Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое обоснование технологии разработки газонефтяных месторождений Сургутского района

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическое обоснование технологии разработки газонефтяных месторождений Сургутского района"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИнефть) имени академика А.П.Крылова

С Л

I

На правах рукописи УДК 550.8.072.552.98

МЕДВЕДЕВ НИКОЛАЙ ЯКОВЛЕВИЧ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ГА30НЕ£ТЯНЫХ МЕСТОРСНДЕКИЕ СУРГУТСКОГО РАЙОНА

Специальность 04.00.17 -

"Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых местсро&дений"

. Автореферат

диссертации на соискание ученой степени . кандидата геслсго-минералогических наук

Москва 1994

Работа вкпслнэна в АООТ "Сургутнефтегаз".

Научный руководитель

Официальные сгшсненгы

- академик АГК, доктор геслого-минералсгических наук йурссв А.Я.

- академик АГН, доктор геслогс-минералсгических наук, профессор Аксенов A.A.

- кандидат технических наук Исайчев Б.В. -

Ведущее предприятие

- АООТ "Ноябрьскнефтегаз"

Завита диссертации состоится "¿-О" СЛ<МТЛ}М 1554г. в

¿0

1ÜL

час. на заседании опециализирсвакногс Совета Д.104.02.01 ВАК России при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВКИИнефть) им.академика А.П.Крылова по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, 10 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ЗНИИнефть.

Автореферат разослан " " _ I9S4r.

Ученый секретарь специализированного .Совета кандидат геслсго-минерало-гических наук

М.М.Максимов

__ о «-' —

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В Западной Сибири в пределах Сургутского свода 48% текущих извлекаемых запасов нефти сосредоточено в газонефтяных залежах (ГНЗ). Добыча нефти из них составляет 25% от всей добычи по району.

Основные запасы приурочены к двум крупнейшим месторождениям: Федоровскому и Лянтсрскому, залежи которых характеризуются сложным геологическим строением продуктивней части разреза, резкой литолегофаииальной изменчивастьи коллекторов, незначительной толщиной'нефтяной части ГНЗ (4-9 м) и обширными педгазе-■ выми зонами и повсеместной подошвенной водей. В сочетании с высокой расчлененностью пластов эти факторы создают серьезные трудности в разработке ГНЗ. Эксплуатация таких залежей сопровождается высокой обводненностью продукции на ранней стадии разработки, неизбежностью добычи больших объемов газа, перемещением нефти и закачиваемой воды в газонасыщенную часть залежи и как следствие - низкими коэффициентами нефгеизвлечения.

Вместе с тем практика разработки показала существенную зависимость выработки запасов от конкретных особенностей геологии отдельных зон ГНЗ. Высокая разбуренность основных залежей создает предпосылки для выявления закономерностей влияния геологии на разработку, создания методов детального геологического моделирования, изучения структуры запасов и совершенствования на этей основе технологий разработки.

Рель работы состояла в создании и апробации методики детального изучения и выявления структуры запасов ГНЗ, позволяющей подобрать адаптированные к ней- системы разработки.

Основными задачами ксоледсзаний лзлялпсь:

1. Обобщение обширной практики изучения продуктивных плас-тез группы АС с целью выявления осноекых закономерностей их от; ения, предопределяющих иераанс:.",ернссп, выработки запасов.

2. Разработка изте^ака детальней гееиегразацаи и заявлен;« структуры запасов ГНЗ.

3. Оценка влияния структуры запасов ГНЗ на состояние их разработки.

4. Выработка предлоиений по повышенна эффективности разработки зон ГНЗ с разной структурой запасов.

Методы оешэния поставленных задач. Поставленные задачи реп лись на основе обобщения накопленных геслего-прсмыслсзых данньо методами лалесгеолсгкческих исследований, детальной корреляции гесмэтризацпи залеаей с использование;.; некоторых статистических приемов разбиения совокупностей и типизации разрезоэ скваиин.

Научная новизна работы- заключается в следующем:

1. Выявлена и генетически обоснована макроструктура сснсак продуктивных пластов группы АС, заключающаяся в субашрстнсм про стирания зон коллекторов с разными фильтрационными свойствами к расчлененностью.

2. Впервые для месторождений Сургутского райсна дана количественная сценка масштабов переходной зоны от газезей валки к нефтяной части ГНЗ с пониненней нефтеназьтеннсстью.

2. Исследовано соотношение характеристик разрезов скважин, определяю«их "технологическое" качество запасов нефти. Выявлено преобладающее злияние фактора контактности запасов нефти о газе и зодей на эффективность пх выработки.

