Научное обоснование систем разработки юрских отложений месторождений Сургутского свода

Актуальность проблемы.

Для поддержания современного уровня добычи нефти на месторождениях Сургутского свода необходимо освоение трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено выработанностью основных высокопродуктивных объектов разработки месторождений, обводненность которых превышает 90%. Доля таких запасов с каждым годом растет. Наибольший интерес для ОАО «Сургутнефтегаз» представляет горизонт ЮС2, содержащий более 3,5 млрд. т углеводородного сырья, продуктивный на значительной территории и являющийся региональной залежью. Однако неоднородность его геологического строения по площади распространения не позволяет применять единую технологию разработки. Для решения указанной проблемы выделены участки опытно-промышленной разработки (ОПР), на которых опробуются различные системы расположения и профили скважин. В пределах участка ОПР Родникового, Савуйского и Русскинского месторождений, по скважинам, введенным в эксплуатацию одновременно, выявлены различия в отборах нефти до 15 раз. Не наблюдается повышение входного дебита жидкости с увеличением длины горизонтального ствола в геологических условиях горизонта ЮС2 на Русскинском месторождении.

Для выявления причин этого и проектирования технологий разработки необходимы теоретические, лабораторные и промысловые исследования, а также применение детально структурированных цифровых фильтрационных моделей залежей.

Цель работы.

Повышение коэффициента нефтеизвлечения путем выбора оптимальной технологии разработки участков горизонта ЮС2 на месторождениях Сургутского свода с учетом особенностей эксплуатации скважин и геологического строения залежи.

Основные задачи исследования.

1. Выявление особенностей разработки горизонта ЮС2 на основе геолого-промыслового анализа текущего состояния участков опытно-промышленных работ.

2. Уточнение геологической модели Родникового месторождения для создания на её основе корректных гидродинамических моделей фильтрации.

3. Определение зависимости добывных возможностей скважин реализуемых в настоящее время систем разработки от геологических характеристик участка с использованием гидродинамических моделей фильтрации.

4. Выбор оптимальной системы разработки участков объекта ЮС2 Русскинского месторождения с учетом его геологического строения и практическая апробация результатов исследования.

Научная новизна.

1. Научно обосновано, что вынужденное формирование системы разработки горизонта ЮС2 боковыми стволами из большого количества неработающих скважин вышележащих объектов ведет к нарушению равномерности процесса выработки его запасов. Впервые установлено, что для условий геологического строения горизонта ЮС2 на Савуйском и Родниковом месторождениях применение гидроразрыва пласта в боковых горизонтальных стволах технологически не эффективно.

2. Уточнена геологическая модель Родникового месторождения в районе расположения новых пробуренных скважин участка ОПР № 2, в том числе, значения проницаемости и нефтенасыщенной толщины объекта ЮС2. При адаптации гидродинамической модели участка ОПР № 1 к фактическим показателям работы ранее построенных скважин, скорректировано поле проницаемости. Это позволило научно обосновать зависимости накопленной добычи нефти от указанных параметров, позволяющие без применения цифровых моделей предварительно оценить технологическую эффективность применения пятиточечной, семиточечной и девятиточечной систем разработки в различных геологических условиях горизонта ЮС2.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Анализ текущего состояния горизонта ЮС2, проведенный в процессе работы над диссертацией, послужил основой при планировании геолого-технологических мероприятий в документах: «Дополнение к проекту разработки Савуйского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО-Югре от 15.07.2008 № 1076), «Дополнение к проекту разработки Русскинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО — Югре от 16.06.2009 № 1172) и «Анализ разработки Родникового месторождения» (протокол НТС ОАО «Сургутнефтегаз» от 22.12.08), составленных Тюменским отделением «СургутНИГШнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались на конференциях:

— Научная конференция молодых ученых, аспирантов, студентов «Трофимуковские чтения — 2006», посвященная 95-летию со дня рождения академика А. А. Трофимука. Российская академия наук. Научный совет по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука. Новосибирский государственный университет, г. Новосибирск, 2006 г.

VIII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры", г. Ханты-Мансийск, 2008 г.

