На месторождении выделено две залежи нефти в двух продуктивных пластах – D3tm и D3ps. Пласты приурочены к отложениям пашийского (пласт D3ps) и тиманского (пласт D3tm) горизонтов, принадлежат к одновозрастным отложениям франского яруса. Расстояние между пластами – около 10 м. Залежи приурочены к одному тектоническому поднятию и незначительн о (на 39% от площади нефтеносности объекта) перекрываются в плане. Характеризуются терригенным типом коллектора и близкими фильтрационно-емкостными свойствами: проводимость пластов D3tm – 275 и D3ps – 337 мД*м, нефтенасыщенная толщина 3,4 и 2,5 м, проницаемость 81 и 135 мД, нефтенасыщенность 74 и 77%, соответственно. Физико-химические свойства нефтей идентичны.
В связи с малой нефтенасыщенной толщиной бурение отдельных сеток на пласты ранее не предусматривалось. В действующем проектном документе «Технологическая схема разработки Д нефтяного месторождения» (Протокол заседания Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 891 от 11.10.2013) – выделенные эксплуатационные объекты – D3ps и D3tm, планировалось разбуривать одной треугольной сеткой скважин с расстоянием 500 м, с организацией одновременно-раздельной эксплуатации залежей в зоне их совместного залегания.
Бурение единой сетки скважин на залежах тимано-пашийского горизонта является оптимальным решением в условиях малой нефтенасыщенной толщины и недостаточной плотности НИЗ каждого из пластов. Близкие значения ФЕС залежей D3tm и D3ps и схожесть свойств насыщающих их флюидов позволяют вести совместную эксплуатацию пластов. В случае проявления по фактическим данным разноскоростной выработки запасов из пластов D3tm и D3ps в зоне их взаимного залегания возможна организация одновременно-раздельной эксплуатации в рамках скорректированной проектной сетки.
Таким образом, на данной стадии изученности, в условиях схожести ФЕС пластов и свойств нефти с учётом опыта разработки одновозрастных отложений на соседних месторождениях Пермского края, в т.ч. принадлежащих НК «Нефтиса» (Капканское месторождение и др.), пласты Д месторождения объединены в один эксплуатационный объект разработки тимано-пашийского горизонта – D3tm+D3ps.
Формирование технологических вариантов Д месторождения по объекту разработки – D3tm+D3ps проведено с учётом геолого-геофизической характеристики залежей, особенностью строения и стадии разработки. Всего рассмотрено пять вариантов разработки:
· вариант «базовый» (продолжение разработки действующими скважинами);
· вариант 1 (реализация решений действующего ПТД);
· варианты 2-4 (различаются системой разработки, видом воздействия, количеством скважин и расстоянием между ними, сроками разработки и КИН).
Вариант «базовый» предусматривает разработку объекта действующим фондом, скважин. Общий фонд скважин – 5, в т.ч. добывающих – две, нагнетательная – одна, ликвидированных – две (рисунок 1). Максимальные проектные уровни: добыча нефти – 4,2 тыс.т, добыча жидкости – 12,4 тыс.т, добыча растворённого газа – 0,2 млн.м3.Накопленная добыча нефти – 194 тыс.т. КИН – 0,058 при Квыт. – 0,549, Кохв. – 0,106.
Рисунок 1 – Схема расположения скважин. Вариант «базовый». Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Вариант 1 предполагает реализацию решений действующего проектного документа. Система разработки – площадная обращённая семиточечная с размещением наклонно-направленных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами – 500 м, плотность сетки – 21,7 га/скв. Применение внутриконтурного заводнения в сочетании с приконтурным. Общий фонд скважин – 26 ,в т.ч. добывающих – 14, нагнетательных – 7, водозаборных – три, ликвидированных – две. Фонд скважин для бурения – 21, в т.ч. добывающих – 12, нагнетательных – 6, водозаборных – три. Бурение 5 боковых стволов (рисунок 2). Максимальные проектные уровни: добыча нефти – 61,9 тыс.т, добыча жидкости – 101,8 тыс.т, закачка воды – 102,7 тыс.м3, добыча растворён-ного газа – 3,1 млн.м3. Накопленная добыча нефти – 1318 тыс.т. КИН – 0,397 при Квыт. – 0,549, Кохв. – 0,723.
Рисунок 2 – Схема проектного расположения скважин. Вариант 1. Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Вариант 2. Система разработки – площадная обращённая семиточечная с размещением наклонно-направленных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами – 400 м, плотность сетки – 13,9 га/скв. Применение внутриконтурного заводнения в сочетании с приконтурным. Общий фонд скважин – 43, в т.ч. добывающих – 25, нагнетательных – 14, водозаборных – две, ликвидированных – две. Фонд скважин для бурения – 38, в т.ч. добывающих – 23, нагнетательных – 13, водозаборных – две (рисунок 3). Максимальные проектные уровни: добыча нефти – 82,1 тыс.т, добыча жидкости – 178,1 тыс.т, закачка воды – 177,6 тыс.м3, добыча растворённого газа – 4,1 млн.м3. Накопленная добыча нефти – 1404 тыс.т. КИН – 0,422 при Квыт. – 0,549, Кохв. – 0,769.
