Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей"

На правах рукописи

НЕСТЕРЕНКО АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 р >013

Тюмень - 2013

005058787

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»),

Научный руководитель - кандидат геолого-минералогических наук

Мормышев Владимир Васильевич

Официальные оппоненты: - Шандрыгин Александр Николаевич

доктор технических наук, Открытое акционерное общество «ТНК-ВР-Менеджмент», старший менеджер блока «Разведка и Добыча»

кандидат технических наук, Открытое акционерное общество «НОВАТЭК», начальник управления прогнозирования и мониторинга разработки месторождений. Ведущая организация - Федеральное государственное унитарное предприятие

Защита состоится 24 мая 2013 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 апреля 2013 г. Ученый секретарь

диссертационного совета, '

-Колбиков Сергей Валентинович

«Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» (ФГУП «ЗапСибНИИГГ»)

кандидат технических наук, доцент

Н.А. Аксенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Проблемы освоения нефтяных оторочек неокомского продуктивного комплекса месторождений в ЯНАО связаны с тем, что большое количество скважин, пробуренных в зоне доказанных запасов характеризуются отсутствием притока нефти, эксплуатация вертикальных нефтяных скважин при безгазовых и безводных дебитах нефти малоэффективна, коэффициент извлечения нефти (КИН) характеризуется низкими значениями 0,08 - 0,10 д.ед. Увеличение дебетов за счет создания значительных депрессий в эксплуатационных скважинах приводит к росту газового фактора и обводненности.

Известно, что максимальной нефтеотдачей характеризуются варианты разработки нефтяной части залежи при консервации запасов газа, но это не всегда оправдано с экономической точки зрения. С другой стороны опережающая разработка нефтегазоконденсатной части залежи приводит к смещению нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора и расформированию запасов углеводородного сырья. Например, на Заполярном месторождении южная нефтегазоконденсатная залежь пласта БТц1 содержит нефтяную оторочку с запасами нефти около 21 млн.т и запасы газа около 24 млрд.м3, здесь проектирование системы разработки нефтяной оторочки производится при условии консервации запасов газа. Однако в нефтегазоконденсатной залежи пласта БТю' при запасах нефти около 31 млн.т, запасы газа составляют около 200 млрд.м3. Консервация запасов газа в столь значительных объёмах экономически нецелесообразна. Очевидно, что необходимо геолого-технологическое обоснование проектных решений по разработке подобных единых газо-гидродинамических систем.

Исследованиями С.Н. Закирова и И.С. Закирова установлено, что применение горизонтальных скважин с реализацией режима критических безгазовых дебитов является технологически и экономически оправданным способом разработки нефтегазовых залежей. Известны также аналитические решения Телкова А.П. для задач о притоке пластовых флюидов к скважине,

вскрывающей пласт при значении зенитного угла близкого к 90°. Выводы Большакова Ю.Я., Медведева Н.Я. и Медведского Р.И. об особенностях учета различия физических свойств коллектора по латерали и вертикали при выборе технологии его эксплуатации, являются фундаментальной основой исследования процессов фильтрации в нефтегазоконденсатных залежах. Комплексное применение этих научных знаний обеспечит решение оптимизационной задачи определения системы вскрытия продуктивного пласта с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Таким образом, геолого-технологическое обоснование применения системы горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей без смещения нефтяной оторочки в газонасыщенные коллекторы и последующего её расформирования является актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей путем геолого-технологического обоснования системы размещения скважин с горизонтальным окончанием с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей.

Основные задачи исследований

1. Выявление проблем разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей и постановка задач, решение которых необходимо для обоснования применения скважин с горизонтальным окончанием.

2. Обоснование физически адекватной геолого-технологической модели нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 Заполярного месторождения для выявления особенностей проектирования разработки.

3. Моделирование разработки нефтяной оторочки пластов БТ6-8 с учетом ее геолого-физических особенностей с целью изучения динамики безводной и безгазовой эксплуатации скважин.

4. Разработка рекомендаций по обоснованию системы размещения скважин с горизонтальным окончанием для разработки нефтяной оторочки пластов БТб-8 Заполярного месторождения.