4. Впервые для крупнейших ГНЗ получена количественная хара теристика детальней структуры запасов нефти по их "техколсгпчес

5. Лля ne.K7.yzzm: пс качеству, не существенных л: -гелнчгстзу запасов (Ш, 1У тиль; разрезов) не основе численного моделирования получены оценки негативных сторон процесса нефтеизвлечения традиционными технологиями, в том числе масштабов смещения нефтяной отсрочки б газовую шапку.

6. Предложены альтернативные технологии, предупрегдающие ■ смешение больших объемов нефти в газовую папку и создающие более благоприятные условия притока нефти к забоям дсбывшзших скванин.

Практическая ценность и реализация работы определяется следующим:

1. Полученные результаты анализа макроструктуры продуктивных пластов в виде карт различных характеристик коллекторов используются институтом СибКЖНП при пересчетах запасов и составлении проектов деразработки ыестсрскдений Сургутского района.

2. Летальные геологические модели ГКЗ со структурой запасов испсльзуктся институтом СургутНИГКнэфть в качестве основы оптимизации системы разработки при освоении объекта £едсровскс-гс местсроЕдения к НГЛУ "Дянторкефть" для совершенствования системы и организации контроля за разработкой Лянтсрсксгс месторождения.

3. Зависимость текущей нефтеотдачи от структуры запасов (дели технологичных запасов) позволяет прогнозировать степень зыра-бегки запасов и сстаточнук их часть по картам типов разрезов.

4. Согласованные со структурой запасов технологические предложения обеспечивает повышение нефтеотдачи из разных зек залекей, сокращение объемов кепрсиззедительных отборов газа и попутно добываемой веды. Они используются в составляемых институтами проектных документах и ь планах мероприятий НГДУ "Лянтсрнефть" и "5едсрс-

Основные положения работы докладывались к обсуждались на цеигральной кокисскк по разработке нефтяных месторождений Российской Федерации, отраслевых конференциях к соведаниях по геологии к разработке нефтяных и газонефтяных месторовдений, на васе-. даниях ГКЗ Рй, геслого-техиических советах и совещаниях объединения и ученых Советах институтов.

Публикации. Ее теме выполненных исследований опубликовано 12 ; печатных работ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа обеим объемом 252 страницы ссдернит 62 рисунка, 50 таблиц, 140 стр. машинописного текста, библисгра-. фия 101 наименование.

Работа состоит из введения, четырех глав к выводов.

Автор благодарит за помощь в написании диссертационной работы к.г.-и.к. Е.А.Киченко (ВНИИ), к.г.-к.к. Б.К.Ксрчеиккна, к.г.-и.к. Е.П.Санина (СибШНШ, к.т.н. В.Я.Чернове, к.т.н. Е.Е. Чернову, к.г.-ы.н. Н.К.Глебочеву, сотрудников тематической партии АО "Сургутнефтегаз" и выракает искреннюю признательность научному руководителю, доктору геслсго-кинерадсгических наук А.Я.2урссву .(ВНИИ).

Содервание работы

В первой главе рассмотрены основные геологические особенное« крупных газонефтяных залекей Сургутского района, определяющие услс вия их разработки. Эти особенности отмечаются е работах К.И.Нестерова, В.К.Шпилы/ана, Н.А.Пиха, И.Я.РудкеЕИча, Л.С.Озерансксй, Н.6.Чистяковой, С.И.Шадигина и других. Существенным отличием пробе денных нами исследований от сведений ранее представленных в фендо-

- 7 -

' вых и литературных работах является:

1. Более полная информация, учитывающая лабораторные исследования, выполненные в период разработки.

2. Дифференциация данных по отдельным площадям, залежам, зонам насыщенности по месторовдэниям, а в региональном плана по кавдому пласту.

3. Оценка достоверности параметров по подсчетным объектам (достаточность и представительность анализов, отбраковка аномаль-' ных значений).

4. Более детальный анализ условий формирования отложений для;

; изучения закономерностей изменения коллекторских свойств иьчаст-

' ности проницаемости по керновым данным.

Проведенный наш анализ геологического, в том числе керново-го, материала и палеогеографические реконструкции свидетельствуют о том, что пласты группы АС - это в основном аллювиальные образования. Они сформировались при активном проявлении-речных систем и слагаются русловыми и пойменными образованиями. При этом формирование пластов сопровождалось кратковременными трансгрессиями моря с запада на восток, в результате чего откладывались глинистые пачки морского генезиса. На востоке (до Быстринского место-роздзния) они распространены над пластом АСд, в центральной части района - над пластами

Анализ ФЕС пойменных и русловых отложений показывает, что в

о

первых проницаемость обычно меньше (чаще менее 100x10 мкм ), а

в стрежневых частях (сравнительно узкие полосы коллекторов) более

2

высокая - чаще более 500x10 мкм . Преобладает субширотный характер распространения стрежневых коллекторов.

