Фазлыева А.И.
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет
ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОТЛОЖЕНИЙ МЕГИОНСКОЙ СВИТЫ
Аннотация
В статье предложены и охарактеризованы пути применения геолого-технических мероприятий для выработки остаточных запасов нефти отложений мегионской свиты. Особое внимание уделено способам увеличения нефтеотдачи этого месторождения.
Ключевые слова: геолого-технические мероприятия, нефтеотдача, месторождение, пласт, выработка, остаточные запасы, участок.
Keywords: ключевые слова на английском языке.
Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки для многих месторождений является весьма актуальным. Для повышения надежности и успешности внедряемых мероприятий необходим комплексный и всесторонний анализ остаточных подвижных запасов нефти с учетом геологического строения нефтенасыщенного пласта.
Целью данной работы является выбор рентабельных геолого-технических мероприятий, необходимых для вовлечения остаточной нефти в процесс вытеснения её водой.
Определение границ невыработанных запасов в настоящее время достигается путем реализации геолого-гидродинамического моделирования. Однако, основной интерес для нефтедобывающих компаний представляет подбор эффективных геолого- технических мероприятий (ГТМ), с целью довыработки этих запасов.
Построение карт остаточных извлекаемых запасов при помощи различных программных пакетов моделирования дает представление о локализации данного типа запасов.
Объект исследования представляет собой промышленный участок, где выделено 8 песчаных тел, которые взаимно перекрываются. Пласты имеют косослоистое строение, границы выклинивания и фациального замещения пластов-коллекторов ориентированы в северо-восточном направлении. Регрессивные шельфовые песчано-алевритовые пласты БВ8, отличаются в большей или меньшей степени черепицеобразным строением, которое находит отражение в изменение толщин с востока на запад. Оно обусловлено миграцией регрессивных песчаных шельфовых фаций во времени и пространстве, происходящей по мере формирования и выдвижения клиноформ. Если на востоке происходит выклинивание продуктивных пластов, то на западе наблюдается увеличение стратиграфической толщины пласта с его последующей глинизацией в склоновой части клиноформной зоны [1].
Разработка залежей пласта начата в 1979 году. На 01.01.2018 проектный пробуренный фонд скважин составляет 616, из них 435 – нефтяные, 181 – нагнетательные. В эксплуатационном фонде добывающих скважин числится 435 скважина, 285 в работе, 19 – в бездействии, 2 скважины находятся в консервации, ликвидированных – 65,
16 переведены в пьезометрические, 36 в нагнетательные и 1 в наблюдательные. В накоплении находятся 11 скважин.
Действующий фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом. Периоды интенсивного разбуривания приходятся на 1982-1985 г, где и отмечается активный ввод скважин в эксплуатацию.
Отбор нефти по пласту за 2017 год составил 402 252 тонн нефти. За 2017 год отбор жидкости составил 2 785 117 тонн. Фактическая суммарная по скважинам закачка воды за 2017 год составила 2 182 678 тонн. Текущая обводненность составляет 85,6%.
На сегодняшний день текущий коэффициент использования фонда составляет 65,5%. Средний дебит нефти составляет 48,8 т/сут, жидкости – 58,6 т/сут.
Для реализации получения карт остаточных запасов, с целью дальнейшей оптимизации системы разработки и увеличения нефтеотдачи, построена трехмерная цифровая геолого-гидродинамическая модель.
При создании геологической модели использовалась вся необходимая информация о месторождении: скважинные данные, лицензионные границы участка, данные обоснования ВНК, добыче и закачке.
Основными этапами построения геологической модели были: создание структуры и каркаса, включающего кубы литологии, пористости, проницаемости, насыщенности [2].
С 2013 года на объекте начали проводить геолого-технические мероприятия с целью увеличения нефтеотдачи, в основном – гидравлический разрыв пласта. Анализ ОПЗ показал, что наиболее эффективными были ГРП на участках с большой эффективной толщиной, а также с высоким показателем начальной неоднородности.