5. Апробация полученных результатов.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтяная оторочка неокомской нефтегазоконденсатной залежи, а предметом - геолого-гидродинамическая модель и система разработки нефтяной оторочки с применением скважин с горизонтальным окончанием.

Научная новизна выполненной работы

1. Обоснована модель формирования нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6-8 Заполярного месторождения с учетом выявленного капиллярного барьера на стыке фаций с различными ФЕС, позволившая определить зону размещения эксплуатационных нефтяных скважин.

2. Научно обоснована фильтрационная модель нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6-8 Заполярного месторождения, содержащей капиллярно-экранированную нефтяную оторочку.

Практическая ценность и реализация

1. Обоснованная модель прошла Государственную экспертизу в ГКЗ Роснедра, в результате по нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения сокращены на 40 % нерентабельные запасы нефти.

2. Разработанная система размещения скважин с четырьмя горизонтальными окончаниями в продуктивном пласте с азимутальным отклонением 45° относительно пилотного ствола обеспечивает длительную безводную и безгазовую эксплуатацию нефтяной оторочки и увеличение КИН.

Основные защищаемые положения

1. Влияние капиллярного барьера, вызванного низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора в зоне нефтяной оторочки пластов БТ6.8 Заполярного месторождения на проектирование системы разработки.

2. Система расположения многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающая выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

3. Технологический режим работы горизонтальных нефтяных скважин для увеличения периода их эксплуатации без образования конусов газа и воды

при разработке оторочек неокомских залежей, предусматривающий ограничение депрессии на пласт 1,0 МПа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2011-2013 гг.), ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, 2010-2012 гг.), заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (Тюмень, 2011-2013 гг.), заседаниях ФБУ «ГКЗ» (Москва, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011-2013 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в семи печатных работах, в том числе в пяти изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 36 таблиц, 53 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 73 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулирована цель и определены основные задачи исследований, охарактеризована научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, представлены основные защищаемые положения.

В первом разделе представлены результаты исследования комплекса научных проблем проектирования разработки залежей углеводородного сырья с применением горизонтальных скважин.

В работах Григулецкого В.Г., Никитина Б.А., Телкова А.П., Лысенко В.Д., Renard G.I. и Dupuy J.M, Goode P.A. и Kuchuk F.J и др. установлено, что к основным факторам, влияющим на эффективность эксплуатации ГС, относятся границы пласта и пространственное расположение скважины в пласте. В исследованиях Joshi S.D., Economides M.J., Giger F.M., Butler R.M., Suprunowicz R. и др. изложены методические основы моделирования притока к скважинам со сложной геометрией пласта. Эти результаты позволяют обосновать оптимальные системы разработки нефтегазоконденсатных залежей.

Выявлено, что основная сложность при обосновании систем разработки неокомских нефтегазоконденсатных залежей заключается в выборе способа воздействия на нефтенасыщенную часть залежи с целью увеличения конечного КИН. При поддержании пластового давления закачкой газа неизбежны его прорывы в добывающие скважины, а также в газовую шапку, что снижает эффективность воздействия. Увеличения КИН возможно достичь при реализации систем разработки с барьерным заводнением, однако для компенсации отбора нефти и газа потребуется объем закачки в несколько раз превышающий отбор жидкости, кроме того эффективность барьерного заводнения существенно снижается при неоднородности ФЕС коллектора. При плотных сетках скважин с расстоянием между забоями менее 500 м значение КИН при площадном заводнении выше, чем при режиме газовой шапки, однако это не всегда экономически эффективно. В процессе разработки нефтяных оторочек на естественном режиме потери пластовой энергии в результате отбора нефти частично восполняются за счет расширения газовой шапки. При этом влияние последней на энергетическое состояние в зоне отбора и эффективность вытеснения нефти в значительной степени зависит от величины и градиента давления в нефте- и газонасыщенной частях залежей, определяемого динамикой соотношения остаточных запасов свободного газа и нефти. Таким образом, выявлены проблемы, которые связаны с прорывом газа

и подошвенной воды за счет конусообразования, и пути увеличения безводного и безгазового периодов эксплуатации и конечной нефтеотдачи при применении горизонтальных скважин с учетом их пространственного положения в залежи.

Во втором разделе представлены результаты обоснования геологического строения нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 неокомских отложений Заполярного месторождения.