В главе детально рассматриваются особенности изменения ФЕС ка-вдого пласта в региональном плане и в частности в пределах Лянтор-

- 6 -

ского и Федоровского месторождений.

Выявленная по керноЕым данным зональность ФЕС на крупных месгороздениях при привлечении данных ГИС обычно усложняется и становится мозаичной из-за более высоких погрешностей оценки проницаемости. Поэтому при дальнейшей работе по геологическому моделированию с учетом всего геолого-геофизического материала указанные закономерности использовались как базовые и учитывались при дэтальноП геометризации структуры залежи.

В этой же главе дано схематическое группирование ГШ Сургуз ского района по классификации З.Н.Самарцээа. Подчеркнуто, что предусматриваемая этой классификацией зональность ГШ хорошо проявляется на уровне отдельных пластов. При рассмотрении же их в целом Скак объектов разработки) они приобретают специфические черты, а именно резкое преобладание ГВНЗ над другими зонами, что и определяет основные проблемы их разработки. Учитывая эту особенность ГШ Сургутского района, сделан вывод о необходимости разработки дополнительной локальной классификации участка залежей с учетом не только структурно-морфологических признаков, но и геологической неоднородности объектов.

Проведенный анализ неоднородности коллекторов ГНЗ показал, что зональность неоднородности имеет ориентировку, сходную с зональностью ФЕС.

В заключение главы приведены результаты оценки закономерности расцределения нефтенасыщенности ГШ. В этой проблеме остаются слабо изученными закономерности распределения нефте-газонасыщенности в переходной зоне от газа к нефти. Обычно наличие такой зоны или не признается, или допускается в пределах 0,5-1,0 м. На основе обобщения данных расчетной методики

Г.С.Степановой (ЗШИ) к экспериментальных исследований на искусственной мсдгли нами для условий Дянторского месторождения получены оценки толщины переходной зоны с нефтяной части ГНЗ (до 3,0 м от ГНК) с определенной долей газонасыщенности.

Во второй глазе рассмотрена методика и результаты геологического моделирования структуры запасов ГНЗ. В основу структурирования полажена 4-х типовая схема дифференциации разрезов скважин. Перзый тип - нефтенасьщэнные породы не контактируют ни с газом, ни с водой ¡Второй тип аналогичен разрезам в нефтяных скважина расположенных з водонефтяной зоне.Третий тип - антиго; зторого .Здесь наблюдается влияние только газовой шапки. Чет верп тип - наиболее сложный,нефтяная оторочка контактирует с газом и водой. 3 каедом типе выделены дза подтипа по отсутствию или присутствию в разрезе плотных разделов,что предопределяет возможность выделения, в нем неконтактных запасов.Таким образом достигается цель структурирования - разбиение ГНЗ на более однородные элементы с запасами определенного качества.

Поскольку геологическая модель залежи используется обычнс для разных целей проектирования и анализа разработки,она кроме основного базового сзойсгва (типа разреза) долета отражать и другие частные признаки объекта. Поэтому полная процедура геологического моделирования ГНЗ включает доставление карт нефтенась ¡ценных толщин з целом по объекту и контактных газонасыщенных тс цин,-карты типов нэфтенасыиенных разрезов контактных толщин с газом,зодой;карты неконтактных нефтенасыщенных тол!дан;карты прс ницаемости нефгзнасыщзнных пород;карты водонаськчэнных толщин, контактирующих с нзфгью;карты распространения наиболее технологичных запасов нефти¡построение блок-диаграмм наиболее сложных участков залежи.Проанализировано влияние плотности сеток скваж

на надежность характеристик модели: песчанистости, расчлен-гн-ности, степени контактности. Установлено, что наиболее устойчивы модели структурного плана при расстояниях мевду скважинами не ниже 120 и, а для не фгенасыщенной толщины, типоб разрезов более надежна эксплуатационная сетка 400-800 и.

Устойчивость модели достигается быстрее, если при ее построении используются общие закономерности строения продуктивных пластов, о которых говорилось в главе I.

Более детальный анализ факторов, определяющих технологическую значимость запасов помимо типа разреза, был выполнен с использованием модифицированного для ГНЗ комплексного показателя неоднородности М.А.Токарева (Бн.к.). •

При анализе Бн.к. с состоянием разработки было выявлено, что из учитываемых им факторов: неоднородности, вариации неоднородности и степени контактности запасов последний проявляет себя наиболее сильно.

Таким образом, во всех типах основным показателем качества запасов ГНЗ является степень контактности перенасыщенных толщин с газом и водой.

