Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело

• Название: 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
• Анкор: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина
• Дата: 27.12.2021
• Размер: 1.4 Mb.
• Имя файла: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени .docx
• Тип: Документы; #319933
• страница: 5 из 12

2.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа

На месторождении им. Ю. Корчагина разработка нефтегазоконденсатных залежей в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса ведется на основании утвержденного проектного документа. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки в целом по месторождению приведено в таблице 2.5. Из представленных данных видно, что в период 2010-2012 гг. фактические уровни добычи нефти и жидкости существенно ниже проектных показателей.

Основные причины столь значительного отличия между проектом и фактом следующие:

- более поздний ввод залежей в разработку, чем планировалось. Так, по проекту начало добычи нефти было предусмотрено с 01.02.2010, фактически первую нефть получили в апреле, а полномасштабный ввод месторождения состоялся в июле 2010 г. Фактический фонд добывающих скважин (2 шт. - на волжский ярус) меньше проектного (6 шт.) на четыре скважины, из которых две планировались на залежь волжского яруса и две – на залежь неокомского надъяруса. Геологические условия для проводки скважин оказались более сложными, чем ожидалось. Был изменен порядок ввода скважин и снижены коммерческие скорости бурения. Соответственно изменение скоростей отразилось на сроках строительства и ввода скважин в эксплуатацию;

- фактический средний дебит по нефти скважин волжского яруса (275 т/сут) ниже проектного (356 т/сут) в 1.3 раза. Это связано в основном с меньшей проницаемостью пород-коллекторов, чем прогнозировалась. Так, средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной зоны волжского яруса в актуализированной фильтрационной модели 2016г. составляет - 0.065 мкм²(по проекту 1.65 мкм²). Во-вторых, с более высоким газовым фактором, составляющим в среднем 694 м ³/т, (по проекту 126 м ³/т), обусловленным прорывом газа газовой шапки.

36

Таблица 2.5 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Месторождение им. Ю.Корчагина в целом

37

Невыполнение плана по использованию попутного газа в 2010 г. (22%) связано с тем, что не был предусмотрен порядок вывода на проектный режим оборудования эксплуатационно-технологического комплекса с малым количеством добывающих скважин (2шт.) и в период пусконаладочных работ. В 2011 г. фактическая добыча нефти и жидкости (338.1 и 403.8 тыс.т) также оказалась ниже проектной (1 351.5 и 1 435.6 тыс.т) на 75 и 72 % соответственно. Причины этого следующие:

- фактический фонд добывающих скважин (5 шт.) ниже проектного (9 шт.) на четыре скважины, из которых одна планировалась на залежь волжского яруса и три – на залежь неокомского надъяруса;

- средние по месторождению дебиты нефти и жидкости (280 и 335 т/сут) ниже проектных (515 и 547 т/сут), как по причинам, описанным выше, так и в связи с тем, что:

- фактическая протяженность горизонтальных стволов по коллектору (Lгс эфф.) оказалась меньше проектной, что объясняется более неоднородным распространением пластов-коллекторов. Так, например, дебит скважины 110 прогнозировался при Lгс эфф, равной 856 м, а по факту она составила 456 м;

- фактическая обводненность добываемой продукции (32.3 %) по новым скважинам неокомского надъяруса превысила проектную (5.5 %). Основной вклад в рост обводненности внесла неокомская скважина 113, в продукции которой с самого начала эксплуатации отмечено 50% воды. Объяснением этому могут служить результаты трассерных исследований, которые свидетельствуют о более тесной гидродинамической связи между нефтенасыщенной и водоносной областями. Кроме того, данные ГИС, керна и шлама свидетельствуют об отсутствии в интервале залегания подошвенной части неокома и кровли волжских отложений покрышек с надежными экранирующими свойствами. Поэтому можно ожидать, что и в пределах каждой из залежей непроницаемые прослои могут также характеризоваться слабыми экранирующими свойствами и иметь зоны повышенной проводимости, связанные с зонами разуплотнения пород или наличия трещинной составляющей.

38

- продолжился рост газового фактора по волжским скважинам - в среднем до 2097 м ³/т, а по скважинам неокомской залежи фактический газовый фактор (290 м ³/т) более чем вдвое превысил проектный (104.3 м ³/т). Невыполнение плана по использованию попутного газа в 2011 г. (92 %) обусловлено следующим. Фактический газовый фактор в целом по месторождению достигал 1 460 м ³/т (при проектном 115.7 м ³/т). В связи с этим молярная масса газа по ступеням сепарации технологического комплекса не соответствовала проектным решениям. В целях недопущения снижения уровня добычи нефти в период пуско-наладочных работ (ПНР) недропользователь был вынужден ограничить использование газа 3 и 4 ступеней. По итогам завершения ПНР компрессоров уровень использования попутного газа был увеличен с 40.1 до 99.3 %.

