеспеченность добычи нефти в основных регионах находится в интервалах 20−70 лет. Прошедший период характеризуется качественным изменением состояния сырьевой базы, увеличением степени выработки крупных высокопродуктивных месторождений, ростом до 50% трудноизвлекаемых запасов нефти.

В ближайшей перспективе основной прирост добычи нефти возможен за счет интенсификации добычи дренируемых запасов и увеличения коэффициента нефтеотдачи на разрабатываемых площадях, ввода в активную разработку залежей с низкопродуктивными коллекторами, освоения нетрадиционных запасов. Доказано, что успешное освоение залежей способно обеспечить устойчивый рост на десятки лет.

Практическое решение проблем, связанных с интенсификацией нефтедобычи возможно лишь на базе активного внедрения новых и совершенствования существующих методов воздейсвия на пласт. Одним из универсальных средств повышения продуктивности скважин, увеличения коэффициента охвата, перевода в разряд рентабельных низкопродуктивных залежей является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Впервые ГРП как средство повышения продуктивности скважин был предложен Ф. Р. Фаррисом в 20-х годах. Основой метода явился анализ особенностей закачки цементного раствора и воды в процессе строительства скважин. Первое пробное испытание технологии проведено в 1947 году на скважине № 1 месторождения Клеппер в штате Канзас (США) фирмой «Станолинд «, однако существенного прироста добычи достигнуто не было. Развитие метода за рубежом связано с фирмой «Халибертон «(Наlliburtоп), которая приобрела лицензию на технологию процесса ГРП, и в 1949 году провела два успешных разрыва, значительно увеличивших продуктивность скважин. К1955 году объем работ достиг 3000 операций в месяц, к 1968 году было выполнено более 500 000 гидроразрывов. Прирост извлекаемых запасов в США в результате применения ГРП составил 20−30%.

На месторождениях Западной Сибири интенсивное внедрение ГРП начато в 1990 году и связано с созданием в ОАО «Юганскнефтегаз» СП «Фракмастер». В результате первых работ на скважинах НГДУ «Майскнефтъ» и «Мамонтовнефтъ» получено увеличение дебита в 5 и более раз, это стимулировало развертывание работ в объединениях «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», «Красноленинскнефтегаз», «Пурнефтегаз», «Ноябръскнефтегаз». Основой успеха в освоении метода явилось использование надежного высокопроизводительного оборудования зарубежного, главным образом американского, производства.

Совершенствование технологии ГРП и повышение эффективности его использования возможно только на основе глубокого изучения процессов разрыва реального пласта, особенностей его закрепления и степени влияния созданной трещины на характер дренирования участка залежи.

В данном курсовом проекте на примере Ем-Еговской площади ОАО «ТНК-Нягань» проведен анализ эффективности ГРП и предоставлены на рассмотрение предложения по сокращению сроков проведения операции ГРП, а следовательно увеличению количества дней в году, отработанных скважиной.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение находится на левом берегу реки Оби, которая, огибая его площадь коленообразной формой русла, протекает в северном, северо-западном направлениях. Следует сразу отметить, что этот левобережный участок является пологим, здесь отмечается обширный пойменный участок, ширина которого составляет 15−20 км (в районе месторождения). Пойма примыкает к месторождению в районе расположения Пальяновской площади. В связи с отмеченным фактором, площадь месторождения можно подразделить на два участка в геоморфологическом отношении. Пальяновская площадь (восточный участок) имеет абсолютные отметки рельефа от плюс 25 до 40 м., Ем-Ёговская площадь (западный участок) более приподнята, здесь отмечается большее колебание абсолютных отметок рельефа местности от плюс 40 до 170 м.

В целом территория месторождения представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубокими долинно-балочными эрозийными системами. Отмечается общее воздымание рельефных форм местности в западном направлении. Гидрографическая сеть территории месторождения представлена значительным количеством рек и мелких ручьев. В южной части (практически по его южной границе) месторождения в широком направлении протекает река Тал с многочисленными протоками, наиболее крупный из них левобережный приток Таловый является одним из истоков реки и берет свое начало с площади месторождения, протекая в южном направлении. В районе скважины 15 река Тал впадает в реку Ем-Еган.

Река Ем-Еган протекает непосредственно по территории месторождения (Ем-Еговская площадь), протекает в широтном, юго-восточном направлениях и своими притоками охватывает практически всю площадь Ем-Еговского участка. Наиболее крупный из притоков река Малый Ем-Еган является основным истоком реки. В северной части Ем-Еговской площади протекает и берет свое начало река Потымец. Она протекает также в широтном направлении, но в районе скважин 14 и 162 она резко меняет свое течение на северное и там впадает в реку Хугот. Как уже отмечалось, в восточной части площади протекает река Обь с многочисленными притоками и протоками, из которых наиболее крупная протока Ендырская протекает практически вдоль восточной границы месторождения в северном направлении.

Озера развиты на всей территории площади, приурочены они в основном к пойменным и заболоченным участкам местности. Из наиболее крупных можно отметить такие как Холодное (2*1 км.), расположенное в центральной части месторождения и озера Большое Ем-Еховское (4*4 км.) и Малое Ем-Еховское (2,5*3 км.), расположенные в южной части рассматриваемого района. Несколько восточнее их расположено озеро Большой Сор.

Заболоченные участки местности развиты в основном в верховьях рек и в пойменной части левобережья реки Обь. Болота непроходимые и труднопроходимые. Как правило, они изобилуют значительным количеством мелких и незначительных по площади озер.

Расстояние от восточных границ площади до реки Обь составляет 15−20 км.

Ем-Еговская площадь расположена в лесной зоне, в пределах которой растительность представлена преимущественно сосновым и кедрово-еловым лесом.

Обзорная карта района работ.

На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Хвойные породы деревьев развиты в пределах болотных массивов и пойменных участков реки Оби, на приподнятых участках местности, холмах, которые именуются «Урочищами».