В первоначальной модели Главтюменьгеологии нефтяная часть залежи пластов БТ6_8, представлена в виде «подушки» с наклонными ВНК (от 2763,7 до 2793,8 м) и ГНК (от 2763,7 до 2773,8 м), эффективные толщины которой изменяются от 0 (на контуре нефтеносности) до 23,2 м (в скв. 56). Однако при испытании 52 объектов в нефтенасыщенной части не были получены притоки чистой нефти. Притоки нефти свыше 2.0 м3/сут получены в смеси с газоконденсатом и водой в пяти скважинах (скв. 1, 7, 37, 56, 57). По 24 объектам получена вода с пленкой нефти, по 17 объектам - притоки пластовой воды и по пяти объектам притоков не получено.

В этой связи специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» Боркуном Ф.Я. и Мормышевым В.В. в качестве критерия для выявления коллекторов, из которых может быть получен однофазный нефтяной приток, использовано сопротивление пласта более 77 Ом м. При этом к зоне предельного насыщения отнесен участок залежи, где эффективные нефтенасыщенные толщины коллекторов превышают 12 м. Испытания объектов, выполненные с учетом этих критериев, не позволили обосновать площадь нефтегазоносности объекта.

В результате анализа геолого-физической информации выявлено, что в интервале нефтенасыщенных коллекторов (а.о. от минус 2765 до минус 2795 м) выделяются участки с пониженными значениями коэффициента пористости (рисунок 1). Коллектора с Кп выше 0,141 д.ед. приурочены к восточной и юго-восточной части залежи. Все разведочные скважины, в которых получены промышленные притоки нефти (скв. 1, 7, 37, 41, 44, 56, 57, 89) расположены именно на этом участке.

Исследованиями Ю.Я. Большакова взаимодействия капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа выявлены капиллярно-экранированные залежи нефти и газа. На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделяются капиллярные барьеры первого и второго рода.

Рисунок 1- Карта пористости пластов БТ6.8 (в интервале 2765 - 2795 м)

Капиллярные барьеры первого рода возникают на стыках разнопоровых фаций в связи с тем, что перепад давления, определяющий начало фильтрации нефти (газа) через водонасыщенный коллектор, существенно уменьшается при увеличении размеров пор. Капиллярные барьеры второго рода возникают вследствие изменения во времени межфазного натяжения, которое на контакте воды и нефти увеличивается при снижении температуры, вызывая тем самым

повышение давления. По данным И.И. Нестерова, А.Р. Курникова и К.В. Никифорова, снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило около 50 °С, а по данным Ш.К. Гиматудинова и др., межфазное натяжение при уменьшении температуры от 120 °С до 70 °С удваивается. Следствием связанного с этим повышения капиллярных давлений на водонефтяном контакте может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы. Поэтому за счет возросших межфазных натяжений будут лишены способности к флюидальным перетокам участки залежи с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Таким образом, процесс миграции нефти находится не только под контролем гравитации, но и под контролем капиллярных барьеров. Синергетический эффект в результате роста антиклинальной ловушки, поступления в неё больших объёмов газа, гравитационное перераспределение флюидов и влияние на миграцию флюидов капиллярных барьеров первого и второго рода приводит к появлению нефтяных оторочек козырькового типа с наклонными флюидальными контактами.

Так как промысловыми исследованиями пластов БТМ не получено подтверждения способности низкопористых коллекторов отдавать нефть, то принято, что при коэффициенте пористости меньше 0,141, эта среда создаёт барьер для движения нефти в связи с гидрофобностью коллекторов, в которых, как известно, относительная проницаемость для воды существенно возрастает, а для нефти - снижается.

Выполненные исследования позволили построить модель формирования нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 с учётом выявленного капиллярного барьера первого рода (см. рис. 2) и обосновать зону размещения проектных нефтяных скважин. Размеры нефтяной оторочки пластов БТ6_8 составляют 29 км с юга на север и от 6 до 12 км с запада на восток, ВНК залежи имеет наклон от а.о. минус 2784 м на северо-западе нефтяной оторочки до а.о. минус 2794 м на юго-востоке.

