На правах рукописи

АПТУЛИН ДЕНИС ВАСИЛЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

ОТОРОЧЕК В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень – 2013 3

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются рост доли трудноизвлекаемых запасов в структуре запасов нефти и недостаток опыта применения в промышленных масштабах методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как газовое, водогазовое воздействие, а также методов, основанных на одновременной или раздельной закачке воды и газа. Как правило, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, у которых проницаемость варьируется от 1 до 50 мД, а по характеру залегания залежи относятся к нефтяным оторочкам, толщина которых не превышает 10-15 м.

Вышеперечисленные особенности строения таких залежей обуславливают различные осложнения в ходе их разработки, связанные с локальной и общей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов, потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасыщенных зонах пластов, и даже частичным, или полным расформированием залежи. В результате нефтеотдача нефтяных оторочек является крайне низкой. В то же время остаются открытыми и до конца не изученными вопросы, связанные с наиболее эффективными способами воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками, геолого-промысловыми факторами, влияющими на процесс формирования залежей подобного типа, которые и предопределяют нефтеотдачу пласта и которые следует учитывать при проектировании их разработки.

Таким образом, исследование основных особенностей разработки нефтегазоконденсатных залежей и создание эффективных технологий их разработки представляются актуальными задачами. Это обстоятельство и предопределило направление исследований данной диссертационной работы.

Цель работы Повышение эффективности выработки запасов нефтегазоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками.

Основные задачи исследований 1. Исследование механизма нефтеизвлечения из залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем поддержания пластового давления.

2. Обоснование сеток газоконденсатных и нефтяных скважин, зоны их размещения, темпов отбора углеводородов и очередности освоения запасов при реализации систем разработки с воздействием и без воздействия на пласт.

3. Исследование влияния послойной неоднородности пластов нефтегазоконденсатных залежей на эффективность их разработки при активном воздействии на процесс извлечения нефти.

Объект и предмет исследования Объектом исследования являются нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ161-4 Восточно-Уренгойского и БУ81-2 Ен-Яхинского месторождений.

На первом примере оценивалась эффективность степени влияния на показатели разработки различных способов воздействия на нефтяную оторочку, когда запасы газа газовой шапки временно консервируются, на втором рассматривается эффективность аналогичных способов воздействия, когда газоконденсатная часть залежи уже находится в разработке, а нефтяная оторочка не разрабатывается.

Научная новизна выполненной работы 1. Обоснован способ совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки предусматривающий внутриконтурное заводнение и закачку газа выше газонефтяного контакта (ГНК) и обеспечивающий высокие коэффициенты газои нефтеотдачи.

2. С применением методов численного гидродинамического моделирования разработана методика определения площади зоны разбуривания и оптимального темпа отбора газа из валанжинских нефтегазоконденсатных залежей.

Практическая ценность и реализация Полученные автором выводы и научные рекомендации применялись при анализе и обосновании систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. Основные результаты работы использовались при проектировании разработки Восточно-Уренгойского и ЕнЯхинского месторождений, для обоснования экономической эффективности и повышения конечных коэффициентов извлечения нефти газа.

Основные защищаемые положения 1. Профиль бурения скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающий высокую продуктивность и выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

2. Технико-экономическая стратегия разработки газовой шапки, а именно выбор оптимального темпа отбора газа и границы зоны размещения, добывающих скважин, в котором зона отбора газа представляется в виде «укрупнённой скважины».

3. Способ эффективной разработки нефтегазоконденсатных залежей, при добычи газа газовой шапки или временной консервации запасов газа, который основан на внутриконтурном заводнении нефтяной оторочки в совокупности с закачкой газа выше начальной отметки ГНК.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов работы ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2011-2013 гг.); конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г Тюмень, 2011 г.);

международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского индустриального института (г. Тюмень, 2013 г.); заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (г. Тюмень, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ.

Публикации Результаты выполненных исследований отражены в шести печатных работах, в том числе в четырех изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из введения четырех глав, выводов и приложений. Общий объем работы составляет 160 страниц, в том числе таблиц, 64 рисунка и 136 наименований списка литературных источников.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава работы посвящена изучению существующих исследований в области разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, таких авторов, как И.Д. Амелин, А.В. Афанасьева, К.Б. Аширов, А.А. Боксерман, Ю.В. Желтов, С.Н. Закиров, Л.А. Зиновьева, В.Н. Мартос, М.Д. Розенберг, Э.М. Халимов и др. В данной главе приведены основные типы нефтегазовых залежей, указаны основные особенности и способы эксплуатации таких залежей.