Исследуемый пласт в границах рассматриваемого участка сильно неоднороден и представлен переслаиванием алеврито-песчано-глинистых и глинистых прослоев прибрежно-морского генезиса.
Анализ распределения остаточных запасов нефти по пласту позволил отметить, что в его центральной части имеются несколько зон с остаточными запасами северо-западного простирания, вытянутые перпендикулярно напластованию песчаных тел клиноформенного строения. Вероятно, эти зоны связаны с сильной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств в районе локальных опусканий кровли пласта.
Восточная часть характеризуется слабой выработкой в связи с ее слабой разбуренностью. Следует отметить, что проектом разработки предусмотрено в восточной части бурение новых скважин. Северо-восточная часть залежи пласта характеризуется меньшей степенью выработанности, чем юго-восточная, предположительно из-за общего углубления кровли коллектора в северо-восточном направлении.
В границах пласта было выделено три наиболее перспективных участка с невыработанными остаточными подвижными запасами.
В результате анализа исходных данных и построенных карт, были предложены следующие мероприятия:
На первом участке пробурить боковой ствол в скважине №4257 в юго-восточном направлении в сторону концентрации остаточных запасов. При этом перевести в нагнетательный фонд бездействующей скважины №1032, что позволит создать новые пути дренирования к скважинам №№30Р, 173Н, 4257, находящиеся на западе, востоке и северо-западе соответственно. Также перевести в нагнетательный фонд скважину №4263, создав пути дренирования на северо-западе к скважине №1022, на юго-западе к скважине
№149 и на юго-востоке к скважине №161.
На втором исследуемом участке пробурить боковой ствол в скважине №1079 в северо-западном направлении в сторону концентрации остаточных запасов нефти. Также предлагается проведение гидроразрыва пласта, перед вводом бокового ствола скважины
№1079 в эксплуатацию, с целью улучшения ФЕС призабойной зоны пласта. Перевод в нагнетательный фонд скважин №№267Н, 3642, 4148Н, 4147Н, для создания новых притоков и захвата им остаточной нефти.
На участке №3 рекомендуется бурение бокового ствола скважины №1266 в восточном направлении в зону остаточных запасов нефти. Траектория существующего ствола позволяет строительство бокового ствола в заданном направлении.
На четвертом участке предлагается бурение бокового ствола в скважине №183 в южном направлении в сторону концентрации остаточных запасов. При этом перевести в нагнетательный фонд скважину №4227Н, что позволит создать новые пути дренирования на северо-восток в сторону скважины №183, на юго-восток в сторону скважины №196, на северо-запад в сторону скважины №4234Н. Также рекомендуется проведение ГРП в скважине №4220 в связи с падением технологических показателей и низкой проницаемостью породы-коллектора.
Для рассматриваемого объекта, при текущем способе его эксплуатации, характерны наличия зон с остаточной нефтенасыщенностью, связанных с локальным отсутствием фильтрационных потоков. Увеличение нефтеотдачи пласта-коллектора производится путем улучшения фильтрационных свойств, регулированием направления потоков жидкости, созданием необходимой депрессии на пласт. Эти параметры достигаются с помощью геолого-технических мероприятий, в частности: бурением боковых стволов, гидравлическим разрывом пласта, переводом скважин в нагнетательный фонд.
Как показал опыт прошлых лет на объекте, эффективность ГРП зависит от эффективной толщины пласта, в связи с чем были выбраны скважины с показателями больше 20 м.
Применение описанных методов оптимизации позволит повысить коэффициент охвата, увеличит область дренирования и вовлечет в разработку невыработанные запасы.
Литература:
- Дополнение к проекту разработки Повховского месторождения. НК «ЛУКОЙЛ», ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», Тюмень 2008.
- Закревский К.Е, Нассонова Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. – Тверь: ООО «Издательство ГЕРС» ,2012. – 80с.