Практическую реализацию этот вывод полущл в обосновании "технологичных" запасов, включавщих запасы с I типом разрезов и неконтактные запасы из разрезов других типов при определенных ограничениях, не отягощадщих условия эксплуатации скважин.

- II -

lb указанной методике произведено моделирование 2-х участков на Федоровском и 7 участков на Лянтсрском месторождениях с выявлением структуры запасов. В структурном и лигологическом отношении участки охватывают различные зоны ГНЗ и являются достаточно представительными.

Технологичные запасы на разных участках составляют от 30 до

На всех участках эти зоны четко откартированы и локализованы. Ъ большей части они сформированы в достаточно компактные зоны, сто обеспечивает применение на этих запасах адаптированных к их теологическим условиям технологий.

Общий вывод из анализа структуры запасов таков: для крупных гестороздений нет оснований говорить о типовой структуре запасов, i напротив, усилия геологов должны быть направлены на выявление ,остаточво различающихся локальных структур с объяснением их ге-етических особенностей. При этом первым аагом'должен стать полный нализ структуры запасов разбуренных частей крупных нефтегазовых алежей. Полученный опыт позволит уточнить критерии прогнозирована структуры запасов на слабо разбуренных объектах.

В третьей главе представлен анализ разработки участков Лян-зрского и Федоровского месторождений с учетом структуры их запа-

)В.

На Лянторском месторождении пробурено уже более 80% проект-iro фонда скважин. На 01.01.94 отобрано 92,2 млн.тонн нефти или 1,4% от извлекаемых запасов. Текущая обвбдненносгь 80,7%, с об-даенностью более 90^ работает 785 сквакин. Газовый фактор за '93 год составил 689 м3/т по нефти, 133 м3/т по жидкости.

Отобрано газа 63,7 млрд.м3, з т.п. из газовой лапки 57,6 рд.м3.

Основной проблемой эксплуатации екзн^нн является интенсивное

обводнение продукции и значительные отборы газа из газовой шапк: (прорывной газ).

Результаты исследования скважин с обводненностью более 90% позволили установить ряд причин обводнения:

- конусообразование в коллекторах П и 1У типов разреза (без разделов на уровне 2Ж)-40,5% исследованных скважин;

- прорыв закачиваемой воды по продуктивным пропласткаи 26,3%;

- прорыв воды за счет негерметичности цементного кольца 27,8$;

- вскрыты перфорацией заведомо недонасыщенные пласты 5,-Й.

Загазованных скважин с начала эксплуатации отмечено 2479.

Причинами загазованности являются:

- образование газовых конусов в 66% (как правило в разрезах Ш и 1У типов);

- непреднамеренное вскрытие перфорацией газонасыщенных про-пластков - 12$;

- нарушение герметичности цементного кольца'за э/ко лонной

; 20%;

- разгазирование продукции в отдельных скважинах 2%.

Приведенные данные указывают на то, что причиной высокой обводненности и загазованности продукции в первую очередь являются геологические условия, которые неблагоприятны для эффективной выработки запасов.

Для оцределения степени влияния структуры запасов на их выработку и оценку величины коэффициента нефтеизвлечения нами проведен анализ разработки пяти участков месторождения с различным геологическим строением.

На всех участках минимальной нефтеотдаче"; характеризуются

зоны с 1У типом разрзза (без плотных разделов на уровне ВПК и ГНК).

Получена характерная зависимость мезду текущей нефтеотдачей участков с различной структурой запасов и долей в ней технологичных запасов.

Если технологичных запасов более 50-55%, то темп прироста нефтеотдачи значительно возрастает.

На участках с более благоприятной геологической характеристикой нарастание обводненности происходит с меньшим темпом.

Проведенный анализ состояния разработки на участках с разной структурой запасов позволяет сделать следующие выводы:

1. В условиях применяемой системы разработки степень выработки запасов в примерно одинаковые временные промежутки определяется структурой геологической модели, причем не только соотношением долей запасов, приуроченных к разным типам геологических разрезов, но в большей степени долей так называемых -"технологичных" запасов. С этим показателем текущая нефтеотдача и црогнозная на сопоставимый уровень объема прокачанной жидкости коррелируется почти один

к одному.

2. Общий уровень текучей, а также прогнозной нефтеотдачи для участков с неблагоприятной структурой запасов низок. На лучшем по

¡структуре 'запасов участке ДНС-4 прогнозная нефтеотдача ожидается '3&/о. Эго определяется не только значительным содержанием нефти в ■ разрезах первого типа (33$), но в большей степени наличием высокой доли технологичных запасов (79,6^).

3. Отмечается сравнительно низкая разница в степени выработки запасов по типам разрезов. В среднем превышение текущей нефтеотдачи в зоне разрезов I типа над нефтеотдачей в зоне 1У типа составляет 1,75.