В этой области получены промышленные притоки нефти по пяти скважинам в смеси с газоконденсатом и водой. Наибольший дебит нефти 32,9 м3/сут в смеси с газом 31,85 тыс.м3/сут и водой 97,5 м3/сут получен при опробовании скважины 56. Учитывая, что плотность жидких углеводородов по анализам поверхностных проб в этой скважине составила 0,813 г/см3, в то время как в скважинах 41, 47, 59 плотность нефти по поверхностным пробам из плёнок составляет до 0,845 г/см3, можно считать, что жидкая углеводородная фаза представлена смесью нефти и конденсата с преобладанием нефти.

Рисунок 2 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пластов БТ6-8-

Таким образом, выявлены особенности строения нефтяной оторочки залежи пластов БТб-»> а именно:

- пространственное положение нефтяной оторочки предопределено тектоническими факторами и капиллярными силами;

- нефтенасыщенные эффективные толщины сосредоточены в коллекторах с относительно высокой пористостью (Кп>0,141), расположенных на восточном и юго-восточном крыльях структуры, куда сместилась нефть палеозалежи;

- коллекторы подгазовой части залежи на западном и северо-западном крыльях структуры водонасыщены, поскольку отделены от нефтенасыщенной части капиллярным барьером;

- газожидкостной и водонефтяной межфлюидные разделы имеют тенденцию к наклону с северо-запада на юго-восток в соответствии с относительным наклоном палеоструктуры кровли горизонта в результате неотектонических движений.

В третьем разделе представлены результаты обоснования геолого-физических и гидродинамических характеристик, а также построения фильтрационной модели нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 неокомских отложений Заполярного месторождения.

Одновременное залегание в продуктивных пластах газа, конденсата и нефти обуславливали необходимость использования гидродинамического симулятора, позволяющего решать задачи трехмерной трехфазной фильтрации.

Для расчета проницаемости (Кпр) использованы данные стандартных исследований керна. Основная часть массива Кпр (80 %) характеризуется значениями ниже 10 10"3 мкм2. Небольшой объем коллекторов имеет более высокие значения Кпр, до 650-10"3 мкм2. Для установления статистической зависимости использованы данные более тысячи определений Кпр и эффективной пористости (КПЭф). Зависимость коэффициента проницаемости от эффективной пористости выражается уравнением:

Кпр= 0,0562 • е °'593 Кпэф (Я2 = 0.8719) (1)

На основе результатов исследований сжимаемости керна установлено, что в низкопроницаемых коллекторах проницаемость в пластовых условиях снижается на 40 - 70 % (см. рис. 3).

Данные по капиллярным давлениям получены по результатам экспериментов, проведенных на образцах керна пластов БТ6.8 и БТю, проницаемость образцов, используемых в экспериментах, изменялась от 7,6 до 650,0 10 3 мкм2. Обработка данных по капиллярным давлениям производилась с использованием І-функции Леверетта (см. рис. 4).

Проницаемость керна, мкм2-10"'

Рисунок 3 - Изменение проницаемости при эффективном давлении на пласт.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Водонасыщенность, д.ед.

Рисунок 4 - Зависимость функции капиллярного давления от водонасыщенности

Кривые относительных фазовых проницаемостей построены по результатам специальных исследований, проведенных на образцах керна и флюидов, отобранных из пластов БТ6.8 и БТ10 для коллекторов с проницаемостью 13,0 - 440,0 10"3 мкм2 (см. рис. 5).

Рисунок 5 - Кривые относительных фазовых проницаемостей Анализ результатов специальных исследований керна позволил установить зависимости максимальных и критических фазовых проницаемостей от фильтрационно-емкостных свойств коллектора (таблица 1). Данные зависимости использовались при масштабировании кривых относительных фазовых проницаемостей для каждой ячейки фильтрационной модели.

Моделирование свойств пластовых флюидов осуществлялось по результатам комплекса лабораторных физико-химических и термодинамических исследований проб газа сепарации, нестабильного газового конденсата, пластовой и сепарированной нефти на основе использования фундаментальных положений термодинамики многокомпонентных систем и уравнения состояния Пенга-Робинсона. Зависимости основных свойств флюидов от давления представлены на рисунке 6.