Рассмотрены наиболее известные классификации НГКЗ по типу основных промышленных запасов углеводородов (нефти, газа или конденсата), условиям и характеру заполнения ловушки газом, нефтью и водой, соотношению порового объема нефтяной оторочки и газовой шапки, типу подгазовых зон, активности законтурных вод. Проанализированы исследования в области эксплуатации и методов воздействия на НГКЗ, а также влияние различных физико-геологических и технологических факторов на процесс разработки залежей. Прежде всего, эти исследования касаются оптимизации систем размещения добывающих и нагнетательных скважин, последовательности извлечения нефти, газа и конденсата, использования различных способов воздействия на залежи. Основная направленность существующих способов воздействия заключается не только в создании благоприятных условий вытеснения нефти в нефтенасыщенных зонах пластов, но и в создании условий, предотвращающих расформирование запасов нефти в нефтяных оторочках.

В качестве основных методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи проанализированы различные модификации сайклинг-процесса, разнообразные виды заводнения залежи, в том числе барьерное и площадное заводнение, закачка в пласт загущенной полимерами воды. Из других методов воздействия были рассмотрены способы разработки НГКЗ с раздельной эксплуатацией нефтяной оторочки и газовой шапки, предусматривающие создание на забоях скважин в районе ГНК обширных искусственных экранов, перфорация в добывающих скважинах нефтяного и части газового интервала по специальным схемам, установка технологических режимов работы скважин.

Кроме того, дополнительно рассмотрены системы разработки НГКЗ с использованием горизонтальных скважин, методы воздействия, предполагающие переформирование залежи путем искусственного процесса смещения нефтяной оторочки в газовую шапку или локального утолщения нефтяных оторочек за счет создания искусственного фильтрационного потока воды.

В результате обзора литературы было определено что, несмотря на существование многочисленных методов воздействия на НГКЗ, в настоящее время еще не существует однозначно эффективных методов разработки низкопроницаемых залежей с тонкими нефтяными оторочками, обеспечивающих получение высоких коэффициентов извлечения нефти.

Во второй главе представлены результаты проведенных расчетных экспериментов на секторной модели пласта БУ161-4 Восточно-Уренгойского месторождения, соответствующей по своему геологическому строению и нефтегазоконденсатным залежам с тонкими нефтяными оторочками, на основе нефтегазоконденсатной залежи. Схема проведения расчетных экспериментов предусматривала несколько этапов расчетов.

На первом этапе на секторной модели при консервации запасов газа исследовалось влияние на коэффициент излечения нефти системы разработки и плотности сетки нефтяных скважин. Для этих целей использовались равномерная треугольная (сценарии с истощением), а также пяти и семи точечные схемы размещения скважин в сценариях с поддержанием пластового обосновывалась ориентация горизонтального участка относительно контура нефтеносности и его протяженность, а также положения горизонтального ствола по разрезу. На втором этапе, при консервации запасов нефти, обосновывалась плотность сетки и система размещения газоконденсатных скважин. Одновременно для газовой и нефтяной частей рассчитывается технико-экономические показатели.

Первая серия расчетов выполнена при консервации газовой шапки с применением систем поддержания пластового давления (ППД) закачкой воды по площадной схеме, а также без организации ППД. Всего рассмотрено эксплуатационных скважин принимались равными 400 м, 600 м, 800 м и 1000 м.

Анализ полученных результатов позволил сделать следующие выводы:

- при реализации вертикальных сеток скважин с расстоянием между забоями скважин 400 м (16 га/скв) и 600 м (36 га/скв) в системах с поддержанием пластового давления (семиточечная и пятиточечная) получены максимальные значения коэффициентов извлечения нефти (КИН=0,384 д.ед. и 0,385 д.ед. при 16 га/скв, соответственно при 36 га/скв КИН=0,306 д.ед., 0,325 д.ед.). КИН в сценариях с истощением нефтяной оторочки имеют более низкие значения и составили по сетке 16 га/скв – 0,276 д.ед., а по сетке 36 га/скв – 0,250 д.ед., соответственно;