Учитывая данные проведенного анализа, следует признать, что базовая система разработки Лянторского месторождения недостаточно адаптирована к геологическим условиям и требует внесения сушест-• венных корректив.

На опытном участи Федоровского месторождения применены четыре разных системы разработки, благодаря чему имеется возмотсность Сопоставления доли структуры запасов и систем их выработки.

На одном блоке участка реализована блочно-квадратная схема 'размещения скважин, на втором блоке предусмотрена .двухрядная сис-'тема, третий блок разбурен по площадной девятиточечной системе •расположения скважин и четвертый блок - по:.о дно рядной системе. ) В 1У блоке отмечается лучшая по геологическим условиям структура пласта, технологичные запасы составляют 83%, из них почти |половина представлена разрезами I типа.

На втором месте по качеству запасов находится 2 блок с двухрядным размещением скважин. "... ■

Блоки I и Ш с блочно-квадратной и площадной 9-ти точечной 'системами характеризуются примерно одинаковой и неблагоприятной структурой запасов. Доля технологичных запасов в них около полови-;ны.

Лидером по показателям разработки является 1У блок с одноряд-'ной_системой. Здесь нефтеотдача достигла 0,121 при обводненности

: 85Я."

Худшими показателями характеризуется Ш блок (нефтеотдач?, 0,088 при обводненности 94?»).

Для учета влияния на эффективность разработки геологической составляющей была введена дополнительная характеристика - отношение текущей нефтеотдачи к доле технологичных запасов нефти.

По этому показатели лучшим оказался блок П (0,922) на втором месте блок Ш (0,18). В обоих, блоках минимальная доля технологичных запасов (около половины). Однако геологические и технологические условия послужили интенсивной выработке технологичных запасов.

Таким образом, анализ состояния разработки опытного участка позволяет сделать некоторые обобщения и выводы:

1. В сложных геологических условиях данной залежи модно получить высокие темпы добычи нефти, которые, однако, сопровождаются высокой обводненностью на ранней стадии эксплуатации, отбором больших объемов газа и нарушением начального состояния нефтяной оторочки.

2. Технологическая эффективность разработки.зависит не столько от потенциальной интенсивности системы, сколько от структуры

■ охватываемой ею запасов.

На запасах технологичных (неконтактных и слабоконтактных) возможно применение достаточно интенсивных систем. Предпочтительными следует считать такие, при которых запасы будут удерживаться^ и стягиваться под глинистые экраны, а именно системы замкнутые по зонам с рядным расположением скважин.

3. Для эффективной разработки контактных запасоз достаточно

' апробированных систем разработки пока не найдено. Судя по высокой подвижности нефти в зонах с таким! запасами, предпочтительны системы и технологии с минимальными депрессиями и репрессиями, что

; .может быть обеспечено, например, горизонтальными ^кзажмами.

....... . - 16 -

4. Учитывая реальные условия, когда структура запасов залежи

изучена в транзитных скватанах, представляется необходимой следующая схема ее подготовки к промышленному освоению:

- осуществляется площадное изучение структуры запасов с выделением крупных блоков технологичных запасов;

- для участков освоения ближайшего времени разрабатываются детальные, в том числе объёмно-пространственные геологические модели;

- на этих моделях проводятся технологические оценки разных систем систем разработки для.:каждого типа строения отдельно;

- в зонах развития • лшехнологичных (контактных) запасов выбираются первоочередные участки для апробации щадящих технологий отбора нефти, обеспечивающих приемлемые темпы разработки и нефтеотдачу.

В четвертой главе рассмотрены некоторые вопросы обоснования систем разработки газонефтяных залежей. Из анализа структуры запа сов следует , что доля контактных запасов нефти на крупных ГНЗ является преобладающей. Поэтому эффективность их'разработки будет связана с возможностью извлечения нефти из продуктивных пластов Ш и 1У типов. Особенности этого процесса были изучены с использованием трехмерной модели ИПНГ РАН. В результате можно сделать еле .дующие выводы. На участках с запасами Ш и особенно 1У типа приме-. няемая система разработки существенно трансформирует нефтяную часть залежи. По разным вариантам расчетов доля смещенной нефти может составлять 30-40?» от запасов. Отбор газа из газовой шапки значительно превышает темпы отбора нефти, темпы обводненности доходят до 12% в год, на 7-ом году она достигает 52% при текущем КИН разном Основная задача улучшения ситуации видится в умень шении степени нерегулируемой фильтрации нефти в газовую шапку.

- 17 -

С этой целью проведены расчеты по изучению влияния длины и положения интерзала перфорации ГНЗ в добывающих и нагнетательных сква:кинах. При этом установлено следующее.