Климат района резкоконтинентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, достаточно теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,8 0С. Средняя температура самого холодного месяца-января составляет минус 250С (с минимальным понижением до минус 35−400С), а средняя температура июля плюс 150С (с максимумом до плюс 300С).

Среднегодовое количество осадков колеблется от 450 до 500 мм., из которых большая часть приходится на весенне-осенний периоды. Мощность снегового покрова в среднем составляет 0,8−1,0 м., достигая 1,5 м. в пониженных участках местности.

Ледостав на реках начинается в октябре, а их вскрытие происходит в конце апреля, в начале мая.

Рассматриваемый район практически не обжит. Непосредственно на площади месторождения населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, расположенным в юго-восточной части, является поселок Пальяново, лежащий в устье реки Ендырь, на южном берегу озера Большой Сор.

В северной части месторождения (10−15 км. севернее его границ) расположены поселки Сосновый и Лиственный. Более крупные населенные пункты расположены на реке Оби — Красноленинский, Урманный, Кеушки, Сосново и другие.

Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности развиты торфяные почвы. Различные виды аллювия и песчанно-гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.

1.2 История освоения месторождения

ОАО «ТНК-Нягань» разрабатывает гигантское Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение. В составе Красноленинского месторождения выделяются площади: Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других. Нефтеносность территории установлена в 1962 году скважиной № 13 Каменной площади, когда при испытании юрских отложений в открытом стволе был получен фонтанный приток нефти дебитом 136 м3/сут.

Месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1971 году поисковой скважиной 2, пробуренной в зоне сочленения куполов Ем-Еговской структуры. При опробовании отложений Тюменской свиты (ЮК2−7) с абсолютных глубин 2260−2302 м. в указанной скважине получен приток нефти дебитом 164 м3/сут. на восьми миллиметровом штуцере. Одновременно была выявлена водоплавающая залежь нефти в пластах ВК1−2 викуловской свиты апт-альбского возраста, разработка которой начата в 1980 году.

Позднее часть добывающих скважин была пробурена на тюменскую свиту. Однако, более 80% из их числа оказались низкодебитными и эксплуатационное бурение на отложение тюменской свиты было приостановлено.

В последнее время эксплуатационное разбуривание нефтяной залежи юрского возраста было возобновлено по методике бурения оценочных скважин в пределах участков площади со скважинами, давших промышленные притоки нефти (скважины 1, 2, 7 и другие), а также по рекомендации ЦГЭ в пределах участков с повышенными скоростями ПАК, которые, по мнению авторов рекомендации, соответствует фациальным зонам распространения коллекторов.

Таким образом, бурение эксплуатационных скважин подтвердило мнение о достаточно сложном геологическом строении выявленных залежей нефти в отложениях юрского и нижнемелового возраста. Необходимость проведения доразведочных работ обосновывается сложным литологическим составом коллекторов и мозаичным рисунком их распространения, особенно по пластам викуловской свиты, напоминающие «рябчик» месторождений нижневартовского нефтегазоностного района (пласт АВ13).

Важное значение для проведения доразведочных работ имеет факт получения сведений о более широком распространении нефтеносности отложений баженовской и абалакской свит. При этом прослеживается связь промышленной нефтеносности и блоковым строением исследуемых участков месторождения. Сложная тектоника площади, широкое развитие зон трещиноватости, разуплотнения и дробления на участках сочленения структур в сочетании с мозаичным распространением коллекторов тюменской и викуловской свит, наличие узких работающих интервалов в верхнеюрском разрезе создает сложную картину геологического строения рассматриваемой площади и затрудняет проведение эксплуатационного бурения.

За десятилетия проведения ГРР и разработки накоплен огромный массив информации о геологическом строении района и особенностях эксплуатации объектов месторождения. В настоящее время заканчивается работа по составлению геологической (включая геолого-статическую и гидродинамическую составляющие) модели Красноленинского НГМ.

Началом разработки Красноленинского месторождения считается 1980 год, когда была введена в пробную эксплуатацию поисковая скважина № 2 Ем-Еговской площади. Начальные дебиты составляли 15−25 т/сут нефти, как потом оказалось, из интервалов пласта ЮК-1 абалакской свиты Разрез юрских отложений в этой скважине вскрыт открытым стволом. Долгое время считалось, что наибольшей продуктивностью обладают тюменские отложения. За 1980 год было извлечено 4253 т безводной нефти. Скважина эксплуатировалась в фонтанном режиме. Максимальный дебит при испытании — 164 м3/сут нефти на 8 мм при депрессии 62 атм. Более низкие параметры эксплуатации объясняются технологическими причинами. Основанием для проведения работ считалась работа СибНИИНП «Принципиальная схема опытной эксплуатации месторождений Красноленинского района» (1978 г.), в свое время не утвержденная ЦКР МНП СССР, которая ограничилась рекомендацией выделить опытный участок с бурением 270 скважин по девятиточечной системе 450*450. Однако до настоящей реализации этой схемы тогда дело не дошло, и дело ограничилось лишь пробной эксплуатацией поисково-разведочных скважин.

Регулярная разработка месторождения была начата в 1982 году. Максимальная добыча достигнута в 1989 г. (13,5 млн. т), когда было введено более половины скважин объекта ЮК10−11. Начиная с 1988 года отмечается резкий рост обводненности, которая стабилизируется с начала 90-х годов на высоком уровне — 85−90%. Рост обводненности и снижение продуктивности скважин привели к резкому и существенному снижению добычи нефти в середине 90-х годов. Минимальный уровень добычи был зафиксирован в 1998 году — 2,524 млн. тонн. За последние годы наметился некоторый рост, однако для существенного увеличения добычи нефти необходимы более значительные усилия.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическое строение месторождения

Доюрские образования

В составе фундамента, образующего структурный нижний этаж, установлены докембрийские, палеозойские и триасовые породы. Докембрийские образования представлены биотитовыми, ритосерицитовыми, кварцитсерицитовыми сланцами и амфиболитами. Палеозойские породы доюрского основания представлены сланцами, кварцитовыми песчаниками, туфо-песчаниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и др. образованиями.

