ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ

Павлов А.С., Карпов Д.О.

97 просмотров

Павлов А.С., Карпов Д.О.

ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ *

Аннотация:
нефтегазовыми компаниями активно применяется технология бурения горизонтальных скважин с МСГРП. В ходе работы выполнено сравнение показателей разработки по вариантам с различной плотностью сетки при различном размещении горизонтальных скважин с МСГРП относительно распространения трещин ГРП

Ключевые слова:
МСГРП, моделирование, разработка месторождений

УДК 608.2

Павлов А.С.

инженер II категории

ТО «СургутНИПИнефть»

(г. Тюмень, Россия)

Карпов Д.О.

инженер II категории

ТО «СургутНИПИнефть»

(г. Тюмень, Россия)

ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ

Аннотация: нефтегазовыми компаниями активно применяется технология бурения горизонтальных скважин с МСГРП. В ходе работы выполнено сравнение показателей разработки по вариантам с различной плотностью сетки при различном размещении горизонтальных скважин с МСГРП относительно распространения трещин ГРП.

Ключевые слова: МСГРП, моделирование, разработка месторождений.

Нефтегазовыми компаниями проводится большое количество специальных исследований скважин. При помощи пластового микросканера выявлено преобладающее направление развития трещин ГРП – 150º-170º и 330º-350º на месторождениях ПАО Сургутнефтегаз в Западной Сибири [1]. (рис. 1)

Рисунок 1. Результаты исследований по определению азимутов

трещин ГРП ПАО «Сургутнефтегаз»

Преимущественное направление распространения трещин ГРП связывается с наличием в пластах регионального стресса.

Результаты проведенных исследований компании реализуют по-разному. К примеру, ПАО Газпром нефть на Приобском месторождении бурят горизонтальные скважины вдоль стресса (рис. 2). ПАО НК Роснефть на Самотлорском месторождении осуществляет бурение горизонтальных скважины поперек стресса (рис. 3).


Рисунок 2. Бурение горизонтальных скважин с МСГРП вдоль стресса на Приобском месторождении [2]	Рисунок 3. Бурение горизонтальных скважин с МСГРП поперек стрессу на Самотлорском месторождении [3]

Применение технологии МСГРП на сегодняшний день доказало свою эффективность. Дебиты нефти и жидкости в 2-3 раза превышают дебиты ННС.

Исследование проведено на примере пласта ЮС2/1 реального месторождения. Отложения пласта представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, часто обогащенных углистым материалом, имеют сложный литологический состав, изменчивы, не выдержаны по площади и разрезу.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта крайне низкие: проницаемость около 3 мД, расчлененность от 2 до 8 пропластков (в среднем 4), средняя нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м. На дату составления модели фонд скважин составляет 66, из них добывающих – 48, нагнетательных – 18. Реализация фонда составляет 33%.

На данный момент пласт ЮС2/1 эксплуатируется с применением площадной обращенной девятиточечной системы разработки с плотностью сетки 25 га/скв (в дальнейшем вариант 1).

В данной работе рассматриваются варианты применения различных систем разработки для объекта ЮС2/1. Варианты рассчитаны с начала разработки объекта. Фактические показатели эксплуатации использовались только для адаптации гидродинамической модели и определения эксплуатационных характеристик работы скважин, таких как коэффициент продуктивности, скин-фактор и другие.

Вариант 1 предусматривает применение площадной обращенной девятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 метров. (рис. 4)

Рисунок 4. Вариант 1, площадная девятиточечная система разработки.

Вариант 2 предусматривает применение площадной пятиточечной системы разработки с бурением горизонтальных скважин с МСГРП с расстоянием между скважинами 500 метров. (рис. 5)

Рисунок 5. Вариант 2, площадная пятиточечная система разработки.

Варианты 3 и 4 предусматривают применение линейных однорядных систем разработки с бурением горизонтальных скважин с МСГРП с расстоянием между скважинами 500 метров. В варианте 3 скважины направленны вдоль линии стресса, в варианте 4 – поперек. (рис. 6 и 7)

Рисунок 6. Вариант 3, линейная однорядная система разработки

с расположением горизонтальных скважин вдоль линии стресса

Рисунок 7. Вариант 4, линейная однорядная система разработки

с расположением горизонтальных скважин поперек линии стресса

В результате сравнения технико-экономических показателей за 35 лет разработки по удельной добыче нефти на скважину и ЧДД наиболее эффективным является вариант 2 с применением пятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 метров, с применением добывающих горизонтальных скважин с МСГРП и нагнетательных наклонно-направленных скважин.

При этом, наиболее высокий КИН достигается в варианте разработки 3 с применением линейной однорядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м и размещением ГС вдоль стресса (табл. 1).

Таблица 1. Основные технико-экономические показатели разработки

Варианты разработки		9т 500м	5т 500м	Вдоль 500м	Поперек 500м
Добыча нефти с начала разработки	тыс.т	2078	2943	3161	3146
Плотность сетки скважин	га/скв	25	17	13,7	14,2
КИН	доли.ед	0,205	0,291	0,312	0,311
Удельная добыча (доб)	тыс.т/скв	14,2	42	59,6	59,4
Удельная добыча (доб+наг)	тыс.т/скв	10,3	25,2	16,6	17,4
Добывающие	скв	146	70	53	53
Нагнетательные	скв	55	47	138	128
Добывающие+нагнетательные	скв	201	117	191	181
ЧДД	млн.руб	3153	5211	5181	5187

По результатам расчетов для объекта ЮС2/1 рассматриваемого месторождения наибольшей экономической целесообразностью характеризуется применение варианта разработки 2 с реализацией применением площадной пятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

Данный вариант включен в проектный документ 2022 года в качестве рекомендуемого к реализации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

В.Р. Байрамов Опыт разработки ТРИЗ на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» // Конференция Лисовского. – 2021. – с.20
А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров Выбор лучших технологических решений для повышения эффективности применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на Приобском месторождении ПАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – с. 46-48
Д.С. Смирнов, И.В. Савченко Эволюция проектных решений по разработке краевых зон пласта АВ₁^1-2 «Рябчик» Самотлорского месторождения ООО «ТННЦ» // Нефтепромысловое дело. – с. 6-7

Полная версия статьи PDF

Номер журнала Вестник науки №12 (57) том 3

Ссылка для цитирования:

Павлов А.С., Карпов Д.О. ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ // Вестник науки №12 (57) том 3. С. 501 - 507. 2022 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/6815 (дата обращения: 27.04.2024 г.)

Альтернативная ссылка латинскими символами: vestnik-nauki.com/article/6815

Нашли грубую ошибку (плагиат, фальсифицированные данные или иные нарушения научно-издательской этики) ?
- напишите письмо в редакцию журнала: zhurnal@vestnik-nauki.com

* В выпусках журнала могут упоминаться организации (Meta, Facebook, Instagram) в отношении которых судом принято вступившее в законную силу решение о ликвидации или запрете деятельности по основаниям, предусмотренным Федеральным законом от 25 июля 2002 года № 114-ФЗ 'О противодействии экстремистской деятельности' (далее - Федеральный закон 'О противодействии экстремистской деятельности'), или об организации, включенной в опубликованный единый федеральный список организаций, в том числе иностранных и международных организаций, признанных в соответствии с законодательством Российской Федерации террористическими, без указания на то, что соответствующее общественное объединение или иная организация ликвидированы или их деятельность запрещена.