В 2012 г. фактический отбор нефти и жидкости (792.9 и 965.7 тыс.т) ниже проектного (2347.5 и 2932.6 тыс.т) на 66 и 67 % соответственно, что обусловлено следующим:

- фактический фонд добывающих скважин (10 шт.) ниже проектного (13 шт.) на три скважины, которые планировалась на залежь неокомского надъяруса; - фактические дебиты по нефти и жидкости составляют 306 и 373 т/сут, что почти в 2 раза ниже запланированных, равных соответственно 595 и 744 т/сут. Основные причины расхождения фактических и проектных дебитов аналогичны описанным выше.

Результаты изучения причин и источников прорыва газа, как говорилось выше, свидетельствуют о том, что между залежами неокомского надъяруса и волжского яруса существует более тесная гидродинамическая связь через возможные зоны разуплотнения, приуроченные к покрышке между ними. Сначала математическое моделирование, а затем и результаты трассерных исследований, подтвердили это. Так, присутствие трассеров, закачанных с водой в скважину ВП-2 (волжский) и с газом в скважину G-1 (неоком), зафиксировано в продукции добывающих скважин 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104.

39

2.5 Причины и пути минимизации прорыва газа в добыващие скважины

Одна из причин связана с неконтролируемым внедрением углеводородных газов (УВГ) в нефтяную оторочку залежи, что может привести к остановке добычи в скважинах и неполной выработке запасов нефти. Считается, что горизонтальные секции скважин в большинстве случаев проходят по неоднородному по свойствам пласту, что резко повышает вероятность быстрого прорыва газа по неустановленным высокопроницаемым зонам с повышенной трещиноватостью.

На фоне снижения дебитов и добычи нефти фиксируется рост дебита и добычи газа, газового фактора, а также отношения нефтегазовой смеси в продукции скважин в пользу газа. В результате плановые показатели добычи нефти не выдерживаются по фактическим данным. При этом в одной группе скважин отмечаются высокие значения отношения газ-нефть (ГНО), в другой - относительно низкие величины, которые представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Оценка влияния работы добывающих скважин на отношение газ нефть (ГНО) в продукции скважин (продуктивные пласты в неокомских отложениях)

Скважины	Части (блоки) месторождения	Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов, %	Начальный газовый фактор, м3/т	Угол наклона продуктивного пласта, град	ГНО, усл. ед.
113	Центральный	70	115,5	4,1	1565
114	Центральный	54	126,8	5,7	1219
110	Центральный	62	132,7	2,7	962
107	Центральный	56	162,9	2,3	814
104	Центральный	50	119,2	5,2	802
116	Восточный	34	116,7	1,5	323
105	Западный	20	104,2	1,5	234
117	Восточный	6	113,9	2,6	236
109	Западный	25	112,6	2,5	181

40

С вводом в эксплуатацию горизонтальных добывающих скважин наблюдается ускоренное (по сравнению со скоростью природного процесса) внедрение газа в нефтяную оторочку. По имеющимся данным газ поступает в оторочку сверху из разновозрастной газовой шапки, где еще до разработки залежи наблюдалось избыточное пластовое давление. Отсюда на разных участках колебания в уровнях ГНК залежи по данным ГИС и опробования в конкретных разведочных и добывающих скважинах. Неравномерное внедрение газа на различных участках залежи в начале разработки привело к тому, что пластовое давление близко или равно давлению насыщения нефти газом при значительном росте газового фактора. Начальный газовый фактор в среднем около 120 м³/т по всем скважинам, вступающим в разработку, в зависимости от ряда факторов увеличивается - от 180,9 (скв. 109) до 1564,8 м³/т (скв. 113). Таким образом, после начала отборов нефти из залежи наблюдается нарастающий процесс сокращения толщины нефтяной оторочки.

При анализе факторов внедрения газа в оторочку оказалось, что отдельные показатели (литолого-фациальные и петрофизические свойства пласта, нефтенасыщенность, плотность запасов и т. д.) не оказывают заметного или закономерного влияния на ГНО, другие фиксируют общую тенденцию увеличения показателя ГНО (длительность эксплуатации и в меньшей степени накопленную добычу нефти в скважине). На ГНО влияют такие показатели, как высота газовой шапки, ширина залежи, газовый фактор (в динамике), плотность нефти, концентрация УВГ (плотность запасов газа) и некоторые другие.

Из числа перечисленных причин влияния на ГНО ниже рассмотрена зависимость ГНО от угла наклона продуктивного пласта, который указывал на неодинаковую реакцию ГНО на особенности рельефа поверхности коллектора по всей площади месторождения.

В зависимости от угла наклона продуктивного пласта территория месторождения разделилась на три части: западную, центральную и восточную, которые представлены на рисунке 2.5.