1. Наименее интенсивный отбор газа в добывающих нефтяных скважинах ожидается при интервалах перфорации, составляющих 20-25% этажа нефтеносности и при максимальном его удалении от ГНК. При таком вскрытии отбор газа снижается в 3,5 раза по сравнению с друга:® вариантами. .

2. С другой стороны наиболее высокие темпы отбора нефти в начальный период разработки достигается когда нефтенасыщенный ' этаж вскрывается перфорацией на 50« при таком же удалении интервала от ГНК. При этом существенно увеличиваются отборы газа и попутной воды, поэтому этот вариант вскрытия следует применять в сочетании с другими технологиями, уменьшающими эти отрицательные эффекты.

3. В нагнетательных скважинах расположение интервала нагнетания в пределах нефтенасыщенной толщины вызывает смещение в газовую шапку до ЗОЙ запасов нефти. Наименьший уровень трансформации нефтяной оторочки достигается когда интервал нагнетания располагается в-зоне ГШ .'и захватывает как газонасыщенные, так и нефтенасы-щенные толщины.

На основании этих исследований и практики разработки запасов в Ш и 1У типах разрезов была предложена технология разработки с предварительным заводнением газ о насыщенно го' пласта в окрестности • добывающих схважин. Она характеризуется следующими элементами:

1. Размещением интервала перфорации в нагнетательных скважинах в пределах газонасыщенной и примыкающей к ней нефтенасыщенной части пласта.

2. Предварительным заводнением газонасыщекной части пласта .з окрестности добызшз'згг скза-кин большем объемами зада, а затем

закачкой ЗУС с посдедуа-дей изоляцией перфорированного интервала.

3. Расположением интервала перфорации в добывающих скважинах (длиной 3 м) в нефтенасыщенной части пласта с равным удалением от ВПК И- ГНК.

Предлагаемая технология оценена расчетами. Показатели ее по сравнению с базовой значительно превосходят по суммарному отбору нефти (почти вдвое), объем смещаемой нефти значительно ниже,.добыча нефти на одну сквагошу за 15 лет составляет 51 тыс.т вместо 24,6 тыс.т. Апробирование эффективности этой технологии проведено на Лянторском (10 добывающих скважин) и Федоровском (6 добывающих скватагн) местокгхдениях. На всех скзааднах получена высокая эффективность, произошло снижение буферного давления (с 10,0-11,5 МПа до 2,0-1,1 Ша), резко уменьшился отбор "прорывного" газа, увеличился дебит нефти. Наличие указанных Еьше детальных геологических моделей ГКЗ позволяет вьзделить зоны контактных запасов нефти, над которыми в газовой шапке имеются достаточно мощные (более 2 м) и распространенные по площади глинистые разделы, а запасы газа, контактирующие с нефтью, сравнительно невелики. Для таких зон предложена технология разработки с регулируемым смещением нефтяной оторочки, осуществляемая следующим образом:

1. Вьвделяются контактные зоны Ш и 1У типов строения разреза.

2. В нагнетательных скваяинах газонасыщенная часть дол;кна быть вскрыта до первого достаточно мощного (не менее 2 м) глинистого раздела, в нефтенасыщенной части вскрывается 2/3 ее толщины.

3. В добывающих скважинах перфорацией необходимо вскрыть полную нефгенасыщэнную толщину и газонасыщеннуи от ГНК до плотного раздела.

Анализ результатов расчетов показал значительную эффективность такой технологии. За первые 16 лет коэффициент не<ртеиэвле--чения состазляет 20% против 10% традиционной технолог.:::.

Кроме указанны;: технологий в это?; главе рассмотрены некоторые вопросы обоснования и совершенствования скстеи разработки газонефтяных залетай на примере Федоровского к Лянторского мэстс рождений.

Для крупной ГНЗ Федоровского месторождения (АС4_д) характер ■¡о наличие обширны?: контактных зон (до 602 запасов). На карте газонасыщенных толщин были выделены зоны отсутствия контактного газа, зоны контактных газонасыщенных толщин от 0 до 4 м и зоны зысоких контактных газонасыщенных толщин.

В первых двух зонах возможно применение уже-описанных техн югий; в третьей зоне с контактными газонасыщенными толщинами б лее 4 м после отделения их барьером нагнетательных скважин осу-цествляются опытно-промышленные испытания новых технологических решений и технических средств, например, бурение горизонтальных скважин (пробурено 4 скважины), позволяющих с минимальными депр сиями обеспечивать -удовлетворительный отбор нефти.

На Лянторском месторождении в целях локализации контактных запасов производится трансформация 9-ти точечной площадной сис! мы. На границе контактных и неконтактных зон организуется барьЕ ное заводнение. Сформировано II рядов из 53 нагнетательных сква жин. В контактных зонах загазованные скважины остановлены, пуск их в эксплуатацию производится после полного формирования ячее: и освоения системы воздействия.

Для выработки запасов нефти из "нефтяных.. валоЕ" дополните: перфорированы ранее газонасыщэнные интервалы в 322 добывающих скважинах. В большей части скважин получены нефть или нефть с : дой.

- 20 -

Основные выгоды ас результата:.: работы

1. В процессе обоб'дзння большого объема керновых данных (более 14 тысяч образцов кг 548 скважин 19 месторождений) получено более детальное представление об условиях формирования продуктивных пластов группы АС. Выявлено преимущественное влияние.палэо-речных систем на распределение коллекторов и покрышек. Смены фаций имеют в основном субширотное или северо-западное простирание. С этими направлениями совпадает и изменчивость показателей неоднородности (пэсчанистости и расчлененности).

2. Обобщение литературных, экспериментальных данных и теоретических разработок позволили выдвинуть предположение о наличии переходной зоны в интервале ГНК, которая в условиях Лянторсяого месторождения может достигать 3 м. Газонасыщенность в ней изменяется от 0,3 у ГНК до 0,05 в нижней части ПЗ. Указанные оценки га-эонасыщенности ПЗ необходимо учитывать при подсчете балансовых за пасов и в технологиях разработки.

3. Разработана методика геологического моделирования, базиру ющаяся на типизации разрезов скважин. На этой основе изучена CTjy ктура запасов ГНЗ Лянторского и Федоровского месторождений. Обосновано понятие "технологичных" запасов, учитывающих сумму запасоЕ I типа и наиболее благоприятных для разработки неконтактных запасов в составе n,iii и 1У типов разрезов.

4. Установлена связь зыработки запасов со структурой геолог? ческой модели, особенно с долей "технологичных" запасов.

Показано, что общий уровень текущей нефтеотдачи для участко! i с неблагоприятной структурой запасов низок, не превышает 12%. Вместе с тем на лучшей по структуре запасов (Ю% технологичных) участке (ДНС-4 Лянторского месторождения), прогнозная нефтеотдач; ожидается около 3SS.

- 21 -

5. Установлено, что в зонах распространения Ш и 1У типов строения с минимальным количеством технологичных запасов (развитие монолитоз) имеют место отрицательные процессы разработки. Происходит смещение нефти из нефтяного слоя в газовую шапку с определенными потерями нефти. Оценены масштабы движения нефти из оторочки

и возможные КНО при существующих системах разработки.

6. Показано, что в зонах преимущественного распространения •технологичных запасов можно обеспечить удовлетворительные темпы разработки и нефтеотдачу. Для этого необходимо: переформировать площадные системы разработки в рядные и блочные, адаптированные к, конкретным геологическим условиям, и провести в широком масштабе .мероприятия по регулированию разработки с применением физико-хими-|ческих методов.

7. Для зон развития нетехнологичных запасов обосновано применение систем и технологий разработки, понижающих масштабы смещения

нефтяной оторочки в газовую шапку; разделение технологичных и не-технологичньгх зон барьером нагнетательных скважин; бурение горизонтальных скважин в зоне отбора; регулирование режимов эксплуатации скважин; испытание технологий с предварительным заводнением газонасыщенного пласта в окрестности добывающих скважин; испытание .технологии разработки с регулируемым смещением нефтяной оторочки; ¡своевременное вовлечение в выработку нефтяных валов.

8. Предложенные приемы геологического обоснования нашли применение при анализе и совершенствовании разработки Лянторского,

< •

Федоровского и других месторождений. Технологическая схема разработки пласта АС4_д Федоровского месторождения составлена с использованием методики, предложенной в работе.

Для различных типов строения разрезов обоснованы интервалы вторичного зскрытия пластов э добывающих и нагнетательных скзажи-• -Нах..

- 22 -

Выделенные контактные зоны на Лянторском месторождении лока лизованы II барьерными рядами нагнетательных скважин; на двух участках проводится трансформация площадной системы в трехрядную Эффективность от барьерного заводнения составила 159 тыс. тонн нефти за 1993 год.

В подгазовых зонах пробурено 5 скважин с горизонтальным хвостовиком. Накопленная добыча нефти за б ме'сяцев достигла 12 тыс.тонн на одну скважину.

На Лянторском месторождении для выработки нефггяных валов вскрытие ранее газонасыщенных интервалов произведено в 392 скважинах, эффективность составила 384,8 тыс.тонн.

Для предотвращения загазованности продукции в 16 добывающих скважинах созданы экраны в контактной гадонасыщенной части пласта методом закачки больших объемов воды (до 4000 м3) и гелеобра-зующих составов (110-150 м3). Эффективность составила 44 тыс.т . нефти.

Основные защищаемые положения диссертации

1. Методика геологического моделирования ГШ с детальной ге о метризацией и выявлением структуры запасов.

2. Результаты изучения структуры запасов ГНЗ с обоснованием выделения "технологичных" запасов, определяющих уровни текущей нефтеотдачи.

3. Результаты обоснования и внедрения предложений по совершенствованию систем разработки "технологичных" запасов.

i. Комплекс мероприятий по вовлечению в разработку "нетехно-логичньгх" (контактных) запасов с приемлемыми технологическими показателями.

- 23 - .. .. ..

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

I. Барков С.Л., Медведев Н.Я., Чернова В.В. Анализ эффективности систем разработки крупных нефтегазоконденсатных залежей Западной Сибири.- Материалы международной конференции. Секция I. Краснодар. 29.05.-03.05.1990 г., с.12-16.

| 2. Киченко Е.А., Фурсов А.Я., Медведев Н.Я. Обоснование критериев дифференциации запасов- газонефтяных залежей.- Геология ^нефти и газа. - 19Э2 г., « 7, с.34-38.

3. Кэрчемкин В.Н., -Медведев Н.Я., Архипов C.B. Литолого-фи-зические свойства и особенности формирования основных продуктивных пластов Лянторского месторождения. M., 1993, ВНИИОЭНГ, № 8, с. 5-9.

4. Корчемкин В.Н., Медведев Н.Я., Архипов C.B. Закономерности изменения литолого-физических свойств продуктивных пластов АС^_д Федоровского месторождения.- Геология,геофизика и разработ нефтяных месторождений. М. ,1993,ВНИИОЭНГ, № 5, с.14-20.

5. Медведев Н.Я. Повышение эффективности систем разработки крупных нефтегазовых залежей.- Материалы совещания.Альметьевск, .1991 г. М. .ВНИИОЭНГ, 1992 г., с.83-84.

6. Медведев Н.Я. Пути интенсификации разработки месторожден: объединения "Сургутнефтегаз".- Нефтяное хозяйство, 1985г., MI,

с.37-40.

7. Медведев Н.Я. Результаты опытно-промышленной эксплуатаци;-Лянторского месторождения.- Нефтяное хозяйство,1985г.,№4,с.42-46.

8. Медведев Н.Я. .Барков С.Л. .Чернова В.В. ,К>рьев А.Н. Пути повышения эффективности разработки газонефтяных месторождений.-Материалы совещания.Нижневартовск,XI-1986г. М..ВНИИОЭНГ,1990 г., с.51-63.

9. Медведе» К.H. ,Бэр::ун 5.Я. ,Расторгуев Е.К. .СоЬерштепн ¡4.Б .1.5. Выделение газонасыщэнных интервалов з открытом стволе скважин Сургутского сгода по комплексу геофизических исследований.- Геология нефти и газа,1992 г., -r'I2. с.28-31.

10. Медведев H.H., Вайгель A.A. .Шестопал С.А. Некоторые особенности барьерного заводнения на Самотлорском месторождении.-Нефтепромысловое дело,1981 г., i? 10, с. 18-20!

11. Медведев Н.Я., Юшшников C.B.,Барков С. Л".,Чернова В.В. Выработка запасов нефти из обширных подгазовых зон.- Материалы совещания,Краснодар, май 1990 г. М. .ВНШОЗНГ, 1991г..с. 34-35.

12. Медведев К.Я.,Юрьев А.Н.,Ибагуллин Л. А.Опыт разработки Лянгорскогз месторождения. Э.И.разработка,ВНИИОЗНГ, 1991г. ^"З.М II.

13. Â.c.IIII529. Способ разработки широких подгазовых зон нефтегазовых залэжей.1984/Курбанов А.К. .Литваков В. Г. .Медведев Н.Я. .Вайгель A.A. .Спивак Т.С.

14. A.c.II35422. Способ разработки нефтегазовой залежи с широкой нефтегазовой частью; 1985/Курбанов А.К. .Сергеев В.Н., Медведев Н.Я., Вайгель A.A.

15. А. с Л169402.Способ разработки широких подгазовых зон неф тегазовых залежей; 1985/Курбачов Л.К. .Медведев Н.Я.,Литваков В.Г'. Вайгель A.A. .Спизак Т.С. .Сергеев В.Н.

16. А.с Л264224.Состав для изоляции прорыва газа в скважину; 1987/Городноз В.П. Зюкин А. 10. .Медведев Н.Я. .Кощеев И.Г. .Клышни-ков C.B..Крылов А.Н.

Соискатель