— «XXVIII научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», г, Сургут, 2008 г.

— II всероссийская научно-техническая конференция «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири», г. Тюмень, 2008 г.

— «IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры», г. Ханты-Мансийск, 2009 г.

XXIX научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» г. Сургут, 2009 г.

— III всероссийская научно-техническая конференция «Современные технологии для топливно-энергетического комплекса Западной Сибири», г. Тюмень, 2009 г.

Семинары кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» и научно-технического совета института нефти и газа ТюмГНГУ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:

1) Геолого-промысловый анализ текущего состояния разработки участков ОПР на Савуйском, Родниковом и Русскинском месторождениях позволил выделить особенности разработки горизонта ЮС2:

— Установлено, что вынужденное формирование системы разработки горизонта ЮС2 зарезкой боковых стволов с вышележащих объектов ведет к нарушению равномерности процесса выработки запасов, в некоторых случаях к преждевременному обводнению добывающих скважин. Ввод скважин из бурения позволит сохранить геометрию элементов системы.

— Установлено, что в отличие от опыта проведения гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным участком на высокопродуктивных объектах разработки, в условиях геологического строения горизонта ЮС2 применение данного метода интенсификации притока жидкости нецелесообразно. Это обусловлено увеличением интенсивности обводнения скважин в виду распространения трещины разрыва до нижележащих водонасыщенных пластов. Мощность глинистого прослоя между нефтенасыщенным пластом и водонасыщенным зачастую не превышает 2−4 м, еще это усугубляется наличием в разрезе более склонных к образованию трещины пластов угля и углистых сланцев.

Эксплуатация наклонно-направленных скважин без ГРП не целесообразна в виду малодебитности, обусловленной низкой проницаемостью горизонта ЮС2.

— Теоретически обоснованное увеличение входного дебита жидкости с увеличение длины проходки ствола скважины по коллектору не наблюдается в условиях высокой неоднородности участков горизонта ЮС2 на Русскинском месторождении. Зависимость в распределении дебита жидкости от длины проходки ствола скважины по коллектору не выявлена.

— Установлено, что по скважинам в пределах участка опытно-промышленных работ Родникового, Савуйского и Русскинского месторождений введенным в эксплуатацию в один год, наблюдаются различия в отборах нефти до 15 раз. Это свидетельствует о широком диапазоне изменения по площади продуктивности горизонта ЮС2, что связано с высокой неоднородностью геологического строения.

2) Геофизические исследования в новых пробуренных скважинах позволили уточнить геологическую модель Родникового месторождения. Уточнены поля пористости, насыщенности и проницаемости. В районе новых скважин уточнены толщины.

Установлено, что алгоритм, отражающий зависимость проницаемости от пористости горизонта IOC2, на ряде месторождений Сургутского свода весьма устарел, в этой связи, была произведена корректировка поля проницаемости на отдельных участках горизонта во время адаптации фильтрационной модели к фактическим показателям работы скважин. Уточнение геологической модели Родникового месторождения позволило восстановить динамику добычи нефти скважинами с погрешностью менее 5%.

3) В результате исследования получены зависимости, позволяющие предварительно оценить эффективность работы пятиточечной, семиточечной и девятиточечной систем разработки в различных геологических условиях горизонта ЮС2, а значит выбрать наиболее технологически и экономически эффективный вариант разработки.

4) Решение к проектированию разработки объекта ЮС2 Русскинского месторождения, полученное в результате исследования, позволяет учесть геологические особенности строения различных участков объекта. Основным принципиальным отличием стало распространение по большей площади объекта вместо однорядной системы разработки с горизонтальными добывающими скважинами — семиточечной системы разработки наклонно-направленных скважин с применением ГРП в добывающих скважинах. Реализация рекомендуемой системы разработки позволяет достичь утвержденный коэффициент нефтеизвлечения запасов категорий ВС]+С2 -0,167, в то время как реализация утвержденной системы разработки обеспечивает КИН — 0,126. Прирост добычи нефти на конец эксплуатации объекта за счет смены системы разработки составит 8,7 млн. т при увеличении фонда на 338 скважин.