41

Рисунок 2.5 - Показатели ГНО по площади месторождения: 1 - скважины, в том числе по которым проводились замеры угла падения продуктивного пласта; 2 - контакты: а - газ нефть, б - нефть-вода; 3 - сбросы и сдвиги; 4 - траектория горизонтальной секции скважины; 5 - границы участков: З - западный, В - восточный, Ц - центральный; 6 - показатели угла наклона пласта (числитель) и значений ГНО (знаменатель); 7 -изолинии равных значений углов падения продуктивного пласта; 8 - максимальные значения углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 9 - минимальные значения углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 10- ЛСП (ледостойкая стационарная платформа); 11 - структурный нос и место поступления УВГ в центральный блок

Эта зависимость становилась более контрастной при рассмотрении ее в динамике эксплуатации скважин: 3, 6, 9 месяцев, рисунок 2.6.

Рисунок 2.6 - Зависимость увеличения ГНО от угла падения вскрытых продуктивных отложений и времени эксплуатации скважины (месторождение им. Ю. Корчагина): группы скважин: по блокам: А+Б - центральный, В - западный и восточный; по углу падения продуктивного пласта, град: А - > 3°, Б - 2...3°, В - < 2°; длительность эксплуатации: I - исходное положение, II - 3 месяц, III -6 месяц, IV -9 месяц

42

В центральной части залежи углы падения пласта 3,0...5,5°, наклон изолиний равных углов падения пласта направлен с юга на север, с резким погружением на северном склоне залежи (более 5°). В среднем по центральному блоку значение ГНО 1061,5 усл. ед. В центральном блоке выделяются две группы скважин: северная (А) со средним значением угла падения пласта 5,5° (ГНО 1010 усл. ед.) и южная (Б) со средним значением угла падения пласта 3° (среднее значение ГНО 1113 усл. ед). В центральном блоке перед вводом в разработку и независимо от угла падения продуктивного пласта ГНО по всей его площади сохраняет самые высокие индивидуальные значения и средние - на севере и юге. Однако после ввода в эксплуатацию с течением времени (особенно заметном после 9 месяцев) северная группа скважин (А) центрального блока с большими углами падения пласта опережает по значениям ГНО южную группу скважин (Б) этого блока с меньшими углами наклона пласта. Но в целом в центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО, в силу максимальной высоты газовой шапки, повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации УВГ (плотности запасов газа) и ряда других причин.

Минимальные значения ГНО (среднее значение 243 усл. ед.) размещаются к западу и востоку от центральной части месторождения, где углы падения продуктивного пласта 2° и менее. Значение ГНО в этих блоках в 4,7 раза меньше значения ГНО в центральной части. Особенно примечателен тот факт, что после ввода в эксплуатацию скважин западного и восточного блоков и после 9 месяцев отборов нефти ГНО в этих частях осталось практически в исходном положении.

Поле с низкими значениями ГНО в западной и восточной частях месторождения (по сравнению с центральной частью) занимает сравнительно небольшую площадь. Но это именно те части, где сосредоточена большая доля запасов нефти оторочки и где на данном этапе разработки месторождения сохраняются минимальные риски повышенного или ураганного внедрения газа в нефтяную часть залежи.

Есть еще одна особенность наклона пласта, на которую следует обратить внимание: при увеличении угла падения наблюдается уменьшение расстояния

43

между ГНК и стволом скважины по латерали. Так, в скв. 110 при увеличении угла падения пласта с 3 (286 м) до 6° (143 м) это расстояние, как видно, уменьшается вдвое на рисунке 2.7. Другими словами, возможность прорыва газа выше там, где круче падение пласта и короче расстояние от скважины к ГВК по простиранию пласта.

Рисунок 2.7 - Зависимость расстояния X (точка пересечения поверхности продуктивного пласта с ГНК и со стволом скважины) от угла наклона пласта (на примере скв. 110)

С целью минимизации внедрения газа в нефтяную оторочку и определения оптимальной траектории новых добывающих скважин рекомендуется наряду с другими методами (например, минимальные депрессии при разработке залежи уже действующим фондом добывающих скважин, УКП устройства нового поколения - ограничители прорыва газа). Основную нагрузку по добыче сосредоточить в нижней половине периферийных западного и восточного участков оторочки, сдерживая тем самым рост ГНО и потери нефти в целом по залежи.

Выводы

1. Природные факторы внедрения газа в нефтяную оторочку месторождения им. Ю. Корчагина приводят к последовательному сокращению ее толщины.

44

2. Из числа рассмотренных причин влияния на ГНО наиболее информативной оказалась зависимость отношения газ-нефть в продукции скважин от угла наклона продуктивного пласта.

3. В центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО (среднее значение 1061,5 усл. ед.), в силу его наиболее высокого гипсометрического положения (по сравнению со смежными блоками), более высоких значений угла падения пласта (от 3 до 6° и более), повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации УВГ (плотности запасов газа) и ряда других причин.

4. Определена площадь распространения участков с низкими значениями ГНО (западный и восточный блоки с углами падения пласта 1,0...2,5° и средним значением ГНО 243 усл. ед.), куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяную оторочку.