- увеличение расстояния между забоями вертикальных скважин от 600 до 1000 м, при любой системе разработки, практически не отражается на КИН;

свидетельствует о нерентабельности разработки нефтяных оторочек без ввода в разработку газовой шапки. Лучшими по накопленному дисконтированному потоку (NPV) являются сценарии разработки оторочки в режиме расширения газовой шапки при размещении скважин по сеткам 64 га/скв и 100 га/скв;

- для сетки 100 га/скв, несмотря на самые благоприятные значения NPV, коэффициент извлечения нефти не только при разработке на естественном режиме пласта, но и при реализации систем поддержания пластового давления не превышает 0,2 д.ед. (рисунок 1).

Рисунок 1 – Выбор системы разработки и плотности сетки скважин при разработке нефтяной оторочки скважинами с вертикальным заканчиванием и ГРП Эксплуатация нефтяной оторочки с поддержанием пластового давления по наиболее плотной сетке (16 га/скв) вертикальных скважин, характеризуется «прикровельным» высокопроницаемым пропласткам (рисунок 2).

В случае более разряженной сетки, 64-100 га/скв, фронт нагнетаемой воды в низкопроницаемых частях разреза не доходит до добывающих рядов на нерентабельного дебита по нефти, величина которого составляет 1 т.

12. Рисунок 2 - Динамика обводненности скважин на 50 год разработки (на примере куба водонасыщенности). ППД по семиточечной схеме.

Плотность сетки 16 га/скв Наличие послойной анизотропии пласта при использовании систем разработки с поддержанием пластового давления приводит к неравномерному вытеснению нефти к забоям добывающих скважин. Фронт вытеснения формируется по наиболее проницаемым пропласткам. В то же время в низкопроницаемых разностях за фронтом вытеснения в межскважинном нефтенасыщенностью, равной начальной.

В следующей серии расчетов исследовались вопросы разработки нефтяной оторочки скважинами с горизонтальным окончанием различной длины, а также сценарии с различным азимутальным углом проводки горизонтального окончания – перпендикулярно и параллельно контуру нефтеносности. Результаты анализа технико-экономических расчетов при вскрытии оторочки горизонтальными скважинами показали, что:

- при трассировке стволов перпендикулярно внешнему контуру соответственно КИН;

- максимальный прирост в накопленной добычи нефти соответствует протяженности горизонтального участка от 300 до 600 м. В случае трассировки ствола перпендикулярно внешнему контуру нефтеносности он составил 620 тыс.т, а при трассировке ствола параллельно контуру нефтеносности – 547 тыс.т;

- сценарий с протяженностью горизонтального участка 1200 м при его максимальными значениями накопленной добычи нефти и КИН. (рисунок 3);

- коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2 д.ед. только при протяженности горизонтального участка до 300 м и его трассировке параллельно контуру нефтеносности.

Рисунок 3 – Результаты технологических расчетов при выборе ориентации и протяженности горизонтального участка для нефтяных показателей в случае различной трассировки горизонтального ствола по разрезу (рисунок 4):

– трассировка горизонтального участка по центру и ближе к подошве продуктивного пласта;

– трассировка субгоризонтальной скважины с восходящим со стороны подошвы пласта стволом и с нисходящим со стороны кровли пласта стволом.

Интенсивность работы вскрытых интервалов пласта и динамика прорыва газа, свидетельствует, о том, что независимо от положения горизонтальных стволов по разрезу, прорывы свободного газа наблюдаются уже в начальный период разработки. В то же время, при вскрытии продуктивного пласта субгоризонтальным стволом, прорывы свободного газа наблюдаются позже, соответственно продлевается период безгазовой добычи нефти за счет влияния вертикальной анизотропии коллекторских свойств пласта.

Рисунок 4 - Динамика прорыва газа к добывающим скважинам В следующей серии расчетов для выбора границ эксплуатационного поля и темпов отборов газа проведена оценка эффективности дренирования периферийных участков залежи и ее влияния на динамику снижения давления в эксплуатационном поле и величину депрессионной воронки при различных размерах зоны размещения скважин и темпе отбора газа. Исследование выполнено с использованием теории «укрупненной скважины», которая позволила выявить сценарии с «некомпенсированными» отборами пластового газа и определить оптимальную зону для размещения фонда скважин.

