^ наука — производству
Р.М. КУРАМШИН,
ОАО «ВНИИнефть»
Г.С. СТЕПАНОВА,
ОАО «ВНИИнефть»
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Запасы нефти в нефтяных оторочках и подгазовых зонах нефтегазовых залежей, как правило, относятся к трудно-извлекаемым. Это объясняется образованием газовых конусов в верхних интервалах перфорации добывающих нефтяных скважин и прорывами газа, с одной стороны, и прорывами воды, подошвенной и закачиваемой, с другой стороны. Еще более усложняется разработка таких залежей в условиях низкопроницаемых коллекторов. К таким залежам относится Восточный блок Оренбургского неф-тегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ).
Нефтегазоносность Восточного блока ОНГКМ связана, в основном, с продуктивными пластами Р-V и Р-1У артинских отложений. Пласт Р-М залегает в верхней части артинского яруса. Он характеризуется сульфатно-карбонатным составом и в наиболее полном виде представлен тремя прослоями ангидритов, заключающих в себе два прослоя карбонатов. В восточном направлении происходит замещение агидритов карбонатами, и в районе их полного замещения пласты объединяются в единый объект Р^. На остальной территории пласты литологически разобщены. Однако наличие макро- и микротрещиноватости в карбонатах нижнего пласта и маломощность ангидритов верхнего не исключают взаимосвязи пластовых систем и перетоков углеводородных флюидов. Общей и надежной покрышкой для них служат сульфатно-галогенные образования кункурского яруса. Поэтому пласты Р-М и Р^ рассматриваются как единый гидродинамический объект с общими значениями ВНК и ГНК. Залежь протягивается в широтном направлении на 35 км, при ширине 17 км и толщине 360 м.
Продуктивный разрез артин-ской залежи сложен карбонатны-
ми породами со сравнительно низкими фильтрационно-емкостными характеристиками. Породы обладают микротрещиноватостью, отмечены вертикальные и субвертикальные направления трещин. Преобладающий тип коллектора трещинно-пористый.
Эффективные нефтенасыщен-ные толщины изменяются от 1,5 до 65,2 м. Эффективные газонасыщенные толщины — от 0,8 до 18,3 м. Среднее значение пористости 11,1%, а проницаемости — 0,5*10-3 мкм2. Нефтенасыщенность — 0,848 д. ед.
Нефть легкая вязкостью в пластовых условиях 0,7 МПа*с, плотностью 0,743 т/м3 , газонасыщенность изменяется в пределах от 120 м3/т до 200м3/т, объемный коэффициент в пределах от 1,28 до 1,42.
С 1994 года проводится опытно-промышленная разработка участка пласта системой горизонтальных и вертикальных скважин. Закачка вытесняющего агента не производится, режим эксплуатации — истощение пластовой энергии.
В таблице 1 приведены основные показатели разработки этого участка за период с 1994 по 2002 годы. Как следует из анализа несомненное преимущество по показателям разработки у горизонтальных скважин. Из таблицы следует, что среднее пластовое давление на добывающих скважинах снизилось с 21,4 МПа до 17,2 МПа. При этом максимальное давление в 2002 году составило 20,7 МПа, а минимальное давление — 13,5 МПа.
С целью определения эффективности использования горизонтальных скважин проводилось исследование корреляционной связи дебитов нефти и жидкости с основными характеристиками горизонтальных и вертикальных скважин. Эти результаты приведены в таблице 2. Для горизонтальных
скважин имеется весьма слабая связь максимального дебита скважин, который характеризует практически начальное давление в месте отбора нефти, со средней проницаемостью коллектора. Снижение давления в пласте ослабляет эту связь, что свидетельствует о смыкании части трещин. Примерно такая же картина наблюдается для вертикальных скважин, с тем отличием, что связь максимального дебита нефти вертикальных скважин более тесная со средней проницаемостью коллектора.
Дебит нефти, как горизонтальных, так и вертикальных скважин, имеет также слабую связь с эффективной мощностью. Наибольший интерес представляет связь среднего дебита горизонтальных скважин с их длиной. Чем длиннее скважина, тем выше её дебит нефти. Угол наклона горизонтальных скважин также практически не сказывается на их дебите. Для вертикальных скважин отмечается слабая связь интервала перфорации с максимальным и средним дебитом нефти.
В работе [1] приведен анализ разработки нефтяной оторочки Федоровского месторождения системой горизонтальных и вертикальных скважин. Представляет интерес провести сопоставление полученных результатов разработки Восточного блока ОНГКМ с результатами, приведенными в этой работе.
Залежь нефти пластов АС4-8 Федоровского месторождения практически по всей площади представляет тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подошвенной водой. Газовая шапка покрывает 83% площади нефтеносности. Средняя высота нефтяной оторочки — 12 м. Средняя газонасыщенная толщина — 9,7 м, неф-тенасыщенная — 5,5, водонасы-щенная — 12,2 м. Песчаный коллектор характеризуется в проти-
воположность ОНГКМ высокой проницаемостью — 0,532 мкм2. Нефть средняя вязкостью 7,5 мПа*с. Залежь разрабатывается системой горизонтальных и вертикальных скважин с поддержанием давления путем закачки воды в вертикальные нагнетательные скважины.