Таблица 1 - Характеристика основных точек кривых ОФП в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора

Параметры Ед.изм. Величины

Проницаемость абс. по воздуху 10'' мкм2 5 29 152 724

Пористость открытая д.ед. 0,13 0,15 0,17 0,19

Пористость эффективная лед- 0,076 0,105 0,133 0,160

Остаточная водонасыщенность дед- 0,412 0,297 0,216 0,160

Насыщенность УВ максимальная Д.ед. 0,588 0,703 0,784 0,840

Нефтенасыщенность критическая д.ед. 0,266 0,290 0,306 0,322

Водонасыщенность критическая д.ед. 0,610 0,536 0,464 0,383

Газонасыщенность критическая д.ед. 0,162 0,175 0,188 0,198

ОФП максимальная для нефти д.ед. 0,300 0,400 0,500 0,570

ОФП максимальная для воды д.ед. 0,400 0,500 0,590 0,670

ОФП максимальная для газа д.ед. 0,690 0,760 0,820 0,890

Рисунок 6 - Основные свойства пластовых флюидов залежи пластов БТ6„8 В созданной цифровой модели пластов БТ6-8 Заполярного месторождения проведено гравитационно-капиллярное уравновешивание, подключены аналитические водонапорные области, проведена адаптация продуктивности по результатам газо-гидродинамических исследований разведочных скважин. Таким образом, модель подготовлена для расчетов показателей разработки.

В четвертом разделе представлены результаты моделирования разработки нефтяной оторочки пластов БТ^« Заполярного месторождения с применением эксплуатационных скважин с различной конструкцией забоя.

В качестве ограничений технологического режима работы нефтяных скважин, исходя из ограничений скважинного оборудования, в гидродинамической модели приняты следующие параметры: максимальный газовый фактор - 2000 м3/м3, минимальное забойное давление - 6,0 МПа. Кроме того, исходя из соображений целесообразности эксплуатации скважин, предусмотрено их отключение при достижении следующих показателей: максимальная обводненность - 99 %, минимальный дебит нефти — 0,5 т/сут.

Предварительная стадия исследований проведена на элементе пластов БТ6-8, который характеризуется аналогичным целой залежи соотношением газонасыщенных и нефтенасыщенных поровых объемов, а также средними ФЕС. Выполнено моделирование разработки нефтяной оторочки вертикальными скважинами по вариантам, различающимся расстоянием между забоями скважин (от 500 до 800 м) и способом разработки: режим газовой шапки (ГШ) и площадная закачка воды (ППД). Сопоставление основных технико-экономических показателей показало, что прирост КИН от применения заводнения по площадной схеме (0,014 - 0,001 д.ед.) не оправдывает затрат на строительство дополнительных промысловых объектов, а приемлемую рентабельность добычи возможно обеспечить при редких сетках с расстоянием между забоями скважин 700 - 800 м (см. рис. 7).

0.3

Э0.2

Ч о

ч

5" 0-1

30%

°-243 —- 0230 ,и4; 0.223 0-237

7.5%

2.2" (||

□ ГШ анид

9.9%

0.215 0.214

20%

ч: х ш

10%

0%

500 600 700 800

Расстояние между забоями, м

Рисунок 7 - Сопоставление основных технико-экономических показателей при различной плотности сетки и способах разработки

Кроме этого на элементе выполнено исследование влияния длины горизонтального ствола скважины и его пространственного положения относительно газожидкостных контактов на степень выработки запасов нефти. Установлено что при увеличении длины горизонтального ствола более 400 м прирост накопленной добычи нефти происходит менее интенсивно. При максимальном удалении горизонтального ствола от контактов за счет наличия естественных литологических экранов прорывы газа и воды к забою происходят медленнее, а накопленная добыча нефти выше (см. рис. 8).

Длина ствола, м 0 500 1000 1500 2000

Положение ствола отн. ГНК, д.ед. от Н,ф.