Триасовые вулканогенно-осадочные породы Туринской серии, слагающие промежуточный этаж, выполняют роль днища грабено-образных впадин. Они представлены красноцветными, темно-серыми аргиллитами, песчаниками, конгломератами и туфогенными породами.

Юрская система

Отложения юрского осадочного комплекса залегают на породах коры выветривания и фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием. Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту. В составе верхнего отдела выделяются абалакская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита

Тюменская свита повсеместно залегает в основании мезо-кайнозойского платформенного чехла. Она подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита слагается валунно-гравийными и песчано-глинистыми породами. Ей подчинены пласты ЮК10 и ЮК11. Средняя подсвита представлена переслаиванием мелкозернистых песчаников, местами замещённых почвами, прослоями углей и алевролитов с аргиллитами. В пределах толщ выделяются песчаные пласты ЮК4-ЮК9. Простирание пластов прерывистое. Верхняя подсвита слагается песчано-алевролитоглинистыми отложениями, формировавшимися в прибрежно-морской обстановке. Ей подчинены пласты ЮК2-ЮКЗ. Толщина тюменской свиты варьируется от 0 до 350 м.

Абалакская свита

Свита сложена слабоуглистыми темно-серыми нередко слюдистыми буровато-серыми аргиллитами. Толщина свиты 0−37м.

Георгиевская свита

Отложения свиты представлены серыми, зеленовато-серыми аргиллитами. Толщина свиты от 0 до 12 м.

Баженовская свита

Отложения свиты распространены повсеместно. Они представлены темно-серыми, черными битуминозными аргиллитами. Толщина свиты от 15 до 40 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками фроловской, коша-йской, викуловской и ханты-мансийской свит; верхний отдел соответственно-уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит.

Ханты-Мансийская свита

Свита слагается алевролитами, глинами. Её толщина равна 240−280 м.

Уватская свита

Представлена песками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220−250 м.

Кузнецовская свита

Свита слагается тёмно-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Толщина свиты 35−50 м.

Ганькинская свита.

Свита слагается толщей известковых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50−75 м.

Палеогеновая система

В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижняя представлена темно-серыми глинами, верхняя подсвита — темно-серыми опоковидными глинами. Толщина свиты 130−150 м.

Люлинворская свита

Свита состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита слагается опоками и опоковидными глинами, средняя — диамитами и диамитовыми глинами, и верхняя — зеленовато-серыми тонкослоистыми диамитовыми глинами. Толщина свиты 200−225 м.

Чеганская свита

Свита, слагается голубовато-зелёными пластичными глинами с тонкими линзочками алевритового материала. Толщина свиты 150−160 м.

Атлымская свита

Свита сложена разнозернистыми кварц-полевошпатовыми песками. Толщина свиты 60−80 м.

Новомихайловская свита

Свита представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, кварцевых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50−70 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения несогласно перекрывают журавскую свиту, представлены супесями, песками с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа. Толщина отложений до 80 м.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

На Ем-Еговской площади основные запасы нефти сосредоточены в отложениях викуловской свиты (пласты ВК1−3) нижнемелового возраста. Кроме того, нефтеносными являются отложения базального горизонта, пласты ЮК2−9 тюменской свиты, абалакские отложения с фонтанными притоками и пласт ЮК-0 (баженовская свита).

Залежи нефти в отложениях викуловской свиты приурочены к продуктивным пластам ВК1−3, залегающим в кровельной части свиты на глубине 1350−1600 м.

Общая толщина пласта ВК1 изменяется от 12. 6−19.0 м в приподнятых участках до 18. 0−24.0 м на крыльях структуры, составляя в среднем (в пределах внешнего контура нефтеносности) — 18.2 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 3.6 м до 22.2 м. При этом отмечается тенденция уменьшения эффективных толщин в восточном направлении. Средняя эффективная толщина в пределах внешнего контура ВНК составляет 12.3 м, коэффициент песчанистости — 0. 67, преобладающая толщина проницаемых прослоев 1.0 — 1.6 м.

Проницаемые прослои более 3.0 м обычно сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15 м. Пласт ВК1 отделен от нижележащих пластов уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой. Толщина перемычки преимущественно 3−6 м, на погруженных частях Ем-Еговского и на южном склоне Каменного поднятий она уменьшается до 1−4 м.

Пласты ВК2 и ВК3 разделены невыдержанной по толщине (0. 4−4.1 м) алевро-глинистой перемычкой, поэтому в качестве объекта подсчета запасов нефти рассматривается единый пласт ВК2−3 В варианте ЦГЭ (2002 г.) — единый объект составляют уже пласты ВК1−3.

Общая толщина пласта ВК2−3 изменяется от 19.3 м до 35.0 м, составляя преимущественно 24−28 м. Для пласта ВК2−3 характерна резкая изменчивость эффективных толщин от 6.2 м до 24.6 м, при среднем значении 16.5 м. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1. 0−2.0 м.

По своим фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы пластов ВК1−3 относятся к V, IV и III классам коллекторов (по Ханину А.А.) порового типа. Преимущественное развитие имеют коллекторы IV класса, представленные крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК1 по данным лабораторных исследований керна составляет 26.8%. Среднее значение проницаемости коллекторов продуктивных отложений пласта ВК1 по лабораторным данным составило 21.5 мД, при изменении от 2.5 до 124.0 мД. В целом коллекторы пласта ВК1 относятся к классу низкопроницаемых. Преобладают коллекторы с проницаемостью 10 — 50 мД.

По данным интерпретации материалов ГИС среднее значение проницаемости в пределах внешнего контура нефтеносности составило 43.6 мД.

Распределение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК1 выполнено по 210 образцам. В 69% образцов коллекторов содержание связанной воды изменяется в пределах 30 — 50% и в среднем по пласту составляет 42.3%.

В пласте ВК2−3 в пределах Ем-Еговской и Пальяновской площадей продуктивна верхняя часть. По литологическим и фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторы пласта ВК2−3 схожи с коллекторами верхней пачки пласта ВК 1.

Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК2−3 по лабораторным данным составило 26.9%. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кп — 26.3%. Средняя проницаемость коллекторов пласта ВК2−3 по данным исследования керна — 25.3 мД. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кпр в пределах внешнего контура нефтеносности в пределах — 37.0 мД. Среднее значение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК2−3 равно 44. 1%.

Породы абалакской свиты представляют собой переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминозным отложениям баженовской свиты.

В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми. При этом установлены следующие закономерности. При переходе от кровли абалакской свиты к ее подошве снижается доля биогенных и аутигенных компонентов (кремнезема и битумов) и возрастает относительное содержание терригенных составляющих (аргиллитов, алевролитов и песчаников). Породы свиты изобилуют различным органическим детритом.

Коллекторами в пласте ЮК1 абалакской свиты являются тонкие прослои плотных карбонатных или кремнистых пород, разделенные глинистыми перемычками. Общая толщина свиты колеблется в пределах 21,8 — 34 м, суммарная эффективная толщина (толщина плотных прослоев) достигает 6 м, составляя в среднем 3−4 м. При этом количество плотных прослоев изменяется от 3 до 10, в среднем составляя 4. Толщина единичных прослоев-коллекторов изменяется от 0,4 до 2 м и, как правило, редко превышает 1 м. Мощность глинистых перемычек варьирует в пределах от 0,6 до 10,6 м.

Коллекторские свойства изучаемых отложений, прежде всего, связаны с трещиноватостью, пронизывающей всю толщу абалакской свиты, а также с вторичной емкостью карбонатизированных прослоев, представленной кавернами и полостями выщелачивания. Пористость пород абалакской свиты меняется в пределах от 0. 3% до 17. 5%. Проницаемость изменяется в интервале 0. 04−6., 01 мД.

По данным исследований керна межзерновых (поровых) коллекторов в разрезе абалакской свиты не установлено. Проницаемость, выявленная по отдельным образцам керна, обусловлена наличием у них трещиноватости.

Рассмотрение коллекторских свойств пласта ВК1−3 Ем-Еговской площади осуществлялись по двум участкам:

— участок 1-западнее линии, проходящей через разведочные скважины 162−505;

— участок 2-между линиями, проходящими через разведочные скважины 162−505 и между 12 и 7.

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ВК1 Ем-Еговской площади по категории запасов С1 равна 10.8 м (по категории С2−5.0 м), пласта ВК2−9 — 7.9 м и 4.5 м по категориям С1 и С2 соответственно.

Отличительной особенностью геологического строения пластов является присутствие в разрезе значительной доли пропластков коллектора с толщиной более 4 м: на 1 участке -77%, на 2−70%. Доля пропластков с толщиной менее 1 м для 1 участка составляет 11. 5%, для 2−15%. Размеры пропластков не коллектора значительно меньше, средняя толщина составляет 1.3 м. Доля пропластков не коллектора с толщиной не более одного метра составляет 70%.

Таким образом, продуктивные пласты ВК1 и ВК2−3 по морфологическому строению относятся к типу монолитных. Присутствующие в разрезе пласта тонкие пропластки не коллектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Мощные пропластки коллектора образуют единый гидродинамически связанный объем.

Для пластов, имеющих монолитное строение, характерным является высокое значение коэффициента охвата пласта вытеснением (0. 8−0. 9) для применяемого в настоящее время диапазона плотностей сеток скважин и систем разработки, потери нефти вследствие прерывистости пластов не будут превышать 10−20% запасов.

По проницаемости продуктивные пласты викуловской свиты относятся к классу низкопроницаемых. Средняя проницаемость пласта ВК1 составляет 47. 2*10−3 мкм2, на участке 1−42*10−3 мкм2, на 2 участке-49*10−3 мкм2. Диапозон изменения проницаемости от 0 до 200*10−3 мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10−3 мкм2 составляет для 1 участка-12. 5%, для 2 участка-14. 5%, что значительно меньше, чем для юрских продуктивных пластов района. Так, для пласта ЮК10 Талинской площади доля пропластка с проницаемостью менее 10*10−3 мкм2 изменяется по участкам от 30% до 70%.

Доля пропластков с проницаемостью более 100*10-3мкм2 составляет для 1 участка-8%, для 2 участка-12%. Основной объем пласта сложен из пропластков с проницаемостью от 10*10−3 мкм2 до 50*10−3мкм2, на долю которых приходится 61. 5% объема пласта на 1 участке, 51%-на втором участке.

Средняя проницаемость пласта ВК2−3 составляет 38. 3*10−3мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10−3мкм2 в общем объеме пласта составляет 27%, менее 50*10−3мкм2−70. 4%.

Таким образом, на долю пропластков коллектора с проницаемостью до 50*10−3мкм2 приходится 65−75% нефтенасыщенного объема, что будет определять низкие темпы выработки основной части запасов нефти. Установленная структура запасов нефти определяет необходимость рассмотрения в работе методов интенсификации добычи.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.3.1 Свойства и состав нефти и газа

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов на площади изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Ц Л Главтюменьгеологии. Пластовые нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300 и ПД-3м.

Поверхностные нефти отбирались с устья скважин. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей, по государственным стандартам.

Компонентный состав нефтяного газа и пластовой газонасыщенной нефти представлен в таблицах 2.1 и 2.2.

Свойства пластовых нефтей в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефти викуловской свиты имеют низкое газосодержание, давление насыщения. Нефти пластов ЮК2−5,ЮК10−11 находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24Мпа) и температур (1020С). Газосодержание изменяется в диапазоне 163−211м3/т, давление насыщения значительно ниже пластового (20,7). Нефть в пласте очень лёгкая.

Пластовые нефти горизонтов ЮК2−5 и ЮК10−11 близки между собой, молярная доля метана в них в среднем составляет 32,3%. Суммарное количество лёгких углеводородов С2Н65Н12-27%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов ВК1−3, ЮК2−5, ЮК10−11 малосернистые, с выходом фракций до 3500С не менее 45%, парафинистые малосмолистые.