Оптимальная площадь эксплуатационного разбуривания имеет важное значение, поскольку она определяет как инфраструктурные решения, так и эффективность дренирования. Опыт разработки газовых залежей в Западной Сибири показывает, что при высокой проницаемости пласта зона размещения эксплуатационных скважин может быть достаточно небольшой, так на сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения она составляет 20 – 25 % общей площади газоносности. Однако величина депрессионной воронки не превышает 0,2 – 0,4 МПа. При пониженных коллекторских свойствах площадь размещения должна быть увеличена воизбежании возникновения «некомпенсированного» отбора, при котором наблюдается резкий темп падения давления в районе скважин. Для равенства исходных данных при экономической оценке количество скважин во всех сценариях принято 125 ед.

(максимально возможное число с размещением скважин в пределах изопахиты 20 м). Ограничения на депрессию и на максимальный дебит по газу не накладывались.

По результатам расчетов получены зависимости приростов NPV и индекса доходности капитальных затрат (PI) от темпа отбора газа и размеров зоны размещения скважин (рисунок 5) относительно параметров базового сценария, имеющего минимальную величину капитальных затрат и объемы добычи (скважины размещены только в купольной части пласта в пределах изопахиты 20 м и с темпом отбора 3 % от НГЗ).

Рисунок 5 – Показатели экономической эффективности при отношении площади размещения фонда скважин к общей площади газоносности при расширении эксплуатационного поля и при увеличении темпа отбора газа Полученные зависимости позволяют сделать следующий основной вывод: наибольшим приростом NPV относительно базового сценария является вариант, предусматривающий размещение скважин с максимальным охватом дренирования запасов и годовым темпом отбора 7 % от НГЗ. Размещение скважин в пределах изопахит свыше 10 м, что соответствует площади разбуривания 75 - 80 %, позволяет равномерно дренировать пласт с более длительной годовой добычей по сравнению со сценарием размещения скважин только в купольной части пласта.

Для обоснования оптимальной плотности сетки газоконденсатных скважин в зоне отбора в следующей серии расчетов рассмотрены сценарии, в которых моделировались сетки вертикальных скважин с расстояниями между забоями скважин 1500 м, 2000 м, 2500 м и 3000 м (рисунок 6).

Рисунок 6 - Значения накопленного дисконтированного дохода в зависимости от расстояния между вертикальными и горизонтальными скважинами, продуктивности и длины горизонтального ствола С целью анализа влияния прогнозируемой продуктивности скважин на профиль добычи газа также рассмотрены три сценария: Гидроразрыв пласта (ГРП) (скин-фактор - 3,5), улучшенная продуктивность скважин (скин-фактор минус 5,3, соответствующий улучшению продуктивности обычной вертикальной скважины в 10 раз) и предельная продуктивность (скин-фактор улучшение продуктивности в 25 раз). Согласно результатам расчетов, оптимальное расстояние между забоями для вертикальных скважин с ГРП, с учетом выбранного годового темпа отбора 7 %, составляет 2000 м, при этом продуктивности скважин недостаточно для достижения уровня отбора газа в объеме 7,8 млрд.м3/г. Эффективность вертикальных скважин возрастает при увеличении их продуктивности и скин-факторе минус 6, полученные при массивном ГРП, однако при этом существует риск, что трещина от ГРП может быть источником поступления воды из нижезалегающих пластов. В случае горизонтального заканчивания газовых скважин при разработки газовой шапки обеспечивается:

- достижение максимальной доходности разработки газовой шапки;

- годовой темп отбора газа до 7 % от НГЗ позволяет достичь как максимальную технико-экономическую эффективность разработки, так и максимальную газоотдачу по сравнению со сценариями с более низкими темпами отбора газа (за расчетный период – 35 лет);

обеспечивает более высокую продуктивность. Оптимальная плотность сетки горизонтальных скважин – 3000 м между забоями, при горизонтальном окончании 600 м. Несмотря на близкие значения NPV в вариантах 2500 м и 3000 м, в последнем случае требуется меньше скважин, и в этом сценарии существенно выше индекс доходности инвестиций (рисунок 7). Схема проводки горизонтального ствола – субгоризонтальная с ориентацией ствола вдоль структурной поверхности кровли по наиболее проницаемым пропласткам.

