Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное
учреждение
Высшего профессионального образования
"ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ"
Институт геологии и нефтегазового
дела
Направление (специальность) -
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Кафедра - Геологии и разработки
нефтяных месторождений
Выпускная квалификационная работа
(на соискание квалификации инженер)
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
(Тема выпускной квалификационной
работы)
Студент гр. з - 2723/10 Р.В. Иващенко
Руководитель Г.Ф. Ильина
к. г-м. н, доцент
Томск - 2008
Реферат
Дипломная работа ______ страница, 8 рисунков, 31 таблица, 13
графиков 9 источников, Объектом исследования являются нефтяные залежи Майского
месторождения.
В процессе работы проанализированы текущие состояние
разработки фонда скважин и проведение гидравлического разрыва пласта на Майском
нефтяном месторождении.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАЙСКОЕ месторождение, ЗАЛЕЖЬ, Фонд скважин,
ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, Методы интенсификации, кислотная обработка, Палеозой, ГРП,
подсчет запасов, геология месторождения, технологические решения.
Содержание
Введение
1. Общие сведения о месторождении
2. Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1 Геологическое строение месторождения
2.2 Тектоника
2.3 Нефтегазоносность
2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
2.5 Физико-химические свойства пластовых вод
2.6 Утвержденные запасы нефти
3. Анализ (пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность
применяемой технологии разработки
3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения
4. Анализ методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении
4.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
4.1.1 Сущность ГРП
4.1.2 Технология проведения ГРП
4.1.3 Оборудование используемое при ГРП
4.1.4 Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта
4.1.5 Анализ эффективности ГРП
4.2 Бурение горизонтальных скважин
4.3 Дополнительная перфорация и воздействие пороховыми генераторами
давления
4.4 Кислотные обработки призабойной зоны
5. Охрана окружающей среды
5.1 Охрана атмосферного воздуха
5.2 Охрана недр в процессе эксплуатации
Заключение
Список литературы
Введение
Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в
1971 году бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского
локального поднятия и по результатам испытания скважины была открыта залежь
нефти не промышленного значения в горизонте Ю1 (келловей-оксфорд).
В 2004-05 гг. были проведёны площадные сейсморазведочные
работы МОГТ 2D, позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на
Майском локальном поднятии в районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р
была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были
установлены нефтяные залежи в пласте Ю14-15 (тюменская свита) и
пласте Ю13-4 (васюганская свита). Полученные результаты
ранее проведенных работ и периода 2004-05 г. г. дали основание впервые провести
оценку запасов Майского нефтяного месторождения с постановкой их на баланс. В
зимний сезон 2005 - 2006 г на месторождении были проведены дополнительные
работы (сейсморазведочные МОГТ-2D и бурение скважин 393Р). [5].
В результате получена качественно новая информация, которая
позволила провести переинтерпретацию ГИС скважины-первооткрывательницы (№
392Р). На данный момент месторождение слабо разведано, отсутствует достаточный
объём исходных данных для составления технологической схемы разработки. Поэтому
на первом этапе эксплуатации ведется наиболее детальное изучение всех
особенностей геологического строения, характеристики резервуара и флюидов,
создания предварительной геолого-технической модели, обоснование рационального
варианта пробной эксплуатации залежи нефти и выдача рекомендаций по доразведке
месторождения.
На данный момент ведутся работы по бурение скважин пласта Ю13-4
и подготовка к бурению скважин пласта Ю14-15. [5].
Целью выпускной квалификационной работы является анализ
методов интенсификации - гидравлического разрыва пласта проводимого на
месторождении.
1. Общие
сведения о месторождении
Майское нефтяное месторождение географически расположено в
юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье,
в бассейне реки Васюган - левого притока Оби. Территория района месторождения
представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными
водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах
от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 - 60% территории.
Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган,
протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 - 3 км. Климат
района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3о С.
Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 - 1,5
м, на заселённых - 0,3 - 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м.
Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое
количество осадков составляет 400 - 500 мм, максимум отмечается в июле-августе
и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и
сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 - 0,5 м на открытых
участках до 2 м на леснных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая,
ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.
В административном отношении Майское нефтяное месторождение
находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах
лицензионного блока 70 - 3. Расстояния до ближайших городов области следующие:
до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения, - 125 км,
до Томска - 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший
населённый пункт - п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге.
разрыв гидравлический пласт месторождение
Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых
работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по
"зимнику”. Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолётах.
Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской
свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного
бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.
Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении
находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в
Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные
месторождения: Нижнее-Табаганское, Калиновое, Урманское, Северо-Останинское и
др. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод "Игольское -
Герасимовское - Лугинецкое - с. Парабель” (рисунок 1.1.). [5].
Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Майского месторождения
2.
Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1
Геологическое строение месторождения
Промышленная нефтеносность на Майском месторождении связана с
песчаным пластом Ю13-4, горизонта Ю1
васюганской свиты и пластом Ю14-15 тюменской свиты.
Такие основные параметры продуктивных пластов, как
стратиграфические границы кровли и подошвы коллектора, характеристики
фильтрационной и литологической неоднородности разреза, а также интервалы
опробования пластов в скважинах представлены в таблицах, 2.1., 2.2.
Таблица 2.1 - Характеристика толщин продуктивных пластов
(объект Ю13-4)
|
Толщина
|
Наименование
|
Зоны пластов Ю13-4
|
|
|
Нефтяная
|
Водо- нефтяная
|
По пласту в целом
|
|
Общая
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
18,8 0,1 17,2-23,8
|
21,5 0,2 17,2-29
|
25,3 0,22 17,2-29
|
|
Эффективная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е.
Интервал изменения, м
|
15,4 0,1 12,9-18
|
16,3 0,17 11,3-26,6
|
16,4 0,12 11,3-27,5
|
|
Нефте-насыщенная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е.
Интервал изменения, м
|
15,4 0,1 12,9-18
|
9,2 0,46 0-17,2
|
10,6 0,4 0-18
|
|
Водо-насыщенная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
-
|
7,1 0,8 0-26,6
|
12,2 0,55 0-26,6
|
|
Непроницаемых разделов
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
3,3 0,5 1-8,3
|
5,2 0,53 1-11,9
|
5,1 0,5 1-13,1
|
Таблица 2.2 - Характеристика толщин продуктивных пластов
(объект Ю14-15)
|
Толщина
|
Наименование
|
Зоны пластов Ю14-15
|
|
|
Нефтяная
|
Водо- нефтяная
|
По пласту в целом
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Общая
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е.
Интервал изменения, м
|
24,26 0,05 21 - 26
|
24,91 0,04 22,5-27,2
|
24,52 0,05 15,2 - 29,9
|
|
Эффективная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
22,21 0,08 16,4-25,5
|
22,71 0,07 16,6-25,8
|
22,24 0,08 14,6 - 29,5
|
|
Нефте-насыщенная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
22,21 0,08 16,4 - 25,5
|
12,82 0,47 0 - 25,8
|
16,65 0,4 0 - 25,8
|
|
Водо-насыщенная
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е.
Интервал изменения, м
|
-
|
9,9 0,57 0 - 24,6
|
14,54 0,64 0 - 29,1
|
|
Непроницаемых разделов
|
Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал
изменения, м
|
2,33 0,60 0 - 8,7
|
2,21 0,68 0 - 8,7
|
2,33 0,60 0 - 8,7
|
Формирование пласта Ю14-15 происходило в
континентальной обстановке осадконакопления. Это следует как из общепринятых
для рассматриваемой территории представлений о характере осадконакопления
верхнетоарских осадков. Из описания кернового материала в скважинах 392Р и
393Р, где песчаная толща имеет градационное строение, характерное для
многоярусных (разветвлённых) речных систем, по разрезу отмечаются прослои углей
и галечных горизонтов (интервал глубин 3009 - 3018 м в скважине 392Р), крупные
фрагменты растительных остатков, косая, линзовидная слоистость, площадная
выдержанность песчаной толщи в пределах Майского поднятия и сопредельных
площадей.
По особенностям литологического состава пласт Ю14-15
представлен переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых, средне и
крепкосцементированных, однородных, иногда карбонатизированных, с косой и
волнистой слоистостью. Отмечаются включения слюды, пирита, растительных
остатков.
Согласно лабораторным исследованиям керна, пористость
песчаников меняется в пределах 0,09 - 0,17 д. ед., проницаемость в пределах 0,2
- 20 мД. Прогнозную геологическую модель пласта Ю14-15 можно описать
исходя из седиментационной модели рек разветвлённого типа и прогнозируемого
направления потока.
Как следует из модели осадконакопления, реки разветвлённого
типа характерны для предгорных ландшафтов, и их отложения свойственны низам
платформенного чехла. Основную роль в процессах распределения осадочного
материала разветвлённых рек играют останцовые формы рельефа. Тяготеющие к
пониженным участкам останцового рельефа, эти реки характеризуются высокой
латеральной миграцией речного русла. Это способствует хаотичному распределению
фильтрационно-емкостных свойств песчаника в объёме коллектора и более
значительной латеральной выдержанности ФЕС по направлению течения реки.
Распределение останцовых возвышенностей на момент
формирования пласта Ю14-15 можно реконструировать по характеру
пространственного развития нижнетоарских глин тогурской свиты, залегающих в
подошве рассматриваемых пластов.
Продуктивные пласты Ю13 и Ю14
формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна
Западной Сибири. Большой объём поступающего терригенного материала и малые углы
наклона морского дна, способствовали формированию значительной по ширине полосы
прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем
келловее и раннем оксфорде, отразилось в совместном присутствии пластов Ю13
и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майской площади.
Особенности осадконакопления песчаников регрессирующего моря
отразились и на характере распределении фильтрационно-емкостных свойств пласта
Ю13-4 по разрезу. Так, в соответствии c седиментационной
моделью, накопление песчаников происходило в различных гидродинамических
обстановках. В результате регрессии моря песчаные отложения переходной и
предфронтальной зон (пласт Ю14) перекрывались песчаниками
пляжа (пласт Ю13) вверх по разрезу.
В переходной и предфронтальной пляжевой зонах, где аэрация
песчаников была затруднена, преобладала восстановительная обстановка. Это
способствовало проявлению процессов седиритизации, что характерно для
подошвенной части пласта Ю13-4 и отражается в послойной
седиритизации песчаников разного масштаба.
В зонах нижнего и верхнего пляжа, с высокой степенью аэрации
песчаных отложений, о чём свидетельствует присутствие в керне следов илоедов в
кровельной части пласта Ю13-4, преобладала окислительная
обстановка.
Процессы сидеритизации повлияли на первичные коллекторские
свойства пласта и характер его насыщения.
Так, распределение проницаемости от пористости для пласта Ю13-4
на графике массивов значений, в целом, свидетельствует о наличие двух
зависимостей. Анализ распределения образцов по разрезу показал, что при равных
значениях пористости проницаемость образцов песчаника из подошвенной пласта
значительно ниже образцов его кровельной части.
Наблюдаемые различия можно связать с особенностями проявления
сидеритизации в поровом пространстве. Более обширно эти процессы проявились в
поровых каналах, соединяющих отдельные поры, уменьшили их радиус и снизили
проницаемость песчаников. Отражены результаты капиллярных исследований керна,
из которых следует, что средний радиус пор песчаников кровельной части пласта
составляет 8 мкм, а для подошвенной части этот параметр составляет 2 - 4 мкм.
[5].
2.2 Тектоника
В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий,
осложняющих северную периклиналь Лавровского наклонного вала, наиболее
приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок
Майского локального поднятия (рисунок 2.1.).
Рисунок 2.1 - Выкопировка из тектонической карты юрского
структурного яруса юго-восточной части Западно-Сибирской плиты
По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa
(2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей
сейсмоизогипсе составляет 27 км2.
По кровле пласта Ю14-15, структурная основа
которого построена близлежащему отражающему горизонту Ia (кровля песчаного
пласта Ю10), размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900
м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м.
2.3
Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с
песчаными отложениями пласта Ю14-15 тюменской свиты и Ю13-4
(келловей-оксфорд) васюганской свиты.
Пласт Ю14-15
Нефтяная залежь пласта Ю14-15 приурочена к толще
песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт
вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 - 2852,7
метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от
17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их
эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. Керном пласт охарактеризован в
разрезе скважин 392Р и 393Р. По керну разрез представлен песчаниками,
зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с
прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических
исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 -
3005,8 м (а. о. - 2852,7 - 2878,1 м). Опробование пласта Ю14-15 проводилось
в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами
тюменской свиты начиная от Ю6 и ниже до забоя в отложениях палеозоя.
На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом
15,3 м3/сут.
В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических
исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 -
3003,5 м (а. о. - 2849,0 - 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в
интервале 2980,0 - 2995,0 м (а. о. - 2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока
нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут.
на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м3/сут.,
фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. После проведенного гидроразрыва
пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и
минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут.
и 8,5 м3/сут. соответственно.
Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м3), парафинистая
(содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S - 0%) (таблицы 2.8 и 2.9.).
Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что
содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень
низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия,
полученную воду нет основания считать пластовой.
В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в
интервале 2953,0 - 3004,0 м (а. о. - 2822,4 - 2873,4 м). Получен приток нефти с
глинистым раствором дебитом 32,6 м3/сут. Положение ВНК принято в
соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -
2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая промышленная залежь
нефти по типу ловушки является пластовой сводовой (таб.2.3.). Размеры залежи -
13,5 Ч 4 км, амплитуда - 85 м. (рис.2.2)
Рисунок 2.2 - Геологический разрез по линии скважин 393Р -
392Р
Таблица 2.3 - Геолого-физические характеристики продуктивных
пластов объекта Ю14-15
|
Параметры
|
Объекты
|
|
Ю14-15
|
|
1
|
2
|
|
Средняя глубина залегания, м
|
2875
|
|
Тип залежи
|
пластовая-сводовая
|
|
Тип коллектора
|
поровый
|
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2
|
36319
|
|
Средняя общая толщина, м
|
24,6
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
|
19,7
|
|
Средняя водонасыщенная толщина, м
|
-
|
|
Пористость, %
|
0,123
|
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.
|
0,658
|
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
|
-
|
|
Проницаемость, мкм2
|
0,0025
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,72
|
|
Коэффициент расчлененности, доли ед.
|
4,7
|
|
Начальная пластовая температура,°С
|
98,7
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
31,1
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
0,91
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,682
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,784
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-2900,0
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,25
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
0
|
|
Содержание парафина в нефти, %
|
10,2
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
17,5
|
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
236
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
|
0,34
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,026
|
|
Средняя продуктивность, ´10 м3/ (сут×МПа)
|
0,606
|
|
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.
|
32216
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
2050/30166
|
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.
|
6443
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
410 /6033
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
|
0,2
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
0,2/0,2
|
Пласт Ю13-4
Пласты нефтяной залежи формировались в период
келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём
поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна
способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских
песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с
прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 - 2 м. Последовательное развитие
регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном
присутствии пластов Ю13 и Ю14 в
разрезах подугольной толщи Майской площади. Пласт вскрыт всеми скважинами на
абсолютных отметках 2527,6 - 2540,6 м. Толщина пласта составляет в среднем 25
м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По керну он характеризуется
мелкозернистыми песчаниками средне - и крепко сцементированными, участками
сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами
углисто-слюдистого материала. Испытание пласта проводились в скважинах 390Р,
392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 - 2693 м (абс. отм.
- 2547,3 - 2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная
части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут.,
а дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне
727 м.
В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю13-4.
Из интервалов перфорации 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1
м (абсолютная отметка нижней дыры перфорации - 2544,5 м) получен приток нефти
дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм. Нефть легкая (плотность
843,3 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 7,73%),
малосернистая (S - 0,3%) (таблицы 2.5 и 2.6.). В скважине 393Р испытание
проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 - 2665 м (абс.
отм.2525,3 - 2534,6 м см. рисунок 2.2.). Получен приток разгазированной нефти
дебитом 72 м3/сут.
Скважина 394Р вскрыла пласт Ю13-4 и при
ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти
порядка 361 м3/сут. Освоение скважины проводилось в летний период,
до завершения строительства системы нефтесбора, вследствие этих причин
полноценного испытания скважины провести не удалось. Положение ВНК принято в
соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -
2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по
первому проницаемому пропластку пласта Ю13-4. Открытая
промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой.
(таб.2.4.). Размеры залежи - 5,3 Ч 2,1 км, амплитуда - 26 м. (рис.2.2).
Таблица 2.4 - Геолого-физические характеристики продуктивных
пластов (Объекта Ю13-4)
|
Параметры
|
Объекты
|
|
Ю13-4
|
|
1
|
2
|
|
Средняя глубина залегания, м
|
2538
|
|
Тип залежи
|
пластовая-сводовая
|
|
Тип коллектора
|
поровый
|
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2
|
8977
|
|
Средняя общая толщина, м
|
25,28
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
|
12,6
|
|
Средняя водонасыщенная толщина, м
|
10,75
|
|
Пористость, %
|
14,9
|
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.
|
0,67
|
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
|
0,49
|
|
Проницаемость, мкм2
|
0,0092
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,8
|
|
Коэффициент расчлененности, доли ед.
|
4,3
|
|
Начальная пластовая температура,°С
|
85
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
27
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
1,41
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,749
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,843
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-2552,0
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1, 19
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
0,3
|
|
Содержание парафина в нефти, %
|
7,73
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
6,3
|
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
44,5
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
|
0,38
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,024
|
|
Средняя продуктивность, ´10 м3/ (сут×МПа)
|
0,606
|
|
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.
|
5180
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
2149/3031
|
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.
|
1554
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
410/650
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
|
0,3
|
|
в том числе: по категории С1/С2
|
0,3/0,3
|
2.4 Свойства
и состав нефти, газа, конденсата, воды
Пласт Ю13-4
Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов
пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на
устьевой пробе в скважине 392Р (таблица 2.5.).
По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м3)
малосернистую (содержание серы - 0,3%)
смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)
высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)
с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание
выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).
Нефть относится к 1 классу и 1 типу по ГОСТ Р 51858-2002.
Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными
средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. В качестве
месторождений аналогов были выбраны месторождения, где объектом разработки
является пласт Ю13-4: Двуреченское, Лесмуровское,
Моисеевское и Крапивинское.
Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти
пласта Ю13-4 Майского месторождения отсутствуют. Свойства
пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Принятые физические
свойства приведены в таблицах 2.6 и 2.7 Для получения зависимостей свойств
нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для
объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и
физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов
минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам. [5].
Для гидродинамического моделирования физико-химические
свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по эмпирическим
корреляциям Маккейна и Михана на основе принятой минерализации (таблица 2.6.).
Таблица 2.5 - Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти (Объекта Ю13-4)
|
Наименование
|
Пласт Ю13-4
|
|
Количество исследованных
|
Среднее значение
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Вязкость, мПа·с
|
|
|
|
|
при 20° С
|
1
|
1
|
8,9
|
|
50° С
|
1
|
1
|
6,8
|
|
Температура застывания,°С
|
1
|
1
|
+5,1
|
|
Температура насыщения парафином,°С
|
-
|
-
|
-
|
|
Массовое содержание, %
|
Серы
|
1
|
0,30
|
|
Смол силикагеновых
|
1
|
1
|
4,89
|
|
Асфальтенов
|
1
|
1
|
0,91
|
|
Парафинов
|
1
|
1
|
7,73
|
|
Солей
|
-
|
-
|
-
|
|
Воды
|
-
|
-
|
-
|
|
Мехпримесей
|
1
|
1
|
0,18
|
|
Температура плавления парафина,°С
|
-
|
-
|
-
|
|
Объемный выход фракций, %
|
н. к. - 100° С
|
1
|
1
|
5
|
|
до 150° С
|
1
|
1
|
17
|
|
до 200° С
|
1
|
1
|
27
|
|
до 300° С
|
1
|
1
|
50
|
|
до 350° С
|
1
|
1
|
61
|
Таблица 2.6 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю13-4)
|
Наименование
|
пласт Ю13-4
|
|
Рекомендуемое значение
|
|
1
|
2
|
|
А)
|
Нефть
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
6,3
|
|
Газосодержание, м3/т
|
44,52
|
|
Объемный коэффициент, доли ед.
|
1, 1905
|
|
Плотность, кг/м3
|
843
|
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
|
1,41
|
|
Температура застывания,°С
|
+5,1
|
|
Б)
|
Пластовая вода
|
|
|
Объемный коэффициент, доли ед.
|
1,019
|
|
Общая минерализация, г/л
|
35,5
|
|
Плотность, кг/м3
|
1024,3
|
Таблица 2.7 Компонентный состав нефтяного газа,
разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю13-4)
|
|
Пласт Ю13+4
|
|
При однократном разгазировании пластовой нефти
в стандартныхх условиях
|
При дифферен-циальном разгазировании пластовой
нефти в рабочих условиях
|
Пластовая нефть
|
|
выделив- шийся газ
|
нефть
|
выделив- шийся газ
|
нефть
|
|
|
%%
|
%%
|
%%
|
%%
|
%%
|
|
моль
|
моль
|
моль
|
моль
|
моль
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Сероводород
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Углекислый газ
|
1,85
|
0
|
1,98
|
0,05
|
0,55
|
|
Азот + редкие
|
2,88
|
0
|
3,13
|
0,00
|
0,84
|
|
В т. ч. гелий
|
|
|
|
|
|
|
метан
|
56,34
|
0,12
|
61,99
|
0,07
|
15, 19
|
|
этан
|
9,83
|
0,31
|
10,37
|
0,39
|
2,95
|
|
пропан
|
15,51
|
2,01
|
13,47
|
3, 19
|
5,90
|
|
изобутан
|
3,26
|
1,06
|
1,75
|
2,26
|
2,38
|
|
н. бутан
|
6,42
|
3,45
|
4,87
|
3,44
|
3,61
|
|
изопентан
|
1,61
|
2,37
|
0,75
|
2,84
|
2,36
|
|
н. пентан
|
1,51
|
3,25
|
1,03
|
3,13
|
2,59
|
|
гексаны + остаток
|
0,81
|
87,45
|
0,67
|
84,66
|
63,64
|
|
Молекулярная масса
|
27,461
|
174,70
|
24,25
|
168,3
|
122,9
|
|
Плотность
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- газа, кг/м3
|
1, 208
|
-
|
1,101
|
-
|
-
|
|
- газа относительная (по воздуху), д. ед.
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1,002
|
-
|
0,914
|
-
|
-
|
|
- нефти, кг/м3
|
-
|
853,7
|
-
|
822,5
|
775,6
|
Пласт Ю14-15
Исследование и анализ физико-химических свойств и состава
углеводородов пласта Ю14-15 Майского месторождения проводились на
поверхностной пробе в скважине 392Р (таблица 2.8.).
По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях
составляет 797,4 кг/м3)
не сернистую (отсутствует)
малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ -
3,3%)
высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)
с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание
выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).
Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.
Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными
средним значениям по месторождению аналогу - Фестивальному. Анализ
физико-химических свойств нефти Фестивального месторождения был проведен на
двух глубинных пробах в скважине 252.
Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в
таблицах 2.9 и 2.10. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были
использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и
Васкеза-Бегза для вязкости. Исследование химического состава и физических
свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята
равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю1. Для гидродинамического
моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления
были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).
Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо
отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят
определить физико-химические свойства нефти, газа и воды. [5].
Таблица 2.8 - Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти (Объекта Ю14-15)
|
Наименование
|
Пласт Ю14-15
|
|
Количество исследованных
|
Среднее значение
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Вязкость, мПа·с
|
|
|
|
|
при 20° С
|
1
|
1
|
35,3
|
|
50° С
|
1
|
1
|
3,9
|
|
Температура застывания,°С
|
1
|
1
|
+16,9
|
|
Температура насыщения парафином,°С
|
-
|
-
|
-
|
|
Массовое содержание, %
|
Серы
|
1
|
1
|
отс.
|
|
Смол силикагеновых
|
1
|
1
|
1,72
|
|
Асфальтенов
|
1
|
1
|
1,58
|
|
Парафинов
|
1
|
1
|
17,78
|
|
Солей
|
-
|
-
|
-
|
|
Воды
|
-
|
-
|
-
|
|
Мехпримесей
|
1
|
1
|
1, 20
|
|
Температура плавления парафина,°С
|
-
|
-
|
-
|
|
Объемный выход фракций, %
|
н. к. - 100° С
|
1
|
1
|
6
|
|
до 150° С
|
1
|
1
|
18
|
|
до 200° С
|
1
|
1
|
28
|
|
до 300° С
|
1
|
1
|
50,3
|
|
до 350° С
|
1
|
1
|
57
|
Таблица 2.9 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю14-15)
|
Наименование
|
пласт Ю14-15
|
|
Рекомендуемое значение
|
|
1
|
2
|
|
А)
|
Нефть
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
17,53
|
|
Газосодержание, м3/т
|
236
|
|
Объемный коэффициент, доли ед.
|
1,25
|
|
Плотность, кг/м3
|
797,4
|
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
|
0,91
|
|
Температура застывания,°С
|
+16,9
|
|
Б)
|
Пластовая вода
|
|
|
Объемный коэффициент, доли ед.
|
1,026
|
|
Общая минерализация, г/л
|
36
|
|
Плотность, кг/м3
|
1024,7
|
Таблица 2.10. - Компонентный состав нефтяного газа,
разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю14-15)
|
Пласт Ю14-15
|
|
При однократном разгазировании пластовой нефти
в стандартных условиях
|
Пластовая нефть
|
|
выделившийся газ
|
нефть
|
|
|
%%
|
%%
|
%%
|
|
моль
|
моль
|
моль
|
|
1
|
2
|
3
|
6
|
|
Сероводород
|
-
|
-
|
-
|
|
Углекислый газ
|
0
|
1, 19
|
|
Азот + редкие
|
2,28
|
0
|
1,59
|
|
в т. ч. гелий
|
|
|
|
|
метан
|
66,73
|
0,05
|
46,56
|
|
этан
|
9,53
|
0,26
|
6,73
|
|
пропан
|
8,65
|
1,1
|
6,36
|
|
изобутан
|
2,81
|
1,04
|
2,27
|
|
н. бутан
|
3,95
|
2,44
|
3,49
|
|
изопентан
|
1,39
|
2,34
|
1,68
|
|
н. пентан
|
1,28
|
3,22
|
1,87
|
|
гексаны + остаток
|
1,68
|
89,55
|
28,26
|
|
Молекулярная масса
|
26,124
|
214
|
82,95
|
|
Плотность
|
-
|
-
|
-
|
|
- газа, кг/м3
|
1,09
|
-
|
-
|
|
- газа относительная (по воздуху), д. ед.
|
-
|
-
|
-
|
|
0,905
|
-
|
-
|
|
- нефти, кг/м3
|
-
|
800,7
|
604,9
|
2.5
Физико-химические свойства пластовых вод
Исследование химического состава и физических свойств
пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята
равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю1.
Для гидродинамического моделирования физико-химические
свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям
МакКейна и Михана (таблица 2.9.).
Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо
отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят
определить физико-химические свойства нефти, газа и воды
. Майская площадь, скважина № 392.
Все пробы содержат большую примесь технической воды,
обогащенной хлористым калием.
В природных условиях содержание калия наблюдается не более
200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.
Содержание других макро - и микрокомпонентов низкое. Так,
например, содержание стронция в неизменённых природных условиях в водах юрских
отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до
80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития,
рубидия. [5].
2.6
Утвержденные запасы нефти
Майское месторождение открыто в 2005 г.
бурением скважины 392Р ЗАО "Нефтепромбурсервис" по заказу
недропользователя ОАО "Альянснефтегаз”. Продуктивность на месторождении
приурочена к пластам Ю13-4 (васюганская свита) и Ю14-15
(тюменская свита). При испытании пласта Ю13-4 получен
приток нефти дебитом 3,2 м3/сут при депрессии 15,7 МПа. При
испытании пласта Ю14-15 был получен приток нефти дебитом 1,1 м3/сут
с фильтратом бурового раствора дебитом 0,7 м3/сут. После
проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН
дебит нефти и минерализованной воды составил 23,3 м3/сут. и 8,5 м3/сут.,
соответственно.
Подсчет запасов нефти по пласту Ю13-4
проводился в 2005 г. объемным методом. Площадь нефтеносности принята по
изогипсе - 2552,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной
части пласта в скважине 390Р) и составляет 8878 тыс. м2. Эффективная
нефтенасыщенная толщина составляет 10,3 м. Коэффициент открытой пористости -
0,16. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,50. Пересчетный
коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,840 и 0,843 г/см3.
Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,3 д. е.
Первый подсчет запасов нефти по пласту Ю14-15
проводился в 2005 г. объемным методом. В 2006 г., после проведения на
месторождении дополнительных работ (сейсморазведка, бурение скважины 393Р) в
зимний сезон 2005 - 2006 гг., был выполнен пересчет запасов категории С2.
Площадь нефтеносности в пределах категории запасов С1 ограничивается
радиусом влияния продуктивной скважины (в пределах площади находятся скважины
390Р и 392Р), равным двум шагам эксплуатационной сетки (1000 м) и составляет
4038 тыс. м2. Положение ВНК принято условно по подошве
нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р на а. о. - 2870,0 м. Эффективная
нефтенасыщенная толщина составляет 12,5 м. Коэффициент открытой пористости -
0,13. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,49. Пересчетный
коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см3.
Площадь нефтеносности запасов категории С2
в пределах условно принятого контура - 2900,0 м (условное положение ВНК
принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта после интерпретации ГИС
скважины 393Р и переинтерпретации ГИС скважины 392Р) и границы запасов С1
составляет 31 592 тыс. м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина
принята равной 19,2 м. Коэффициент открытой пористости - 0,13. Коэффициент
нефтенасыщенности был принят 0,60. Пересчетный коэффициент и плотность нефти
составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см3. Коэффициент извлечения
нефти по обеим категориям запасов принят, равны м 0,2 д. е. [5].
3. Анализ
(пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность применяемой
технологии разработки
3.1 Анализ
текущего состояния Майского нефтяного месторождения
Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю13-4
и Ю14-15 были проведены гидродинамические исследования скважин
390Р, 392Р, 393Р, 394Р.
Ю14-15
Испытания на приток и определение гидродинамических
характеристик пласта Ю14-15 проводилось по скважине 390Р,
строительство которой осуществлялось в 1972 г., и по скважинам 392Р и 393Р,
строительство которых осуществлялось в 2004 - 2005 г.
Скважина 390Р была заложена в юго-восточной части Майского
локального поднятия. Опробование пласта Ю14-15 проводилось в
открытом стволе в интервале 2900 - 3097 метров. Вызов притока производился
сменой глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня
воды свабированием на глубину 400 м. На среднем динамическом уровне 320 м был
получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут. (при забойном
давлении порядка 31 МПа). Пластовое и статическое давление на устье
определялось после 15 часов стояния скважины на восстановлении давления, в
результате оценка пластового давления составила 31,2 МПа. Отсутствие следов
нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю14-15 проводилось в
открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами тюменской
свиты начиная от Ю6 и ниже. Следовательно, можно предположить, что
основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем
и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390Р
в этом интервале.
В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р в 2005 г.
была пробурена скважина 392Р. В скважине 392Р опробование пласта проводилось в
интервале 2980,0 - 2995,2 м. Пласт вскрыт с помощью зарядов ЗПКО-89С-АТ.
Плотность перфорации составила 19 отв. /п. м. Вызов притока из пласта
осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом
свабирования до глубины 1905 м. Средний дебит притока нефти с фильтратом
бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. при депрессии равной
14,87 МПа. Соответственно дебит нефти равен 1,1 м3/сут., фильтрата
бурового раствора 0,7 м3/сут. Первоначальный коэффициент
продуктивности пласта составил 0,118 м3/ (сут * МПа).
После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на
стабильный режим свабирования. В таком режиме скважина отработала в течение 21
часа. Коэффициент продуктивности при этом составил 4,24 м3/ (сут *
МПа).
Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления
давления (КВД), и затем в течение 32 часов был записан полный комплекс профиля
притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.
В результате анализа и интерпретации, данных исследования
скважины 392Р на неустановившемся режиме фильтрации (замер КВД) определены
следующие параметры пласта: пластовое давление - 29,42 МПа, проницаемость
пласта - 2,67 - 4,72 мД, гидропроводность - 11,4 х 10-12 м3/
(Па * с), скин-эффект равен - (-1,57).
По материалам регистрации профиля притока на скважине 392Р
установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995
м. Основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982,0 - 2990,4 м.
Источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть
пласта в интервале 2980,3 - 2994,4 м. [5].
После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и
освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти при работе ЭЦН составил
23,3 м3/сут. и минерализованной воды 8,5 м3/сут.
(депрессия 14,61 МПа). [7].
В скважине 393Р (расположенной в центральной части
месторождения), в интервале 2953 - 3004 м было проведено исследование пласта Ю14-15
пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации
методом КВД. Проведено два цикла испытания: первый цикл - приток в течение 20
мин, замер кривой восстановления давления в течение 20 мин; второй цикл -
приток продолжительностью 120 мин, замер восстановления давления в течение
последующих 120 мин. При первом цикле испытания был получен приток нефти и
глинистого раствора со средним дебитом 32,6 м3/сут. Контроль состава
проводился по влагометрии и резистивиметрии. Кривая восстановления давления
первого цикла не обрабатывалась из-за недостаточной продолжительности самого
исследования. При обработке кривой восстановления давления второго цикла
испытания были получены следующие результаты: оценка пластового давления составила
32,3 МПа; проницаемость - 0,8Ч10-3 мкм2; скин-фактор S =
5,35; коэффициент продуктивности составил 0,06 м3/сут/МПа при
депрессии на пласт - 31,35 МПа. [5].
Ю13-4
Испытания на приток и определение гидродинамических
характеристик пласта Ю13-4 проводилось по скважине 390Р,
строительство которой осуществлялось в 1972 г и по скважинам 392Р, 393Р, 394Р,
строительство которых осуществлялось в период 2004 - 2006 гг.
В скважине 390Р пласт вскрыт в интервале 2675 - 2693 м с
помощью зарядов ПКС-80. Плотность перфорации составила 16 - 17 отв. /п. м.
Вызов притока из пласта осуществлялся сменой глинистого раствора на техническую
воду. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675
- 2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки находятся в
верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном
пространстве, дебит на среднем динамическом уровне 727 м пластовой
минерализованной воды 10,8 м3/сут, нефти 1,4 м3/сут.
Пластовое давление 27 МПа, пластовая температура +850С.
В скважине 392Р пласт Ю13-4 был вскрыт
перфорацией в интервалах 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1
м с помощью зарядов Predator 4 1/2".
Плотность перфорации составила 16,6 отв. /п. м. Вызов притока осуществлялся
снижением уровня свабированием до глубин 1950, 1840, 1820 м с извлечением из
скважины 49,7 м3 жидкости (тех. вода, солевой раствор, нефть 8,9 м3).
Первые два снижения выполнены с целью очистки пласта и первоначальной оценки
продуктивности пласта. После третьего снижения уровня проведены исследования. В
результате объект испытания (пласт Ю13-4) можно
охарактеризовать как непереливающий, нефтенасыщенный, с низкими коллекторскими
свойствами. При исследовании при депрессии 15,89 МПа был получен дебит
практически безводной нефти равный 3,2 м3/сут. Оценка коэффициента
продуктивности составила 0,2 м3/ (сут * МПа). Результаты обработки
индикаторной диаграммы, полученной по расчетному дебиту скважины и измеренному
забойному давлению, представлены на график 3.1 Оценка коэффициента продуктивности
по индикаторной диаграмме составила 0,06 м3/сут/МПа, что значительно
меньше среднего диапазона значений коэффициентов продуктивности по пласту Ю13-4
и противоречит величине коэффициента продуктивности (0,2 м3/сут/МПа),
полученной по известной депрессии и дебиту скважины 392Р. Следовательно,
достоверность определения данной величины не будет учитываться при дальнейшем
анализе.
График 3.1 - Индикаторная диаграмма (по результатам
исследования скважины 392Р)
В скважине 393Р, в процессе бурения в интервале 2655,7 - 2665
м было проведено исследование пласта Ю13-4 пластоиспытателем
КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. При
испытании был получен приток разгазированной нефти со средним дебитом 71,2 м3/сут.
Перед остановкой скважина отработала 118 мин, после чего была
остановлена на 77 мин для записи КВД. Оценка пластового давления составила
26,58 МПа, проницаемость - 19,2Ч10-3 мкм2, скин-фактор S
= 0,34. Потенциальный коэффициент продуктивности составил 7,2 м3/сут/МПа.
Для проверки достоверности результатов анализа была проведена повторная
интерпретация данных КВД (графики 3.2 - 3.3), при этом:
. оценка проницаемости составила 20,3Ч10-3 мкм2,
что близко по значению к первоначальной оценке в 19,2Ч10-3 мкм2.
. оценка скин-фактора составила S = 2,4, что, в отличие от
первоначальной оценки скин-фактора (S = 0,34), говорит об определенном
ухудшении состояния призабойной зоны.
График 3.2 - Диагностический график (по результатам
исследования скважины 393Р)
График 3.3 График Хорнера (по результатам исследования
скважины 393Р)
В 2006 г. в центральной части месторождения севернее скважины
393Р была пробурена горизонтальная поисковая скважина 394Р. Скважина 394Р
вскрыла пласт Ю13-4 и при ее освоении был получен
короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м3/сут.
Освоение скважины проводилось в летний период, при отсутствии системы
нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось.
В процессе освоения скважины газовый фактор варьировался в диапазоне 38 - 55,8
м3/т.
На данный момент, наиболее распространенным методом расчета
технологических показателей разработки является создание постоянно действующих
геолого-технологических моделей коллекторов. При создании проекта эксплуатации
Майского месторождения были использованы модульные программные комплексы для
геолого-гидродинамического моделирования Petrel и Eclipse компании Schlumberger®.
Входящие в их состав модули были использованы на различных этапах создания
модели: от визуализации и анализа исходных данных до создания трехмерной сетки,
населения ее свойствами и расчета фильтрации флюидов в пласте. Данный
программный продукт прошел аттестацию и рекомендован ЦКР Роснедра для создания
постоянно действующих геолого-технологических моделей.
С помощью модулей данных программных комплексов возможно
построение геологической и гидродинамической моделей трехмерной многофазной
фильтрации в сжимаемом пласте. Они имеют обширные сервисные возможности в
задании геологии залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов и
физико-механических параметров пласта, а также могут служить для
воспроизведения истории разработки, выдачи получаемой информации в числовом и
графическом виде. Кроме этого, программные пакеты обладают мощной системой для
экспорта и импорта данных, что обеспечивает их хорошую информационную связь и
преемственность с другими программными пакетами.
Таким образом, созданная геолого-технологическая модель
является мощным инструментом для расчета прогнозных вариантов и принятия
оптимального решения по его дальнейшей разработке.
Модель пластового флюида - двухфазная (модель "черной
нефти”): нефть (с растворенным газом) и вода. Начальное пластовое давление для
пласта Ю13-4 принято равным 27 МПа, для пласта Ю14-15
- 31,1 МПа.
Физико-химические свойства нефти и воды заданы в виде
зависимостей свойств от давления. Значения свойств получены по аналогии с
соседними месторождениями, а также в соответствии с эмпирическими корреляциями.
Относительные фазовые проницаемости в модели были определены
для каждой ячейки с использованием функции масштабирования относительных
фазовых кривых программы симулятора.
Для пласта Ю13-4 было проведено 5
экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей (график
3.4.):
График 3.4 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю13-4
Для получения единых кривых относительных фазовых
проницаемостей экспериментальные данные были аппроксимированы функциями Кори
(формулы 3.1 - 3.3., график 3.5.):
, (3.1.)
, (3.2.)
, (3.3.)
где
Кв - водонасыщенность, д. е.
Квн - нормированная водонасыщенность, д. е.
Кво - насыщенность связанной воды, д. е.
Кно - остаточная нефтенасыщенность, д. е.ов,
kон - относительная фазовая проницаемость для воды и нефти
соответственноов’, kон’ - максимальное значение
относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти соответственноовexp,
kонexp - коэффициенты Кори.
Параметры функций Кори были подобраны методом наименьших
квадратов:
ов’
= 0,079; kон’ = 1,0; kовexp = 1,9; kонexp
= 2,5, Кво = 0,40, Кно = 0,25.
При этом коэффициент вытеснения составил 0,574.
Для пласта Ю14-15 было проведено 1 исследование по
определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.5.).
График 3.5 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю14-15
Ввиду того, что данное исследование может быть не репрезентативно для
всего пласта, в качестве ОФП для данной модели были взяты модифицированные ОФП
с месторождения-аналога Широтного (полученные путем адаптации гидродинамической
модели), но при этом остаточные насыщенности были перемасштабированы на
значения, полученные экспериментально с учетом капиллярометрии (график 3.6.):
Кво = 0,46, Кно = 0,27.
График 3.6 - Относительные фазовые проницаемости, используемые в
модели пласта Ю14-15
Капиллярные кривые (также как и относительные фазовые
проницаемости) задавались для каждой ячейки, нормированные за остаточную
водонасыщенность.
Законтурная область в обеих моделях моделировалась аналитическим
водоносным горизонтом Картера-Трэйси.
Построенные гидродинамические модели были использованы для выбора
оптимального варианта разработки по каждому объекту. [5].
Одна из задач эксплуатации многопластовых месторождений, особенно
при низкой степени изученности залежей, является выделение эксплуатационных
объектов. Ведущая роль при этом принадлежит геологическим характеристикам
пластов. Различные пласты объединяются или разделяются на основе комплексного
изучения геологического строения залежи и её объектов, их гидродинамической
характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах
выделения эксплуатационных объектов. [2].
В данном месторождении оба объекта рассматриваются и
эксплуатируются раздельной эксплуатации в силу ряда факторов:
1) Различное пластовое давление и
фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, что может привести к
неравномерной выработке запасов объектов разработки
2) Различные физико-химические свойства флюидов,
насыщающих рассматриваемые коллекторы
) Как следствие, более сложный контроль над
разработкой месторождения
) Наличие водоносных пластов Ю11 и Ю12,
свидетельствующих о возможности прорыва воды и преждевременном обводнении
продукции скважины
Таким образом, предлагается раздельная разработка объектов Ю13-4
и Ю14-15, что не отрицает возможности использования отработавшего
фонда нижележащего объекта Ю14-15 для разработки вышележащего
объекта Ю13-4.
Таким образом, в результате анализа всей имеющейся
информации, объекты Ю13-4 и Ю14-15 были
предложены как раздельные объекты эксплуатации.
По геолого-физическим характеристикам Майское месторождение
относится к небольшим низкопроницаемым юрским залежам нефти, расположенным в
юго-западной части Томской области. Выделяется два продуктивных горизонта.
Пласт Ю13-4 характеризуется вертикальной неоднородностью,
нижняя часть объекта отличается более низкой проницаемостью по сравнению с
верхней частью. Песчаная толща пласта Ю14-15 имеет градационное
строение, по разрезу отмечаются косая, линзовидная слоистость, характеризуется
площадной выдержанностью.
Пласты Ю13-4 и Ю14-15
насыщены лёгкой, маловязкой, малосмолистой, высокопарафинистой, малосернистой
нефтью, состав которой не меняется в пределах залежей. По своим
физико-химическим параметрам нефти пластов не являются аналогичными. Исходная
геолого-физическая информация является основой для выбора и обоснования
требуемых технологий и реагентов для повышения эффективности выработки запасов
Майского нефтяного месторождения, а также улучшения условий притока флюидов к
скважине (уменьшению скин-фактора), увеличения приемистости нагнетательных
скважин, ограничения притока подошвенных и закачиваемых вод в добывающие
скважины. Ниже будут рассмотрены различные методы интенсификации притока и
возможность их применения при разработке рассматриваемого объекта. [9].
В качестве основной технологии воздействия на пласт в период
эксплуатации Майского месторождения планируется внедрение системы заводнения.
Основным рабочим агентом будет подтоварная и сеноманская вода. Данная
технология широко используется на месторождениях Западной Сибири. При этом
благоприятным фактором для внедрения системы заводнения является малые значения
коэффициента подвижности (МЮ1 3-4 = 0,3, МЮ 14-15 = 0,5).
Во-первых, закачка воды в пласт обеспечит достаточно высокий коэффициент
вытеснения нефти, во-вторых, это позволит компенсировать отбор пластового
флюида и стабилизировать падение среднепластового давления. [2].
Объект Ю13-4
В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных
вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин,
плотностью сетки скважин и другими особенностями.
При обосновании расчётных вариантов разработки были приняты
определённые условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.
Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной залежи Ю13-4
Майского месторождения составляет 6,2 МПа, что намного меньше начального
пластового давления, составляющего 25,51 МПа. В гидродинамической модели при
моделировании разработки на добывающих скважинах в период эксплуатации
установлено забойное давление 10 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих
скважин составляет 15,51 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ забойное
давление опускается до 7 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин
составляет 18,51 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме поддержания
пластового давления и 100% компенсации отборов жидкости в пластовых условиях
(110% - в первые 12 лет разработки). Максимальное забойное давление на
нагнетательных скважинах не превышает 40 МПа. Выбытие добывающих скважин из
эксплуатации происходит при достижении обводнённости продукции 98%. Принятый в
расчётах коэффициент эксплуатации скважин - 0,9.
Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить
геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость
нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также,
фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю13-4,
состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. Разбуривание
эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации будет, проводится в
пределах утверждённых запасов категории С1. При этом предполагается
бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов категории С2,Учитывая
стадию изученности залежи, предпочтительнее применение площадных систем
разработки как наиболее интенсивных и адаптируемых к изменчивому геологическому
строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту
Ю13-4, предлагалось оценить эффективность применения
горизонтальных скважин в одном из вариантов площадной системы размещения
скважин, а также опробовать технологию ГРП с позиций её применения на полное
развитие. При этом ГРП предлагалось проводить не менее чем в 100 м от ЧНЗ во
избежание преждевременного обводнения продукции.
В работе предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400
x 400 м, 500 x 500 м, 600 x 600 м, 700 x 700 м и 900 x 900 м, что позволяет
рассмотреть потенциальные возможности разработки залежи при различных
плотностях сетки (4,6 га/скв., 7,3 га/скв., 10 га/скв., 13,7 га/скв. и 14,4
га/скв.). При этом рассмотрены варианты с применением ГРП и бурением
горизонтальных скважин для определения потенциальных возможностей разработки
месторождения с использованием данных технологий (на полное развитие).
Годом начала реализации программы пробной эксплуатации
Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной
эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на
полное развитие.
На период пробной эксплуатации использовался вариант бурение
четырех разведочных скважин 395Р, 396Р, 397Р и 103. При этом скважины 395Р,
396Р и 103 заложены для определения потенциальных возможностей разработки
месторождения горизонтальными скважинами на полное развитие. Длина
горизонтального ствола 250 - 500 м. Практическое строительство горизонтальных
скважин позволит реально оценить потенциальные добывные возможности и
экономические затраты для принятия решений в последующих проектных документах.
Кроме того, учитывая имеющиеся скважины, было предложено
произвести бурение проектных скважин 202, 204, 205, 206, которые совместно со
скважиной 101 сформируют элемент пятиточечной системы с горизонтальной
добывающей скважиной в центре. Бурение скважины 102 позволило оценить работу и
приемистость нагнетательных скважин 205 и 206 при разработки залежи
горизонтальными скважинами. Организация системы ППД планируется в 2008 г.
переводом скважин 204 и 206 под нагнетание, скважины 202 и 205 переводятся под
нагнетание в 2009 г. Расстояние между скважинами 900 м.
На полное развитие предлагается пробурить 1 горизонтальную
добывающую и 8 нагнетательных скважин.
Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме
Альянснефтегаз для разработки пласта Ю13-4 предложены в
таблице 3.1.
А так же представлена карта текущего состояния скважин на
рисунке 3.1 и карта плана разработки пласта на рисунке 3.2.
Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были
представлены пять вариантов объекта Ю13-4 и выбран
наиболее экономичный пятый вариант разработки. Который принесет наибольший
доход фирме и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных
затратах. Эти данные представлены в таблице 3.2 [5].
Таблица 3.1 - Основные характеристики расчётных вариантов
разработки объекта Ю13-4
|
Характеристики
|
Расчётные варианты
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Расстояние между скважинами, м
|
400x400
|
500x500
|
600x600
|
700x700
|
900x900
|
|
Плотность сетки скважин, га/скв.
|
4,6
|
7,3
|
10
|
13,7
|
14,4
|
|
Режим работы
|
Водонапорный
|
|
Система разработки
|
5-точечная
|
|
Фонд проектных скважин, шт.:
|
|
|
добывающих
|
47
|
28
|
23
|
16
|
6
|
|
нагнетательных
|
51
|
32
|
21
|
15
|
13
|
|
Фонд резервных скважин, шт.
|
-
|
|
Ввод системы ППД
|
2008 г.
|
|
Режим работы скважин:
|
|
|
Pзаб добывающих, МПа
|
7
|
|
Pзаб нагнетательных, МПа
|
40
|
|
Особые условия
|
ГРП добы-вающих скважин
|
ГРП добы-вающих скважин
|
ГРП добы-вающих скважин
|
ГРП добы-вающих скважин
|
Горизон-тальный ствол 500 м в скв. № 395Р, 396Р,
101, 102, 103
|
|
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.
|
0,90
|
Рисунок 3.1 - Карта текущего состояния разработки пласта Ю13-4
Рисунок 3.2 - Карта плана разработки пласта Ю13-4
Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели вариантов
объекта Ю13-4
|
|
Варианты
|
|
Показатели
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Расчётный срок разработки, лет
|
72
|
72
|
72
|
72
|
72
|
|
Рентабельный срок разработки, лет
|
4
|
11
|
17
|
25
|
30
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн
|
2374.82
|
2371.43
|
2309.65
|
2208.30
|
2321.62
|
|
КИН, %
|
0.458
|
0.458
|
0.446
|
0.426
|
0.448
|
|
Капитальные вложения, млн. руб.
|
5286.4
|
3453.3
|
2704.6
|
2062.2
|
1601.1
|
|
Эксплуатационные затраты, млн. руб.
|
20234.1
|
16010.3
|
14200.7
|
11980.4
|
10066.7
|
|
Дисконтированный поток наличности (15%), млн.
руб.
|
-861.7
|
114.4
|
246.5
|
423.7
|
1401.3
|
|
Индекс доходности, PI (15%)
|
0.64
|
1.06
|
1.15
|
1.31
|
2.17
|
|
Доход государства (15%), млн. руб.
|
4181.7
|
4630.4
|
4156.1
|
3800.9
|
5239.5
|
Объект Ю14-15
В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных
вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин,
плотностью сетки скважин и другими особенностями.
Условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
представлены ниже. Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной
залежи Ю14-15 Майского месторождения составляет 17,5 МПа, что меньше
начального пластового давления, составляющего 31,1 МПа. В гидродинамической
модели при моделировании разработки на добывающих скважинах в период пробной
эксплуатации установлено забойное давление 17 МПа (рабочая депрессия на забое
добывающих скважин составляет 13,6 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ
забойное давление опускается до 12 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих
скважин составляет 19,1 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме
поддержания пластового давления и 110% компенсации отборов жидкости в пластовых
условиях. Максимальное забойное давление на нагнетательных скважинах не превышает
45 МПа. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации происходит при достижении
обводнённости продукции 98%. Принятый в расчётах коэффициент эксплуатации
скважин - 0,9.
Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить
геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость
нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также,
фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю14-15,
состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. При бурении
новых скважин предлагается учесть расположение имеющихся скважин 392Р, 393Р.
Разбуривание эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации проводиться
в пределах утверждённых запасов категории С1. При этом
предполагается бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов
категории С2, для перевода запасов этой категории в промышленную.
На данной стадии изученности залежи, применяется площадная
система разработки как наиболее адаптируемая к изменчивому геологическому
строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту
Ю14-15, предлагается оценить эффективность применения ГРП с учетом
различной плотности сетки скважин. Учитывая статистику преобладающего
направления трещин ГРП по месторождениям Томской области, был выбран такой
поворот сетки скважин, который бы предотвращал быстрый прорыв воды в добывающих
скважин в связи с проведением на них операций ГРП. Необходимо отметить, что
наиболее точное направление трещин ГРП необходимо будет обосновать в рамках следующего
проектного документа.
Предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400 x 400 м,
500 x 500 м, 600 x 600 м и 700 x 700 м, что позволяет рассмотреть потенциальные
возможности разработки залежи при различных плотностях сетки (8 га/скв., 12,4
га/скв., 17,9 га/скв., 21,3 га/скв., 24,1 га/скв.). Все варианты
предусматривают применение ГРП для определения потенциальных возможностей
разработки месторождения с использованием данной технологии на полное развитие.
Годом начала реализации программы пробной эксплуатации
Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной
эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на
полное развитие. Во всех вариантах предусмотрено бурение в период ПЭ нескольких
разведочных скважин.
На период пробной эксплуатации предполагается разбуривание
двух элементов обращенной пятиточечной системы. Учитывая имеющиеся скважины
392Р и 393Р, предлагается произвести бурение проектных скважин 588, 572, 564,
573, 587, 593, 676 с переводом скважин 392Р и 676 под нагнетание в 2008 г. На
всех добывающих скважинах проводится ГРП (7 ед.) для определения потенциальных
возможностей разработки месторождения с применением ГРП на полное развитие.
Расстояние между скважинами 400 м.
В 2008 г. в юго-восточной части залежи предлагается бурение
двух разведочных скважин (5145 в 2008 г. и 5134 и 2009 г.) для перевода запасов
категории С2 в промышленную категорию. При дальнейшей разработке
месторождения по пятиточечной схеме (с 2010 г.) предлагается пробурить 182 добывающих
и 191 нагнетательная скважина. Число проводимых ГРП - 66 ед.
Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме
Альянснефтегаз для разработки пласта Ю14-15 предложены в таблице
3.3.
А так же карта плана разработки пласта на рисунке 3.3.
Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были
представлены пять вариантов объекта Ю14-15 и выбран наиболее
экономичный третий вариант разработки. Который принесет наибольший доход фирме
и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных затратах. Эти
данные представлены в таблице 3.4.
Таблица 3.3 - Основные характеристики расчётных вариантов
разработки объекта Ю14-15
|
Характеристики
|
Расчётные варианты
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Расстояние между скважинами, м
|
400x400
|
500x500
|
600x600
|
600x600
|
700x700
|
|
Плотность сетки скважин
|
8
|
12,4
|
17,9
|
21,3
|
24,1
|
|
Режим работы
|
Водонапорный
|
|
Система разработки
|
5-точечная
|
|
Фонд проектных скважин, шт.:
|
|
|
добывающих
|
190
|
119
|
84
|
84
|
62
|
|
нагнетательных
|
192
|
119
|
83
|
83
|
62
|
|
Фонд резервных скважин, шт.
|
-
|
|
Ввод системы ППД
|
2008 г.
|
|
Режим работы скважин:
|
|
|
Pзаб добывающих, МПа
|
12
|
|
Pзаб нагнетательных, МПа
|
45
|
|
Особые условия
|
ГРП добы-вающих скважин
|
ГРП добы-вающих скважин
|
ГРП добы-вающих скважин
|
|
ГРП добы-вающих скважин
|
|
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.
|
0,90
|
Рисунок 3.3 - Карта плана разработки пласта Ю14-15.
Таблица 3.4 - Технико-экономические показатели вариантов
объект Ю14-15
|
|
Варианты
|
|
Показатели
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Расчётный срок разработки, лет
|
100
|
100
|
100
|
100
|
|
Рентабельный срок разработки, лет
|
5
|
17
|
30
|
27
|
32
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн
|
9871.13
|
10100.58
|
13591.24
|
10146.87
|
10177.26
|
|
КИН, %
|
0.306
|
0.314
|
0.422
|
0.315
|
0.316
|
|
Капитальные вложения, млн. руб.
|
24762.7
|
16341.5
|
16174.2
|
11947.6
|
9606.1
|
|
Эксплуатационные затраты, млн. руб.
|
73656.8
|
66240.0
|
77918.6
|
65794.0
|
56175.7
|
|
Дисконтированный поток наличности (15%), млн.
руб.
|
-3524.5
|
-1466.8
|
-1040.2
|
-1453.4
|
73.3
|
|
Индекс доходности, PI (15%)
|
0.6
|
0.8
|
0.9
|
0.7
|
1.0
|
|
Доход государства (15%), млн. руб.
|
11055.1
|
12529.8
|
17437.3
|
9082.7
|
11568.8
|
Для обоснования режимов работы добывающих скважин для
эксплуатационных объектов Ю13-4 и Ю14-15 был
проведен системный (узловой) анализ, который позволяет предсказать поведение
системы добычи, включающей в себя пласт, скважину и поверхностные трубопроводы.
Данный метод широко используется в нефтяной практике во всем мире. Основная
область его применения - оптимизация работы системы добычи.
С помощью системного анализа были проведены расчеты по
характеристике работы скважины для фонтанного режима и условий механизированной
добычи (ЭЦН):
- при начальных пластовых условиях;
- при падении пластового давления;
- до и после ГРП.
Для оценки продуктивности скважин были использованы средние
значения эффективной проницаемости по нефти и эффективной нефтенасыщенной
толщины по залежам месторождения. Все расчеты проведены для нулевой
обводненности и отсутствия скин-эффекта.
Не рекомендуется эксплуатировать скважины фонтанным способом,
так как в этом случае депрессия на пласт будет ограничена относительно высокими
забойными давлениями для эксплуатационного объекта Ю13-4,
что приведет к низким уровням добычи нефти и ухудшит экономические показатели
разработки. Так, скважины, пробуренные на Ю13-4, на
начальной стадии будут фонтанировать с дебитами жидкости, не превышающими 35 м3/сут.
при начальном пластовом давлении и устьевом давлении Ру = 1 МПа.
Забойное давление при этом будет составлять около 17 МПа (график 3.7.). При
расчетах движения газожидкостной смеси по насосно-компрессорным трубам
использовалась модифицированная корреляция Хагедорна и Брауна. Предельное
пластовое давление, при котором скважина перестанет фонтанировать при нулевой
обводненности, по расчетам составляет 19 МПа.