Нефти пластов ВК1−3 вязкие (4. 5мПа*с), плотность сепарированной нефти 858 кг/м3, пластовой — 836 кг/м3, объемный коэффициент — 1. 064. Нефти пластов ЮК2−5,ЮК10−11 маловязкие (0. 53мПа*с), плотность сепарированной нефти — 834 кг/м3, пластовой — 634 кг/м3, объемный коэффициент — 1. 643.

Физико-химические свойства пластовых нефтей по продуктивным пластам представлены в таблице 2.3.

Содержание серы в нефти пластов ЮК незначительное и равно 0. 3%, парафина- 3. 5%.

В целом нефти пластов ЮК маловязкие, лёгкие, малосернистые, парафинистые.

Содержание серы в нефти пластов ВК незначительное и равно 0. 4%, парафина- 4. 8%.

Нефти пластов ВК1−3 вязкие, средней плотности, малосернистые, парафинистые, имеют низкое газосодержание и давление насыщения.

Таблица 2.1 Компонентный состав пластовой газонасыщенной нефти Ем-Еговского месторождения (молярная концентрация, %)

Пласт

Диоксид углерода

Азот

Метан

Этан

Пропан

Бутаны

Пентаны

Остаток

Мол. масса, г/моль

Изо

норм.

изо

норм.

ВК1

0. 03

0. 10

12. 94

1. 40

3. 02

1. 12

3. 46

1. 63

2. 68

73. 61

176. 8

ЮК2−3

0. 90

0. 36

32. 67

7. 24

8. 58

1. 39

4. 18

1. 34

2. 01

41. 33

96. 6

ЮК7−8

1. 45

0. 18

36. 39

9. 81

9. 39

1. 58

3. 79

1. 25

1. 85

34. 31

86. 0

ЮК10−11

0. 87

0. 20

33. 46

10. 11

10. 00

1. 76

4. 25

1. 48

1. 83

36. 04

84. 3

ЮК12−15

1. 08

0. 28

30. 7

8. 91

9. 22

1. 07

4. 57

1. 20

2. 27

40. 70

95. 62

Таблица 2.2 Компонентный состав нефтяного газа Ем-Еговского месторождения по результатам однократного разгазирования (молярная концентрация, %)

Пласт

Диоксид углерода

Азот

Метан

Этан

Пропан

Бутаны

Пентаны

Остаток

Мол. масса, г/моль

Плотность газа, кг/м3

изо

норм.

изо

норм.

ВК1

0. 15

0. 59

68. 62

6. 68

10. 74

2. 45

5. 96

1. 31

1. 69

1. 81

26,66

1. 108

ЮК2. 5

1. 60

0. 65

58. 51

12. 71

14. 09

1. 97

5. 42

1. 19

1. 52

2. 34

28. 65

1. 191

ЮК7−8

2. 26

0. 28

56. 92

15. 12

13. 80

2. 08

4. 66

1. 13

1. 47

2. 28

28. 67

1. 192

ЮК10−11

1. 40

0. 32

54. 11

16. 09

15. 10

2. 36

5. 29

1. 33

1. 43

2. 57

29. 63

1. 232

ЮК12−15

1. 90

0. 50

54. 51

15. 51

15. 04

1. 51

5. 90

1. 06

1. 72

2. 35

29. 44

1. 224

2.3.2 Свойства и состав пластовой воды

Минерализация воды колеблется от 11,21г/л до 16,69г/л. В условиях пласта плотность воды составляет 970 кг/м3, вязкость 0,3 МПа*с. На месторождении встречаются воды хлоркальциевого и гидрокарбонатного типа.

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 моль/м3 до 0,66 моль/м3.

Свойства и состав воды приведены в таблицах 2.4. и 2.5.

При изменении начальных пластовых условий возможно выпадений солей нефтепромысловом оборудовании и установках подготовки нефти.

Таблица 2.4 Свойства пластовой воды

Наименование

Среднее значение

Газосодержание, м33

2,63

Объёмный коэффициент

1,038

Вязкость, Мпа*с

0,3

Общая минерализация, г/м

15,12

Плотность, кг/м3

973,35

Таблица 2.5 Содержание ионов и примесей в пластовой воде.

Содержание ионов (моль/м3) и примесей (г/м3).

Диапазон изменения.

Среднее значение.

Cl

68,0−346,0

225,56

SO4

0,03−0,66

0,28

HCO3

9,5−101,2

25,04

Ca

2,5−20,85

6,98

Mg

0,8−3,0

2,11

Na+K

158,37−310,8

228,17

PH

6,65−8,5

7,24

2.4 Запасы нефти по Ем-Еговской площади

Промышленные запасы нефти на Ем-Еговской площади приурочены к отложениям викуловской свиты и юрского комплекса пород. В связи с крайне низкой разведанностью площади, в настоящее время единой однозначной оценки запасов по площади не имеется. При рассмотрении запасов в ГКЗ в 1986 году по викуловским отложениям, последние утверждены в экспертно оцененных объемах и категориях, так как на большей площади низкое качество проведенных разведочных работ не позволило определить промышленную значимость запасов. Юрские отложения на сегодня недоразведаны и оценка запасов по ним в ГКЗ не дана.

В связи с этим, в настоящее время запасы по Ем-Еговской площади оцениваются как:

1. Запасы, числящиеся на балансе РГФ.

2. Запасы, утвержденные ГКЗ.

3. Запасы, принятые при проектировании разработки площадей.

4. Запасы, оцененные СИБНИИНП и АО «Кондпетролеум».

По состоянию на 1. 01. 02 г по Ем-Еговской площади на балансе ВГФ числятся геологические запасы в количестве: категория С1 — 691,7млн. тн, категория С2 — 587,1млн. тн. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 — 0,343, С2 — 0,190 извлекаемые запасы соответственно составляют 237,4млн. тн. и 111,9млн. тн.