Сопоставление результатов по годовой добыче нефти, приходящейся на одну скважину, по годам разработки из горизонтальных и вертикальных скважин Восточного блока ОНГКМ и пласта АС4-8 Федоровского месторождения представлено на рис 1. Имеется некоторая аналогия по результатам разработки этих залежей, которая заключается в достижении максимальной годовой добычи из горизонтальных скважин с последующим снижением и её стабилизацией. Для вертикальных скважин наблюдается рост годовой добычи в последний период, но для обоих месторождений несомненное преимущество имеют горизонтальные скважины. Аналогичная картина наблюдается по изменению средних дебитов нефти по годам разработки (рис.2).
Снижение годовой добычи и дебитов для Восточного блока ОНГКМ обусловлено разработкой на истощение и снижением пластового давления. Как уже было отмечено выше, это приводит к смыканию трещин. Так как преимущественно в этой залежи имеют место вертикальные трещины, то, естественно, это приводит к снижению дебитов, в первую очередь, горизонтальных скважин. Годовая добыча и дебит вертикальных скважин растут в 2001 и 2002 годах в связи с вводом новых скважин в местах с пластовым давлением, близким к первоначальному. Для пласта АС4-8 Федоровского месторождения такое снижение годовой добычи и дебита обусловлено, в первую очередь, ростом их обводненности в процессе закачки воды в залежь.
На рис.3 приведено изменение обводненности горизонтальных и вертикальных скважин для рассматриваемых месторождений. Обводненность горизонтальных и вертикальных скважин Восточного блока ОНГКМ практически одинакова и не превышает в 2002 г. 18 %, а обводненность горизонтальных скважин пласта АС4-8 Федоровского месторождения возрас — тает с 10 до 70 %, а вертикальных скважин снижается с 80 до 60 %. По-видимому, последним объясняется рост годовой добычи и дебитов нефти вертикальных скважин в 1998 и 1999 годах для пласта АС4-8 Федоровского месторождения
На рис.4 представлена связь среднего дебита нефти с длиной горизонтальной скважины для Восточного блока ОНГКМ и пласта АС4-8 Федоровского месторождения. Она оказалась практически одинаковой для этих залежей и свидетельствует о росте дебитов нефти с увеличением длины горизонтальной скважины.
На рис.5 представлены кривые распределения депрессии горизонтальных и вертикальных скважин Восточного блока ОНГКМ. Средняя депрессия для горизонтальных скважин составляет 6 МПа, а для вертикальных — 8 МПа. Средняя депрессия для горизонтальных сква-
наука — производству ^
Горизонтал ьны в скваж ин ы В осточного блока ОНГКМ
В ертикальны в скваж и н ы В осточного блока ОНГКМ
Горизонтальны е скваж ин ы пластаАС 4-8 Ф едоровского м -ния В ертикальны в скваж и ны пластаАС
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Годы разработки
гочного блока ОНГКМ много блока онгкм
-*-Ге Ф ризонт >доров ГГ. «... : дения
-•-в ртикал сторож [важин ы плас
✓ N
/ \
-.
I АС 4-8 ф едоровского
1994 1995 1996 1997 199« 1999 2000 2001 2002 Годы раараб
Рис.2 изменениодабита нефти по годам разработки
ьв ерти кал ьны в скваж и
ы Восточного блока О Н ГКМ Восточного блока О Н ГКМ
Горизонтальны в скваж ины пласта А С 4-8 Ф едоровского м-ния
В ерти калны в скваж ины пласта А С 4-8Ф едоровского месторождения
2001 2002 Годы разработки
► Средний дебит нефти Восточного блока О Н ГКМ ■ С редни дебит неф ти пласта АС 4-8Ф едоровское и ■
Длина горизонта
0 12 3
5 6 7
9 10 И 12 13
Депрессия,М П а
Рис.1 Годовая добыча нефти, приходящаяся на одну скважину по годам разработки
Рис.2
Изменение дебита нефти по годам разработки
Рис.3.
Обводненность по годам разработки
Рис.4
Зависимость среднего дебита нефти от длины горизонтальных скважин
Рис.5 Кривые
распределения депрессии скважин Восточного блока ОНГКМ
^ наука — производству
Рис.6 Кривые распределения продуктивности скважин Восточного блока ОНГКМ
Рис.7 Изменение среднего дебита скважин, на которых производилось эффективное ГРП в 1996 г., по годам разработки
Рис.8 Способ эксплуатации горизонтальных скважин Восточного блока ОНГКМ по годам разработки
Рис.9 Способ эксплуатации вертикальных скважин Восточного блока ОНГКМ по годам разработки
Рис.10 Зависимость дебита нефти от газожидкостного фактора
♦"Горизо ■"В ертик нтальны в екваж ины
вн ость, т/сут*М П а
-С квЗ,1 горизонтальная ^С кв 95.2 горизонтальная
"«"С кв 155тг горизонта ~С кв 13.1 вертикальн
2001 2002 2003 Годы разработки
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Годы разработки
Ф онтан Газлифт ""Ф он тан+газлифт
1994 1995 1996 1997
1999 2000 2001 2002
Годы разработки
Гаэож ид кости ой ф актор, м5Ут
жин пласта АС4-8 Федоровского мес
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.