Электронный научный журнал
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЙ ПО ВЫРАБОТКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Д

Сепык О.Я. 1 Серов К.В. 1 Иванов А.М. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
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. Основой для создания фильтрационных моделей служит комплекс исходных данных, основными компонентами которого являются геологическая модель, физико-химические свойства флюидов и породы, фильтрационно-емкостные характеристики пласта, описание скважин. На данной стадии изученности пласты Д месторождения объединены в один эксплуатационный объект разработки тимано-пашийского горизонта – D3tm+D3ps. Формирование технологических вариантов Д месторождения проведено с учётом геолого-геофизической характеристики залежей, особенностью строения и стадии разработки. Всего рассмотрено пять вариантов разработки. Вариант «базовый» предусматривает продолжение разработки действующими скважинами. Вариант 1 подразумевает реализацию решений действующего проектного технологического документа. Варианты 2-4 различаются системой разработки, видом воздействия, количеством скважин и расстоянием между ними, сроками разработки и коэффициентами извлечения нефти. По Д месторождению к реализации рекомендуется вариант 3, обеспечивающий достижение утверждённого коэффициента извлечения нефти при экономически рентабельных показателях и площадную обращенную семиточечную систему разработки.
месторождение
вариант разработки
коэффициент извлечения нефти
нефть
скважина
1. Ситчихин О.В. Строение и нефтегазоносность рифейских пород северо-востока Волго-Уральского бассейна. Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, № 1, 2009.
2. Отчет ООО «СтандартНафта» «Технологическая схема разработки Дубовогороского нефтяного месторождения» – Ижевск, 2013 г.
3. Отчет ООО «СтандартНафта» «Дополнение к технологической схеме разработки Дубовогороского нефтяного месторождения» – Тюмень, 2016 г.
4. Никитина М.В. Оценка перспектив нефтегазоносности рифей-вендских отложений на территории Пермского края. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, Т. 12 № 9, 2013.
5. Иванов А.М. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ДУБОВОГОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2019. – № 5-1.; URL: http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=19763 (дата обращения: 20.06.2020)

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: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=20254 (дата обращения: 18.05.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074