По викуловским отложениям извлекаемые запасы нефти составляют: промышленная категория АВС1 — 127млн. тн, категория С2 — 49,4млн. тн, по юрским отложениям соответственно 110,5 и 62,4млн. тн.

Утвержденные ГКЗ балансовые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются: категория С1 — 273,5млн. тн, категория С2 — 496 млн. тн. При коэффициентах нефтеизвлечения по категории запасов С1 — 0,340, категории С2 — 119,3млн. тн. Таким образом доля запасов категории С2 составляет 55,8%, что указывает на низкую разведанность площади.

При составлении технологической схемы разработки викуловских залежей нефти, за основу приняты геологические запасы, числящиеся на балансе РГФ по пласту ВК-1 в количестве 366,2млн. тн. Запасы пластов ВК-2−3 исключены из расчетов в связи с низкой их разведанностью. При расчете технологических показателей разработки коэффициент нефтеизвлечения принят 0,145, что существенно отличается от утвержденного ГКЗ. Это связано по причине уточнения структуры запасов, результатами математического моделирования процесса вытеснения нефти водой. Таким образом, при расчетном коэффициенте нефтеизвлечения 0,145, промышленные извлекаемые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются в количестве 53,1млн. тн.

В настоящее время по оценке СИБНИИНП в результате получения дополнительной геологической информации за период со времени утверждения в ГКЗ, начальные извлекаемые запасы нефти промышленной категории А, В, С1 оцениваются в 51,0 млн. тн.

В юрском комплексе отложений промышленная нефтеносность установлена в баженовской, абалакской и тюменской свитах.

По состоянию на 1. 01. 03. г на Государственном учете (РГФ) по юрским отложениям геологические запасы нефти числятся в количестве 304,9млн. тн — категория С1 и 348,6млн. тн — категория С2. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 — 0,362 и категории С2 — 0,179 извлекаемые запасы по юрскому комплексу составляют соответственно 110,5 млн. тн и 62,4 млн. тн. Основные геологические запасы юрского комплекса отнесены к тюменской свите и составляют: категория С1 — 287,4млн. тн, категория С2 — 219,4млн. тн. Принятые коэффициенты нефтеизвлечения по тюменским пластам составляют: категория С1 — 0,378, категория С2 — 0,2. Соответственно, извлекаемые запасы нефти составили: категория С1 — 108,6млн. тн, категория С2 — 44,1 млн. тн.

До настоящего времени оценка запасов по юрским отложениям в ГКЗ не дана в связи с низкой разведанностью площади и очень сложным геологическим строением площади. Это было подтверждено при эксплуатационном разбуривании первоочередного участка, когда в 90% добывающих скважин были получены низкие дебиты нефти (до 5тн/сут) при опробовании тюменских отложений, а также за период доразведки площади бурением отдельных оценочных скважин.

Целенаправленные работы по доразведке юрских отложений начаты в 1990 году бурением оценочных скважин и продолжаются в настоящее время. Всего за период с 1990 по 1995 год на площади пробурено 46 оценочных скважин. Кроме этого, проведены работы по оценке продуктивности бажено-абалакских отложений в ранее пробуренных низкопродуктивных тюменских скважинах. В результате проведенных работ была подтверждена низкая продуктивность тюменских отложений и выявлена высокопродуктивная залежь нефти в абалакских отложениях.

По данным СИБНИИНП геологические запасы нефти по юрским отложениям оцениваются в 110,9 млн. тн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25, извлекаемые запасы промышленной категории С1 — 27,8 млн. тн. На 1. 01. 96 г по абалакской залежи начальные геологические запасы категории С1 составляют 19,9 млн. тн, категория С2 — 74,3 млн. тн. При принятом коэффициенте нефтеизвлечения 0,250, начальные геологические запасы категории С1 составляют 4,7 млн. тн. Извлекаемые запасы нефти категории С2 составляют 7,4 млн. тн при коэффициенте нефтеизвлечения 0,10.

Таким образом, с целью достоверной оценки запасов нефти и газа по Ем-Еговской площади крайне необходимо проведение доразведочных работ как по викуловским, так и по юрским отложениям, пересчет и переутверждение запасов в Государственной комиссии по запасам.

3. Технологическая часть

3.1 Проектные решения по разработке Ем-Еговской площади

Ем-Еговская площадь введена в разработку в 1980 году. В целях изучения геолого-промысловой характеристики пластов тюменской свиты был выделен опытный участок с размещением 270 скважин по площадной девятиточечной системе (по сетке 450 * 450 м), проектный уровень добычи нефти -1. 05 млн. т /год (протокол ЦКР СССР № 750 от 28. 11. 78).

В 1982 году составлена технологическая схема опытно-промышленной разработки, которая базировалась на той же исходной информации, что и предыдущий проектный документ. Основные проектные решения по эксплуатационному объекту, системе разработки, плотности сетки скважин остались прежними. Увеличились объёмы буровых работ и расширены границы расстановки скважин. В результате проектный уровень добычи нефти составил 6.7 млн. т., фонд скважин — 971 (протокол Бюро ЦКР СССР № 973 от 21. 04. 82). В 1982 году в эксплуатации находилось 21 скважина, годовая добыча нефти составила 121.0 тыс. т., с начала разработки добыто 138.4 тыс. т.

В 1983 году составлена «Дополнительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки». Целью работы явилось уточнение проектных уровней в связи с переводом части объема буровых работ на более продуктивную Талинскую площадь. Проектные решения остались без изменения, уточнились максимальные уровни добычи:

— по нефти — 4 млн. т., по жидкости — 1.9 млн. т., по закачке воды — 2.9 млн. т.

В 1983 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 28 скважин, годовая добыча нефти составила 185.1 тыс. т., с начала разработки — 325.4 тыс.т.

В связи с низкой продуктивностью большинства скважин, пробуренных на тюменскую свиту, в 1985 году было временно остановлено дальнейшее разбуривание площади, было решено ограничить проведение опытно-промышленной эксплуатации только в разбуренной части. В 1985 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 52 скважины, годовая добыча нефти составила 231.8 тыс. т., с начала разработки — 791. 3 тыс. т.