Эксплуатационный объект Ю14-15 характеризуется
значительным газовым фактором, что обеспечивает значительные дебиты скважин при
эксплуатации их фонтанным способом. Необходимо отметить, дебит фонтанных
скважин будет значительно снижаться под воздействием таких факторов, как
падение пластового давления и увеличение обводненности продукции. Требование к
забойному давлению скважин, эксплуатирующих нижний объект - 17 МПа в период
пробной эксплуатации до ввода системы ППД и 12 МПа после ввода системы ППД
(график 3.8.).
Расчеты по механизированной добыче нефти производились на
проектное значение забойного давления Рзаб = 7 МПа и нулевую
обводненность для пласта Ю13-4. При начальном пластовом
давлении и скин-факторе, равном нулю, скважины, пробуренные на пласт Ю13-4,
с ЭЦН будут давать в среднем 72 м3/сут нефти (график 3.7.). Скважины
пласта Ю14-15 с Рзаб = 12 МПа будут работать с дебитом 63
м3/сут (график 3.8.). При падении пластового давления до 18 МПа
дебиты скважин по обоим объектам разработки снизятся приблизительно в два раза
для пласта Ю13-4, и в три раза для пласта Ю14-15.
Рекомендуемым вариантом разработки верхнего эксплуатационного
объекта предусматривается бурение горизонтальных добывающих скважин. По
расчетам потенциала подобных скважин на фонтанном способе эксплуатации
ожидается получить дебит нефти в среднем 250 м3/сут. При
механизированном способе эксплуатации, при снижении забойного давления до 7 МПа
средний дебит будет составлять около 500 м3/сут. (график 3.9.).
Исходя из вышесказанного, настоящим проектом на месторождении
предлагаются следующие мероприятия:
при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю13-4
оборудовать их установками ЭЦН, что позволит достигнуть проектные годовые
уровни добычи нефти путем снижения забойного давления до 7 МПа
при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю14-15
оборудовать их установками ЭЦН при увеличении обводненности или падении
пластового давления для поддержания проектных дебитов
при вводе добывающих скважин в работу, расположенных в ЧНЗ
эксплуатационного объекта Ю14-15, проводить ГРП.
Оценка прироста дебита добывающих скважин после ГРП производилась
для псевдоустановившегося режима фильтрации, скин-фактор после ГРП оценивался
по методике М. Economides и др., главной целью которой является достижение
максимального безразмерного технологически достижимого коэффициента
продуктивности для фиксированного объема закачки проппанта, результаты расчетов
представлены в таблице 3.5 [6].
Таблица 3.5 - Результаты расчета параметров трещины после ГРП
и потенциального дебита для средних параметров пласта
|
Масса проппанта, т
|
Число проппанта, Np
|
Безразмерный коэффициент продуктивности, JD
|
Скин-фактор, S
|
Полудлина трещины, м
|
Ширина трещины, м
|
Потенциальный по жидкости, м3/сут
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
5
|
0,185
|
0,53
|
-4,8
|
56
|
0,001
|
99,5
|
|
10
|
0,37
|
0,644
|
-5,2
|
77
|
0,002
|
114
|
|
20
|
0,741
|
0,81
|
-5,5
|
102
|
0,0027
|
133
|
|
30
|
1,111
|
0,929
|
-5,7
|
117
|
0,0035
|
145
|
|
40
|
1,481
|
1,02
|
-5,8
|
126
|
0,0044
|
153
|
|
50
|
1,852
|
1,092
|
-5,9
|
132
|
0,0062
|
160
|
|
60
|
2,222
|
1,153
|
-5,9
|
136
|
0,0061
|
164
|
|
70
|
2,593
|
1, 204
|
-5,9
|
140
|
0,007
|
168
|
По результатам расчетов оптимальный объем закачки проппанта в
процессе ГРП был определен на уровне 70 т. Приведенный расчет проводился для
средних значений взятых для Ю14-15. Соответственно, в среднем по
результатам проведения ГРП ожидается потенциальный дебит добывающей скважины
порядка 170 м3/сут. Однако перед проведением ГРП требуется для
каждой добывающей скважины разрабатывать свой оптимальный дизайн трещины,
который бы обеспечивал наибольший экономический эффект.
Необходимо отметить, что в таблице 3.5 величина скин-фактора
соответствует начальному значению сразу после проведения операции. Учитывая
эффект затухания ГРП и переход от псевдо-установившегося режима фильтрации к
установившемуся, при моделировании скин-фактор был принят равным - 4, что, в
свою очередь, соответствует средней достижимой величине скин-фактора для
месторождений Томской области (юрские отложения).
График 3.7 - Режим работы скважин при фонтанном и
механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю13-4
График 3.8 - Режим работы скважин при фонтанном и
механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю14-15
График 3.9 - Режим работы горизонтальной скважины при
фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю13-4
На этапе пробной эксплуатации (2007 - 2009 гг.) на Майском
месторождении планируется пробурить 21 скважину (13 эксплуатационных, 7
разведочных, 1 поглощающую и 1 резервную), общее количество проектных добывающих
скважин в период полного развития составляет 55 добывающих и 69 нагнетательных
скважин. Динамика показателей эксплуатации добывающих скважин на период 2007 -
2015 гг. представлена в таблицах 3.6 и 3.7.
Необходимо иметь в виду, что текущие коэффициенты
продуктивности скважин в процессе эксплуатации могут снижаться, поэтому для
поддержания расчетных показателей разработки необходимо проведение комплекса
мероприятий по их сохранению. [7].
Таблица 3.6 - Показатели эксплуатации скважин Майского месторождения,
объект Ю13-4
|
Способ эксплуатации
|
Показатели
|
Годы
|
|
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
|
ЭЦН
|
Ввод добывающих скважин
|
4
|
6
|
0
|
8
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
Средний экспл. фонд доб. скважин
|
6
|
12
|
12
|
21
|
21
|
21
|
21
|
21
|
21
|
|
Дебит по жидкости, м3/сут
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
максимальный
|
188
|
274
|
285
|
291
|
232
|
185
|
172
|
168
|
171
|
|
минимальный
|
10
|
7
|
7
|
7
|
7
|
7
|
7
|
7
|
7
|
|
Средняя обводненность, %
|
1,1
|
1,6
|
2,0
|
8,6
|
26,7
|
37,4
|
43,6
|
49,5
|
55,4
|
Таблица 3.7 - Показатели эксплуатации скважин Майского
месторождения, объект Ю14-15
|
Способ эксплуатации
|
Показатели
|
Годы
|
|
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
|
ЭЦН
|
Ввод добывающих скважин
|
3
|
6
|
0
|
8
|
8
|
9
|
8
|
8
|
9
|
|
Средний экспл. фонд доб. скважин
|
4
|
10
|
10
|
27
|
45
|
63
|
81
|
99
|
117
|
|
Дебит по жидкости, м3/сут
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
максимальный
|
169
|
157
|
151
|
146
|
132
|
142
|
148
|
145
|
145
|
|
минимальный
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
|
Средняя обводненность, %
|
1,9
|
2,9
|
4,5
|
8,5
|
9,5
|
10,9
|
13,7
|
19,1
|
26,6
|
4. Анализ
методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении
4.1
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
4.1.1
Сущность ГРП
Одним из эффективных методов повышения продуктивности
скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения
темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при
котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно
направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления,
создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности
на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются
жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина
увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых
скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению
области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями
разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в
раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. [4].
Проведение ГРП преследует две главные цели:
повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного
радиуса дренирования скважины
создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной
призабойной зоне.
В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость
нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в
призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также,
увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и
пропластков.
Наиболее высокая эффективность этого метода может быть
достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом
системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях
обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП
неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо
рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва,
но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности
пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП,
что позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности. [8].
В проектировании данных операций нужно учитывать
геологические условия каждой скважины, на которой планируется ГРП.
Соответственно по каждой скважине оптимизироваться параметры трещины с
физической и экономической точки зрения. [4].
4.1.2
Технология проведения ГРП
1. Геологической службой управления составляется информация
установленной формы для расчета проекта гидроразрыва пласта.
. Составляется программа проведения гидроразрыва по
результатам расчета на ЭВМ.
. На территории скважины подготавливается площадка для
размещения оборудования и агрегатов по ГРП.
. Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.
. Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП
соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.
.