Рисунок 8 - Зависимость накопленной добычи нефти от длины и

положения горизонтального ствола скважины Дальнейшие исследования влияния конструкции забоя скважин и депрессии на пласт проводились на модели целой нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8, в рассмотренных вариантах предусматривалась консервация запасов газа газовой шапки до извлечения основных запасов нефти (50 % от НИЗ), с последующим ее вводом в эксплуатацию в соответствии с запроектированными решениями: выход и поддержание добычи товарного газа на уровне 9,0 млрд.м3 в год, при эксплуатационном фонде скважин 85 ед., разработка нефтяной оторочки производилась на режиме расширения газовой

шапки. Рассчитано два варианта разработки: первый - с применением вертикальных стволов (ВС), при расстоянии между забоями 800 м общее количество скважин составило 259 ед., второй - с применением горизонтальных стволов (ГС) протяженностью 400 м по пласту и с центральным положением ствола в межконтактном пространстве, количество скважин сокращено до 84 ед.

Сопоставление основных технологических показателей по вариантам (см. рис. 9) показало высокую эффективность работы ГС. При втрое меньшей суммарной проходке по стволу скважин, суммарная проходка по продуктивному пласту в варианте с ГС вдвое выше, что обеспечивает более эффективное использование инвестиционных ресурсов; средний дебит нефти ГС выше в 3-5 раз, что обеспечит более благоприятный температурно-гидравлический режим работы лифтовых колонн в условиях наличия многолетнемерзлых пород; при значительно меньшем фонде ГС достигается сопоставимый с ВС охват пласта и утвержденный КИН 0,20 д.ед.; за счет низких депрессий в ГС отмечаются более поздние прорывы газа и воды к забоям добывающих скважин, обеспечивая благоприятный режим работы промыслового оборудования и экономию эксплуатационных издержек.

10 20 30 40

Годы

2000 _ 1600 "5

о.

1200 |

800 =5 -а и

400 | и

0 50

Рисунок 9 - Сопоставление технологических показателей работы ВС и ГС

Рисунок 12 - Трехмерное отображение конусов газа и воды при работе горизонтальной скважины

Кн.д.ед

»0.6

ш •0.5

1 -0.4

1 0.3

1 1-0.2

Рисунок 13 - Карта распределения нефтенасыщенности Слева - через 5 лет эксплуатации скважины, справа - через 50 лет

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Выявлено, что нефтенасыщенная часть пластов БТ6.8 Заполярного месторождения представляет собой капиллярно-экранированную нефтяную оторочку, подстилаемую подошвенной водой.

2. Установлено, что проблемы проектирования разработки нефтяной оторочки залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения связаны с предупреждением расформирования запасов нефти.

3. Вычислительными экспериментами доказано, что применение вертикальных скважин для разработки тонких нефтяных оторочек неэффективно. Наиболее целесообразно применение системы горизонтальных скважин, обеспечивающих длительную безводную и безгазовую эксплуатацию.

4. Научно обоснованы рекомендации по равноудаленному от газожидкостных контактов расположению горизонтальных стволов в продуктивном пласте, обеспечивающему максимальную выработку нефти без расформирования нефтяной оторочки.

5. Технологический режим работы скважин для обеспечения продолжительной безводной и безгазовой добычи нефти при разработке неокомских нефтяных оторочек должен предусматривать ограничение по депрессии 1,0 МПа.

6. Вычислительными экспериментами обосновано преимущество применения многозабойных горизонтальных скважин с азимутальным отклонением четырех боковых стволов 45° относительно плотного ствола.

7. Обоснованная модель нефтегазоконденсатной залежи пластов БТб-8 Заполярного месторождения и запасы углеводородного сырья прошли Государственную экспертизу (протокол ГКЗ Роснедра № 2762-ДСП от 27.04.2012). На базе утвержденной модели и запасов рекомендована подготовка технологического проектного документа.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Нестеренко А.Н. Обоснование стратегии освоения Собинского месторождения / А.Н. Нестеренко, H.A. Морозов // Газовая промышленность,-2006. - № 4. - С. 36-39.

2. Нестеренко А.Н. Эффективность совместной добычи нефти и воды при эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского НГКМ / А.Н. Нестеренко, A.C. Романов, Г.А. Ланчаков // Газовая промышленность,- 2009. - № 6. - С. 42-44.

3. Нестеренко А.Н. Технология оперативного мониторинга разработки месторождений и эксплуатации скважин на основе программного комплекса Visual Geomodel / А.Н. Нестеренко, B.B. Мормышев, Т.Н. Кораблева, С.О. Загорнов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 9. - С. 50-52.

4. Нестеренко А.Н. Исследование зон недонасыщенных коллекторов газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения / А.Н. Нестеренко, B.B. Мормышев // Нефтепромысловое дело. - 2011.- № 8. - С. 55-59.

5. Нестеренко А.Н. Минимизация пластовых перетоков углеводородов при разработке месторождений несколькими недропользователями / А.Н. Нестеренко, И.Ю. Юшков, Н.П. Кузнецов, А.И. Шапиев, А.Э. Игнатьев, И.Р. Мукминов, C.B. Ромашкин, С.А. Редикульцев // Газовая промышленность,-2012.-№ 12.-С. 34-37.

В других изданиях.

6. Нестеренко А.Н. Обоснование конструкции скважин при разработке тонких нефтяных оторочек // Наука и ТЭК. - 2012. - № 5. - С. 34-42.

7. Скрылев С.А. Перспективы освоения трансграничных ачимовских залежей в ЯНАО / С.А. Скрылев, А.Н. Нестеренко, С.А. Скрылев, И.Ю. Юшков, В.Г. Подюк, Г.Г. Кучеров // Oil&Gas journal. - 2012. - № 9. С. 54-58.

Соискатель

А.Н. Нестеренко

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 22.04.2013 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 172. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нестеренко, Александр Николаевич, Тюмень

ОАО «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский институт природного газа и газовых технологий»

(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

На правах рукописи

04201358233

НЕСТЕРЕНКО АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

кандидат геолого-минералогических наук,

Мормышев В.В.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................................4

1. КОМПЛЕКС НАУЧНЫХ ПРОБЛЕМ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.....................................7

1.1 Особенности проектирования разработки нефтегазоконденсатных

месторождений.............................................................................................................7

1.2 Анализ результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в области управления разработкой месторождений

с применением горизонтальных скважин...............................................................52

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1....................................................................................69

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.................................................................................................................70

2.1 Механизм формирования неокомских залежей.....................................70

2.2 Особенности межфлюидальных контактов нефтегазоконденсатных залежей Заполярного месторождения.....................................................................77

2.3 Особенности геологического строения нефтяных оторочек пластов БТпДБТ,,0 и БТц Заполярного месторождения....................................................93

2.4 Нефтегазоносность неокомских отложений...........................................97

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2..................................................................................116

3. ОБОСНОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И ФИЛЬТРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ............................................................117

3.1 Обоснование каркаса и фильтрационно-емкостных характеристик

геолого-технологической модели..........................................................................117

3.2 Обоснование гидродинамических характеристик фильтрационной модели.......................................................................................................................127

3.3 Моделирование пластовых флюидов.....................................................139

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3..................................................................................145

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И РАБОЧЕГО РЕЖИМА ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ....................................................................................146

4.1 Выбор технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт......146

4.2 Оценка влияния протяженности и пространственного положения горизонтального ствола на показатели добычи нефти.........................................149

4.3 Исследование влияния конструкции горизонтальных окончаний скважин на охват пласта дренированием в условиях вертикальной

неоднородности пласта...........................................................................................159

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4..................................................................................165

Основные выводы и рекомендации...................................................................166

Список использованных источников................................................................167

ВВЕДЕНИЕ

При освоении нефтяных оторочек неокомского продуктивного комплекса месторождений в ЯНАО большое количество скважин, пробуренных в зоне доказанных запасов характеризуются отсутствием притока нефти. При разработке нефтяных оторочек эксплуатация вертикальных скважин при безгазовых и безводных дебитах нефти малоэффективна, коэффициент извлечения нефти (КИН) характеризуется низкими значениями. Увеличение дебитов за счет создания значительных депрессий приводит к преждевременному росту газового фактора и обводненности.

Максимальной нефтеотдачей характеризуются варианты разработки нефтегазоконденсатных залежей при консервации запасов газа, но это не всегда оправдано с экономической точки зрения. С другой стороны опережающая разработка газоконденсатной части залежи приводит к смещению нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора и расформированию запасов углеводородного сырья.