В 1989 году составлена Технологическая схема разработки Ем-Еговской площади, в которой основным добывным обьектом являются пласты ВК викуловской свиты. В связи с тем, что по тюменской свите за десятилетний период опытно-промышленной эксплуатации не получена необходимая информация о добывных возможностях объекта, не отработаны основные принципы и методы разработки, принято решение о продолжении опытно-промышленной эксплуатации.

В технологической схеме разработки по викуловской свите предусмотрено:

— выделение одного эксплуатационного обьекта ВК1−2;

— реализация блочно-замкнутой, очагово-избирательной системы разработки;

— плотность сетки — 9 га/скв. ;

— проектные уровни добычи:

нефти — 3. 469 млн. т (2006 г.)

жидкости — 23. 798 млн. т.

закачки воды — 42. 832 млн. м3.

— фонд скважин:

добывающие С1 — 2222, С2 — 2757, С12 — 4979;

нагнетательные С1 — 955, С2 — 1181, С12 — 2136;

всего С1 — 3169, С2 — 3938, С12 — 7107.

В 1990 году СИБНИИНП была составлена и утверждена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ем-Еговской и Пальяновской площади» и утверждена ЦКР (протокол ЦКР № 1381 от 4. 07. 90 г и № 1421 от 29. 03. 91 г) со следующими основными проектными решениями по викуловским залежам нефти:

1. Общий проектный фонд скважин — 7107, в том числе добывающие — 4979 скв, нагнетательные — 2136 скв.

2. Проектный фонд скважин в границах нефтенасыщенных толщин более 6 м — 3862 скв.

3. Система разработки площади пятирядная с переходом на блочно-замкнутую.

4. Плотность сетки — 9га/скв

5. Темпы разбуривания площади — 800 тыс. м в год.

6. Максимальные проектные показатели:

а) добыча нефти — 3,9 млн. тонн/год

б) добыча жидкости — 28,2 млн. м3/год

в) закачка воды — 43,9 млн. м3/год

г) проектный коэффициент нефтеизвлечения — 0,145 против 0,345, утвержденного в ГКЗ

д) способ эксплуатации — механизированный, преимущественно ШГН

е) средний дебит нефти 1-ой скважины — 7тн/сут, жидкости — 20 м3

ж) средняя приемистость 1-ой нагнетательной скважины — 80 м3/с.

Согласно тех. схемы по юрскому комплексу отложений предусматривалось проведение доразведочных работ бурением 212 оценочных скважин. При положительных результатах планировалось скважины вводить в опытно-промышленную эксплуатацию. Максимальный уровень добычи нефти планировался в объеме 273 тыс. тонн/год.

В 1992 году СИБНИИНП составлено и утверждено ЦКР (протокол № 1525 от 23. 12. 92 г.) ТЭО на разработку Ем-Еговской площади, согласно которого по юрскому комплексу отложений приняты следующие основные положения:

1. Выделение одного эксплуатационного объекта в юрском комплексе

2. Применение избирательной системы разработки, расстановка скважин нерегулярная, скважины размещаются преимущественно в высокопродуктивных зонах, выделенных по данным бурения оценочных скважин и дистанционных методов разведки.

3. Максимальный проектный уровень добычи нефти — 1,9 млн. тн/год

4. Общий проектный фонд скважин — 572, в том числе 433 добывающих и 139 нагнетательных.

5. Разработка залежей юрского комплекса в начальный период осуществлялась на естественном режиме, в последующем по результатам уточнения геологического строения реализуется переход на режим заводнения.

В 1996 году СИБНИИНП составлено и утверждено в ЦКР (протокол № 2004 от 20. 03. 96г) «Дополнение к технологической схеме разработки Ем-Еговской + Пальяновской площадей (абалакская свита)».

Утвержденный вариант разработки юрских отложений предусматривает:

1. Выделение одного эксплуатационного объекта.

2. Разработка залежей на естественном режиме.

3. Размещение скважин индивидуальное в наиболее продуктивных зонах.

4. Бурение с 1996 года новых 33 оценочных скважин с отбором керна и полным комплексом геофизических исследований.

5. Общий проектный фонд скважин на юрские отложения — 119.

6. Опытное заводнение, для чего под нагнетание планируется перевести 11 скважин.

7. Проведение гидроразрыва пласта в низкопродуктивных скважинах.

8. Проектный уровень добычи нефти в 1996 году — 405,5 тыс. тн.

9. Средний дебит нефти новых скважин — 25 тн/сут

Исходя из проектных решений по многостадийности разработки юрского комплекса отложений, в настоящее время реализуется этап по доразведке площади бурением оценочных скважин по редкой сетке скважин и ввод их в опытно-промышленную эксплуатацию.

В процессе разбуривания и разработки Ем-Еговской площади в связи с уточнением геологического строения нефтяных залежей, сокращением зон деятельности НГДУ в соответствии с полученными лицензиями на разработку объектов, сокращением объемов буровых работ по причине невозможности их финансирования в полном объеме, фактические показатели разработки площади существенно отличаются от проектных, особенно это касается викуловской залежи. Скорректированные уровни добычи нефти, объемы буровых работ, уточненный проектный фонд скважин периодически рассматривались и утверждались на ЦКР.

По тюменской свите предусмотрено к имевшимся скважинам пробурить еще 40 скважин, расположенных в предполагаемых продуктивных зонах. При получении положительных результатов бурения оценочных скважин предполагается расширить зону опытно-промышленной эксплуатации, пробурив всего 212 скважин, в том числе добывающих 157, нагнетательных 55.

Режим разработки тюменской свиты предусмотрено проводить в двух стадиях: 1 стадия — упругий, 2 стадия — опытная закачка воды.

Проектные уровни:

— добыча нефти — 0. 273 млн. т. ;

— добыча жидкости — 0. 587 млн. т. ;

— закачка воды — 1. 291 млн. м3;

— коэффициент нефтеизвлечения — 0. 15

Проектные показатели разработки по викуловской, абалакской и тюменской свитам представлены в таблице (3.1.).