Вариант 3 (рекомендуемый). Система разработки – площадная обращённая семиточечная с размещением наклонно-направленных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами – 550 м, плотность сетки – 26,2 га/скв. Применение приконтурного заводнения. Общий фонд скважин – 23, в т.ч. добывающих – 13, нагнетательных – 6, водозаборных – две, ликвидированных – две. Фонд скважин для бурения – 18, в т.ч. добывающих – 11, нагнетательных – 5, водозаборных – две (рисунок 4). В краевых зонах и зонах литологического замещения коллекторов размещены зависимые скважины, целесообразность бурения и местоположение которых будет уточнено по результатам эксплуатационного бурения и геолого-геофизических исследований первоочередных новых скважин. По результатам уточнения геологического строения пласта D3ps возможна замена наклонно-направленной скважины на горизонтальную. Максимальные проектные уровни: добыча нефти – 60,7 тыс.т, добыча жидкости – 94,4 тыс.т, закачка воды – 102,8 тыс.м3, добыча растворённого газа – 3,1 млн.м3, добыча подземной воды – 75,5 тыс.м3. Накопленная добыча нефти – 1329 тыс.т. КИН – 0,400 при Квыт. – 0,549, Кохв. – 0,729.
Рисунок 3 – Схема проектного расположения скважин. Вариант 2. Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Рисунок 4 – Схема проектного расположения скважин. Вариант 3 (рекомендуемый). Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Вариант 4. Система разработки – площадная обращённая семиточечная с размещением наклонно-направленных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами – 620 м, плотность сетки – 33,3 га/скв. Применение приконтурного заводнения. Общий фонд скважин – 19, в т.ч. добывающих – 10, нагнетательных – 5, водозаборных – две, ликвидированных – две. Фонд скважин для бурения – 14, в т.ч. добывающих – 8, нагнетательных – четыре водозаборных – две (рисунок 14). Максимальные проектные уровни: добыча нефти – 51,6 тыс.т, добыча жидкости – 78,7 тыс.т, закачка воды – 73,1 тыс.м3, добыча растворённого газа – 2,6 млн.м3. Накопленная добыча нефти – 1257 тыс.т. КИН – 0,378 при Квыт. – 0,549, Кохв. – 0,689.
Сопоставление вариантов разработки приведено в таблице 1. Динамика добычи нефти, жидкости и закачки воды по вариантам показана на рисунке 5.
Таблица 1 – Основные технологические характеристики вариантов разработки. Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Рисунок 5 – Схема проектного расположения скважин. Вариант 4. Д месторождение. Объект D3tm+D3ps
Таким образом, по Д месторождению к реализации рекомендуется вариант 3, обеспечивающий достижение утверждённого КИН при экономически-рентабельных показателях. Расчёты технологических показателей разработки выполнены на гидродинамических моделях.
Цифровые геологические модели были построены отдельно по пластам D3ps и D3tm. При построении моделей учтена информация по семи разведочным скважинам.
Создание фильтрационной модели и моделирование процессов фильтрации производились в гидродинамическом симуляторе "TEMPEST MORE" (v.7.1) компании «ROXAR». Основой для создания фильтрационных моделей служит комплекс исходных данных, основными компонентами которого являются геологическая 3D модель, физико-химические свойства флюидов и породы, фильтрационно-емкостные характеристики пласта, описание скважин.
На данной стадии изученности, в условиях схожести ФЕС пластов и свойств нефти с учётом опыта разработки одновозрастных отложений на соседних месторождениях Пермского края, в т.ч. принадлежащих НК «Нефтиса» (Капканское месторождение и др.), пласты Д месторождения объединены в один эксплуатационный объект разработки тимано-пашийского горизонта – D3tm+D3ps.
Формирование технологических вариантов Д месторождения по объекту разработки – D3tm+D3ps проведено с учётом геолого-геофизической характеристики залежей, особенностью строения и стадии разработки. Всего рассмотрено пять вариантов разработки:
· вариант «базовый» (продолжение разработки действующими скважинами);
· вариант 1 (реализация решений действующего ПТД);
· варианты 2-4 (различаются системой разработки, видом воздействия, количеством скважин и расстоянием между ними, сроками разработки и КИН).
По Д месторождению к реализации рекомендуется вариант 3, обеспечивающий достижение утверждённого КИН при экономически-рентабельных показателях.
Библиографическая ссылка
Сепык О.Я., Серов К.В., Иванов А.М. ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЙ ПО ВЫРАБОТКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Д // Международный студенческий научный вестник. – 2020. – № 3. ;URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=20254 (дата обращения: 25.04.2024).