Рисунок 7 - Показатели экономической эффективности по обоснованию плотности сетки с вертикальным и горизонтальным вскрытием пласта По результатам расчетов выявлено, что разработка нефтяной оторочки без ввода в разработку газовой шапки характеризуется отрицательными экономическими показателями в случае разработки вертикальными скважинами с ГРП и на грани рентабельности в случае разработки горизонтальными скважинами. Проведенными расчетами установлены наиболее эффективные системы разработки и расположение стволов в продуктивном разрезе, при консервации запасов нефти или газа.

В то же время рассматриваемые залежи имеют как нефтяные, так и газовые зоны, разработку которых необходимо осуществлять комплексно с целью достижения максимальной технико-экономической эффективности и конечных коэффициентов флюидоизвлечения. Поэтому, последующие этапы расчетных экспериментов проводились на полномасштабных моделях пластов БУ161-4 Восточно-Уренгойского и БУ81-2 Ен-Яхинского месторождений.

В третьей главе представлена геолого-физическая характеристика исследуемых объектов разработки, этапы построения и краткая характеристика геолого-технологических моделей. Нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ161-4 Восточно-Уренгойского и БУ81-2 Ен-Яхинского месторождений, которые содержат нефтяные оторочки крыльевого типа, по своему геологическому строению характеризуются неоднородностью фильтрационно-емкостных параметров коллекторов, представленных переслаиванием песчаников и алевролитов.

Пласта БУ161-4 Восточно-Уренгойского месторождения приурочен к структурно-литологической ловушке с односторонней зоной глинизации, которая протягивается более чем на 120 км. Пористость пород-коллекторов составляет в газонасыщенной части от 11 до 17 д.ед. проницаемость – от 0,1*10-3 до 82*10-3 мкм2, в нефтенасыщенной части пористость изменяется в диапазоне от 13 до 15 д.ед., проницаемость изменяется от 0,1*10-3 до 50*10-3 мкм2. Коэффициент песчанистости и расчлененности в среднем составили 0,78 д.ед. и 5,6 д.ед., соответственно. Общая толщина пласта изменяется от 12,9 до 27,4 м, эффективная – от 1 до 22 м.

улучшенными по сравнению с пластом БУ161-4 фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Проницаемость в газовой части составляет 30,8*10-3 мкм2, в нефтяной – 30,2*10-3 мкм2. Коэффициент расчлененности изменяется от 4,0 до 16 д.ед. Особенности геологического строения рассматриваемых залежей, вызвали необходимость использования наиболее совершенных трехмерных геолого-технологических моделей, учитывающих трехфазную фильтрацию пластовых флюидов. Трехмерная трехфазная фильтрация газа, нефти (конденсата) и воды в поровом пространстве моделировании использовалась расширенная модель «нелетучей» нефти («BLACK-ОIL» -модель) – пакета ECLIPSE. Для обеспечения точности проводимых расчетов, детального изучения рассматриваемого вопроса и фильтрационных моделей, ячейки сетки в зонах с нефтяными оторочками локально измельчены до размеров 100 х 100 м.

Базовыми для построения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и капиллярных давлений (КД), представленных на рисунке 8, являются результаты потоковых экспериментальных исследований, выполненных в 2008 г. на керне, отобранном из скважины 911 Восточно-Уренгойского месторождения. Ввиду крайне малого количества промысловой информации, обобщенные зависимости ОФП рассчитывались по наиболее универсальному из существующих подходов – методу LET с использованием результатов месторождения и месторождений-аналогов (Восточно-Мессояхское – шесть экспериментов, Юрхаровское – два эксперимента, Уренгойское – три эксперимента).

Относительная фазовая проницаемость, д.ед параметрами, L, E, T. Параметры L, E и T являются эмпирическими, L описывает нижнюю часть кривой, Т описывает верхнюю часть кривой, а Е описывает положение наклона (или спада) кривой. Опыт применения корреляции LET показывает, что параметр L1, E0 и T0.5. Корреляционная зависимость для относительной проницаемости по нефти и воде имеет вид где krw – относительная проницаемость по воде с отбором нефти, д.ед.;

krow – относительная проницаемость по нефти с закачкой воды, д.ед.;

водонасыщенности и нулевой газонасыщенности, д.ед.

В качестве ориентировочного значения абсолютной проницаемости было использовано среднее значение проницаемости по гидродинамической модели равное 10,1 мД.

В четвертой главе, с учетом полученных результатов по обоснованию сеток и ориентации стволов скважин, темпов отбора газа, на полномасштабной модели пластов БУ161-4 Восточно-Уренгойского и БУ81-2 Ен-Яхинского эффективности применения технологий поддержания пластового давления, с одновременной и раздельной закачкой воды и газа, при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки.

Уточнению и корректировкам подверглись:

1) плотность сетки нефтяных скважин, размещаемых на площади нефтеносности (горизонтальные, вертикальные), а также характер вскрытия пласта;

2) протяженность горизонтального участка и технологический режим эксплуатации нефтяных скважин;

Анализ результатов расчетов по уточнению типа заканчивания и плотности сетки нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки в режиме истощения пластовой энергии показал, что для скважин с длиной горизонтального участка 400 м двукратное сокращение фонда скважин за счет разряжения сетки и увеличения расстояния между забоями до 1400 м способствовало более интенсивной отработке запасов нефти в ограниченной области дренирования и опережающему прорыву свободного газа и воды к забоям добывающих скважин, что привело к раннему выбытию скважин. При этом КИН составил 0,196 д.ед. (рисунок 9). Для скважин с длиной горизонтального участка 800 м, такое разряжение не повлияло на стабильную разработку нефтяной оторочки. Расчетный коэффициент извлечения нефти составил 0,224 д.ед. При моделировании вертикального вскрытия пласта с ГРП по сетке с расстоянием между забоями 800 м, уже в начальный период разработки наблюдалась более агрессивная динамика прорыва газа (ГФ = 7000 м3/т), что привело к прекращению разработки оторочки на 10 лет раньше, чем в сценарии с более плотной сеткой вертикальных скважин. Расчетный КИН по сетке 600 м составил 0,195 д.ед., а по сетке 800 м – 0,178 д.ед.

Рисунок 9 - Показатели экономической эффективности по уточнению схемы размещения и типа заканчивания нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки Для выявления наиболее эффективного способа воздействия, при опережающей разработке нефтяной оторочки, рассматривались способы разработки в режиме истощения пластовой энергии, поддержания пластового предусматривающие как одновременную закачку воды и газа, так и способ ППД, предусматривающий только закачку газа в приконтурную часть залежи выше начальной отметки ГНК. Анализ полученных результатов показал, что для низкопроницаемых, сильно анизотропных коллекторов с различным распределением проницаемости по разрезу пласта система поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением является наименее эффективной. Вытеснение нефти водой к забоям добывающих скважин происходит неравномерно. Применение способа поддержания пластового давления в нефтяной оторочке внутриконтурным заводнением в совокупности с закачкой газа в газовую шапку позволяет минимизировать смещение оторочки в газовую шапку и соответственно сокращает объем нефти, внедряющейся в газонасыщенную зону пласта, о чем свидетельствуют высокие и рентабельные (в условиях Западной Сибири) дебиты скважин по нефти на уровне 60-80 т/сут, сохранявшиеся в течение четырех лет, а на уровне 40-60 т/сут в течение последующих десяти лет. В период ОПР на скважине 911 ВосточноУренгойского месторождения начальный дебит нефти составил 116 т/сут.

Воздействие на пласт путем поддержания пластового давления в нефте– и газонасыщенных частях залежи обеспечивает максимальные значения техникоэкономических показателей разработки. NPV составляет 21,77 млрд.руб., КИН 0,229 д.ед. (рисунок 10).

Для выявления наиболее эффективного способа воздействия, при опережающей разработке газовой шапки, на примере пласта БУ81-2 ЕнЯхинского НГКМ, который имеет лучшие фильтрационно-емкостные параметры по сравнению с объектом Восточно-Уренгойского месторождения, рассматривались способы разработки при поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением и одновременной закачкой воды и газа. На месторождении продолжается разработка только газоконденсатных залежей в режиме истощения пластовой энергии, а добыча нефти не осуществляется. С начала разработки из залежей отобрано 30,45 млрд.м3 «сухого» газа и 7,31 млн.т стабильного конденсата, фонд скважин составил 78 ед.

По результатам технологических расчетов разработки нефтяной оторочки Рисунок 10 - Показатели экономической эффективности при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки на примере пласта БУ81-2 и анализу, полученных коэффициентов извлечения нефти, представленных на рисунке 11, сформированы следующие выводы:

- порядок освоения нефтяных оторочек должен исключать выборочную отработку запасов, что потребует дополнительного разбуривания залежей;

- достижение высоких коэффициентов нефтеотдачи обеспечивается при реализации методов поддержания пластового давления с размещением скважин по семиточечной схеме плотностью 64 га/скв;

- при разработке оторочки без применения методов воздействия на пласт коэффициент извлечения нефти не превышает для пласта БУ81-2 – 0,132 д.ед.;

- максимальный коэффициент извлечения нефти достигается при разработке оторочки пласта БУ81-2 с поддержанием пластового давления в нефте- и газонасыщенных частях залежи при применении внутриконтурного заводнения в сочетании с закачкой газа в приконтактную газонасыщеную часть залежи.

Анализ результатов технологических показателей разработки пласта показал, что повышение степени выработки запасов углеводородной продукции существенно возрастает за счет организации поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением в сочетании с закачкой газа в газовую часть залежи, непосредственно примыкающую к нефтяной оторочке. Организация частичного сайклинг-процесса в газоконденсатной части пласта в совокупности с поддержанием давления в нефтяной оторочке способствуют наиболее полному вытеснению нефти к забоям добывающих скважин и оказывают непосредственное влияние на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи, рассчитанное значение которого составляет 0,319 д.ед.

Рисунок 11 - Сопоставление коэффициентов извлечения нефти при разработке нефтяной оторочки пласта БУ81- По результатам проведенной серии расчетных экспериментов на секторной и полномасштабной моделях пластов БУ161-4 Восточно-Уренгойского и БУ81-2 Ен-Яхинского месторождений, сформирован методический подход по обоснованию оптимальной системы разработки нефтегазоконденсатной залежи с нефтяными оторочками, рекомендованный для обеспечения высоких коэффициентов нефтегазоизвлечения и положительных показателей экономической эффективности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработка залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками является одной из наиболее сложных проблем нефтегазодобывающей отрасли и требует создания специальных нетрадиционных подходов к развитию соответствующих методов активного воздействия на залежи, способствующих повышению их нефтеотдачи. Разработка нефтяной оторочки без ввода в разработку газовой шапки экономически нерентабельна.

2. Разработанный подход выбора оптимальной плотности размещения газоконденсатных скважин, основанный на моделировании «укрупненной скважины», позволяет выявить сценарии с «некомпенсированными» отборами пластового газа и определить оптимальную зону для размещения забоев скважин и темп разработки газовой зоны.

3. Установлено, что в случае бурения вертикальных скважин, при временной консервации газовой шапки, максимальные коэффициенты извлечения нефти в системах с поддержанием пластового давления могут быть получены на сетках с расстоянием между забоями скважин, не превышающими 400 м. При разряжении сетки вертикальных скважин свыше 400 м, системы с поддержанием пластового давления только закачкой воды в неоднородных коллекторах менее эффективны, чем системы, в которых в качестве агента для воздействия используются газ или одновременно вода и газ.

4. При вскрытии нефтяных оторочек с послойной неоднородностью коллектора, в добывающих скважинах трассировку горизонтальных стволов по разрезу необходимо осуществлять с восходящим со стороны подошвы пласта стволом. Проводка горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах должна осуществляться с нисходящим со стороны кровли пласта стволом.

Представленная трассировка является эффективной и при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки.

5. Перспективным воздействием на НГКЗ являются методы, основанные на одновременной закачке в залежи воды и газа. Метод внутриконтурного заводнения в нефтяной оторочке при одновременном поддержании давления в газовой шапке посредством нагнетания газа в прикровельную часть нефтяной оторочки позволяет минимизировать смещение нефтяной оторочки в газовую часть, за счет равномерного воздействия, как со стороны скважин нагнетающих воду, так и со стороны скважин, нагнетающих газ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Аптулин Д.В. Новый подход при обосновании плотности сеток скважин и способов их заканчивания в случае совместной разработки нефтяных Подписано в печать _._.2013 г.

Формат 60х84/16. Бумага Ballet. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,00. Тираж 100. Заказ.

Отпечатано на полиграфическом оборудовании ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Лицензия № 02469 от 27.07.2000 г.

625019 г. Тюмень, ул. Воровского, дом.