3.1. 1 Основные принципы разработки нефтяных залежей юрского комплекса

Неоднородность по продуктивности

Высокопродуктивные зоны имеют ограниченные размеры соизмеримые с шагом сетки скважин. Так, при испытании разведочной скважины 2 получен приток нефти 136 т/сут. По окружающим скважинам, расположенным на расстояниях 400−600 м, максимальный дебит нефти равен в среднем 3.2 т/сут. По данным ГИС скважин каких-либо существенных отличий по строению разреза не отмечается. В районе разведочной скважины 4 по одной группе скважин максимальный дебит нефти изменяется в диапазоне 45−12 т/сут., по другой 50 — 70 т /сут.

Отличительной особенностью процесса выработки запасов нефти является неравномерное распределение добытой нефти по скважинам. Основная часть добытой нефти объекта идет из нескольких высокодебитных скважин. В 1991 году добыча нефти по Ем-Еговской площади составила 256.2 тыс. т. По семи высокодебитным скважинам добыча нефти составила 247.7 тыс. т или 96.7% от общей.

Из распределения фонда скважин по дебитам следует, что значительная часть скважин (63%) имеет дебит не менее 5 т/сут. С дебитами более 50 т/сут. работает всего 10% скважин.

В целом, результаты опытно-промышленной эксплуатации свидетельствуют о значительной неоднородности объекта по продуктивности.

С позиций исследования кернов и ГИС скважин большая часть запасов относится к низкопроницаемым коллекторам. Выявленные локальные высокопродуктивные зоны приурочены, по всей видимости, к зонам трещиноватости, что подтверждается опытом закачки воды в скважины, когда практически одновременно с началом закачки в окружающих добывающих скважинах появляется вода и при прекращении закачки поступление воды резко снижается.

Вовлечение в разработку низкопроницаемых участков

О вероятности вовлечения в разработку песчано-алевролитовых тел тюменской свиты, несмотря на их крайне низкие коллекторские свойства, говорят данные материального баланса.

Разработка юрского комплекса Ем-Еговской площади, ведется на естественном режиме, в связи с этим интерес представляет поведение пластового давления.

Установлено, что при больших отборах нефти (по скважине 1096 — 160 тыс. т, по скважине 1122 — 70 тыс. т) пластовое давление снизилось до 18.0 -19.0 МПа и на этом уровне держится длительное время (5−6) лет. Стабилизация давления при продолжающемся отборе свидетельствует о том, что установился стационарный режим и в зону дренирования извне поступает объем нефти, равный добываемому. По некоторым скважинам (1015, 1044, 1145, 1166.) при незначительных отборах нефти пластовое давление также снизилось на 40 — 60 МПа. Падение давления вызвано тем, что соседние с этими высокодебитные скважины имеют значительные отборы. Следовательно, зона дренирования высокодебитных скважин имеет размеры, превышающие расстояния между скважинами и включающие низкопроницаемые коллектора. Этот факт создаёт предпосылки для длительной эксплуатации участков месторождения на естественном режиме без закачки воды или других агентов. В этом случае зоны высокой продуктивности будут работать как укрупненные скважины, питающиеся от больших объемов окружающих низкопроницаемых пород, имеющих значительный запас упругой энергии.

Опыт заводнения

На опытном участке проводилась пробная закачка воды. Под закачку было освоено 13 низкопродуктивных скважин, работавших дебитами 1−2 т/сут. в режиме накопления, из которых периодически действовало 3−7 скважин. После освоения под закачку приемистость скважины при давлении нагнетания 13. 0−15.0 МПа достигала 350−500 м3/сут и наблюдались опережающие прорывы воды в соседние добывающие скважины.

Следовательно, попытки поддержать пластовое давление и организовать процесс вытеснения водой по обычной технологии оказались неудачными. Необходимо специальное размещение нагнетательных скважин исходя из фактического положения зон высокой продуктивности, закономерности их распространения по площади и особенностей гидродинамической связи по разрезу объекта. Такое размещение может быть достигнуто только после детального гидродинамического изучения разрабатываемых участков.

С позиции технологии освоения скважин под закачку и самого режима закачки необходимо применение специальных методов и оборудования для дифференцированного освоения закачкой разреза, контроля и регулирования закачки воды.

Таким образом, на основе результатов опытно-промышленной эксплуатации пластов можно сделать следующие заключения:

1. Основной объем песчано-алевролитовых тел тюменской свиты низкопродуктивен и дает притоки 1−2 т/сут. при депрессии на пласт 8.0 -11.0 МПа. В то же время, выявлены высокопродуктивные зоны, имеющие ограниченные размеры, скважины которых обеспечивают практически всю добычу нефти из объекта.

Высокие дебиты отдельных скважин связаны, по-видимому, с зонами трещиноватости. Опыты закачки воды подтвердили наличие трещиноватых зон.

2.В случае разбуривания площади по равномерной сетке без предварительной локализации высокопродуктивных зон, в большинстве скважин не будут получены промышленные притоки нефти. Дальнейшая разработка на основе регулярных систем будет малоэффективна из-за быстрого обводнения скважин по системам трещин и вторичных коллекторов.

3. Потребуются дополнительные затраты, связанные с технологией вскрытия пласта, изменением конструкции забоя, креплением, вторичным вскрытием, освоением на приток.

4. Особое внимание придется уделить организации закачки воды. Основным режимом будет не фронтальное вытеснение нефти водой, а режим прямоточной пропитки блоков матрицы алевролито-песчаных тел тюменской свиты через систему естественных и искусственных трещин. Этот процесс потребует особого подхода к расположению нагнетательных скважин, дифференцированного освоения интервалов, ведения регулируемой циклической закачки.

5. Необходимо будет широко применять дорогостоящие технологии, позволяющие гидродинамически соединять трещины и вторичные коллектора с забоем скважины (горизонтальное бурение, гидроразрывы, импульсные методы и т. д.).

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой