Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов Тюменской свиты на примере Смоляного нефтяного месторождения

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ НА ПРИМЕРЕ СМОЛЯНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кааров Ж.З.

Кааров Жоомарт Зайржанович - инженер, отдел анализа и разработки месторождений УВС, ООО «ГеоЭкоАудит», г. Тюмень

Аннотация: в статье рассматривается формирование эффективного варианта разработки объектов Смоляного нефтяного месторождения, целью которого является обеспечение максимально возможного извлечения нефти из недр на основе применения современной техники и технологии при положительной экономической оценке. Ключевые слова: месторождение, скважина, геологической строение, запасы, пласт, объект, залежь, модель, технологические показатели, нефтеотдача, бурение.

Промышленная нефтеносность Смоляного месторождения установлена в отложениях тюменской свиты, единственной залежью пласта Ю4. В виду отсутствия иных залежей, залежь пласта Ю4, выделена в самостоятельный объект разработки -Ю4 (нефтяной). Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 2016 году. Начальные геологические запасы промышленной категории ЛВ пласта Ю4 составляют 1 707 тыс. т.

Технологические показатели варианта разработки. При формировании варианта разработки преследовалась цель - обеспечение максимально возможного извлечения нефти из недр на основе применения современной техники и технологии при положительной экономической оценке.

Представленный эффективный вариант разработки месторождения сформирована на основании результатов геолого-промыслового анализа разработки, анализа фактической эффективности геолого-технологических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов и моделирования процессов выработки текущих запасов нефти на базе трехмерной гидродинамической модели.

Коэффициенты эксплуатации и использования скважин:

- для добывающих скважин Кэкспл = 0,95, Кисп = 0,95;

- для нагнетательных скважин Кэкспл = 0,95, Кисп = 0,95.

Срок разработки объектов определяется достижением предельной обводненности продукции скважин 98%.

В связи с падающей динамикой добычи нефти и жидкости, при проектировании разработки месторождения в период 2019 - 2021 гг. необходимо учесть переход на сезонный характер эксплуатации добывающих скважин (с коэффициентом эксплуатации добывающих скважин 0,5). Остановка в зимний период позволит не допустить замерзания системы сбора, вызванной невозможностью обслуживания трубопровода пропуском очистных устройств со Смоляного месторождения до Арчинского месторождения (114х8, L=14 км). С 2022 - 2023 гг., после доформирования системы разработки Смоляного месторождения, станет возможен переход на круглогодичную эксплуатацию. В расчете плотности сетки, удельных запасов по объектам участвуют все проектные скважины. На плотность сетки также оказывают влияние длина горизонтального участка горизонтальных скважин, боковых горизонтальных стволов, количество проводимых ГРП.

Принципы формирования расчетного варианта разработки. Рекомендуемый вариант разработан с целью увеличения охвата разработкой, предполагает применение добывающих скважин с длиной горизонтального участка ствола 650 м. Также оптимизировано расположение скважин согласно зонам локализации остаточных извлекаемых запасов нефти.

Общий фонд скважин - 12, в т. ч. 6 добывающих (из них 5 ГС), 3 нагнетательных, 2 водозаборные, 1 ликвидированная. Фонд скважин для бурения - 8, в т. ч. 3 добывающих (из них 3 ГС), 3 нагнетательных, 2 водозаборные. Программа ГТМ содержит проведение многостадийного гидроразрыва пласта в проектной скважине № 3, находящейся в чисто-нефтяной зоне, 11 ОПЗ, 6 ПОТ, 16 скв.-опер. по оптимизации насосного оборудования, 14 РИР, 3 реперфорации.

Схема размещения проектных скважин представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Схема размещения проектного фонда. Объект Ю4

Технологические показатели разработки. В настоящем подразделе представлены результаты расчетов технологических показателей по варианту разработки. Расчеты проводились с использованием программного комплекса «tNavigator» компании RFD до достижения предельного уровня обводненности продукции - 98%, а также до момента снижения дебита нефти до минимально рентабельного значения - 1,0 т/сут., что являлось условием отключения скважин в гидродинамических моделях.

Расчетный период: 2018 - 2075 гг.

(58 лет);

Накопленная добыча нефти - 529 тыс. т.;

Накопленная добыча жидкости - 4033.4 тыс. т.;

Накопленная закачка воды - 4067.9 тыс. м3;

Накопленная добыча растворенного газа - 24 млн. м3;

КИН на конец разработки (2075 год) - 0.310 д. ед.

Отбор нефти на одну пробуренную скважину - 52.9 тыс. т;

>s <u it it z

о ©

COOrM'ilOCOOrM'ilOCOOr iHcMrMtNcMrMmmmmm^^r^r^r^rm ooooooooooooooooo

ГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМГМ

Рис. 2. Динамика основных технологических показателей разработки. Объект Ю4. Вариант 2

Список литературы

1. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: учебное пособие / С.И. Грачев, А.С. Самойлов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 144 с.

2. Дергунов И.А. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке сложно построенных месторождений // Нефть и газ Западной Сибири. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. С. 189-192.

3. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов / Р.М. Батлер. Ижевск. Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2015. 536 с.