Например, на Заполярном месторождении южная нефтегазоконденсатная залежь пласта БТц1 содержит нефтяную оторочку с запасами нефти около 21 млн.т и запасы газа около 24 млрд.м3, здесь проектирование системы разработки нефтяной оторочки производится при условии консервации запасов газа. Однако в нефтегазоконденсатной залежи пласта БТю1 при запасах нефти

л

около 31 млн.т, запасы газа составляют около 200 млрд.м . Консервация запасов газа в столь значительных объёмах экономически нецелесообразна.

Исследованиями С.Н. Закирова и И.С. Закирова установлено, что применение горизонтальных скважин с реализацией режима критических безгазовых дебитов является технологически и экономически оправданным способом разработки нефтегазовых залежей. Известны также аналитические решения Телкова А.П. для задач о притоке пластовых флюидов к скважине, вскрывающей пласт при значении зенитного угла близкого к 90°. Выводы Большакова Ю.Я., Медведева Н.Я. и Медведского Р.И. об особенностях учета различия физических свойств коллектора по латерали и вертикали при выборе технологии его эксплуатации, являются фундаментальной основой

исследования процессов фильтрации в нефтегазоконденсатных залежах. Комплексное применение этих научных знаний обеспечит решение оптимизационной задачи определения системы вскрытия продуктивного пласта с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Основной целью работы является повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей путем геолого-технологического обоснования системы размещения скважин с горизонтальным окончанием с учетом сложной пространственной морфологии границ залежей.

Для достижения цели работы автором решены следующие задачи:

1. Выявление проблем разработки нефтяных оторочек неокомских газоконденсатных залежей и постановка задач, решение которых необходимо для обоснования применения скважин с горизонтальным окончанием.

2. Обоснование физически адекватной reo лого-технологической модели нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 Заполярного месторождения для выявления особенностей проектирования разработки.

3. Моделирование разработки нефтяной оторочки пластов БТ6.8 с учетом ее геолого-физических особенностей с целью изучения динамики безводной и безгазовой эксплуатации скважин.

4. Разработка рекомендаций по обоснованию системы размещения скважин с горизонтальным окончанием для разработки нефтяной оторочки пластов БТ6_8 Заполярного месторождения.

5. Апробация полученных результатов.

По мнению автора, научную новизну диссертационной работы определяют следующие результаты исследований:

1. Обоснована модель формирования нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6_8 Заполярного месторождения с учетом выявленного капиллярного барьера на стыке фаций с различными ФЕС, позволившая определить зону размещения проектных эксплуатационных скважин.

2. Научно обоснована фильтрационная модель нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения, содержащей капиллярно-экранированную нефтяную оторочку.

Практическая ценность исследований, а также реализация основных положений работы состоит в следующем:

1. Обоснованная модель прошла Государственную экспертизу в ГКЗ Роснедра, в результате по нефтегазоконденсатной залежи пластов БТ6.8 Заполярного месторождения сокращены на 40 % нерентабельные запасы нефти.

2. Разработанная система размещения скважин с четырьмя горизонтальными окончаниями в продуктивном пласте с азимутальным отклонением 45° относительно пилотного ствола обеспечивает длительную безводную и безгазовую эксплуатацию нефтяной оторочки и увеличение КИН.

В качестве основных защищаемых положений предлагаются:

1. Влияние капиллярного барьера, вызванного низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора в зоне нефтяной оторочки пластов БТ6.8 Заполярного месторождения на проектирование системы разработки.

2. Система расположения многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающая выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

3. Технологический режим работы горизонтальных скважин для увеличения периода их эксплуатации без образования конусов газа и воды при разработке оторочек неокомских залежей, предусматривающий ограничение депрессии на пласт 1,0 МПа.

Автор выражает благодарность доктору геолого-минералогических наук Александру Александровичу Дорошенко и кандидату технических наук Алексею Александровичу Дорошенко за ценные консультации по вопросам формирования неокомских нефтегазоконденсатных залежей.

1. КОМПЛЕКС НАУЧНЫХ ПРОБЛЕМ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Низкая продуктивность, преждевременное обводнение и прорывы газа в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазоконденсатные залежи, многие годы являются предметом научных исследований. Для повышения продуктивности скважин применяют бурение горизонтальных стволов или гидравлический разрыв пласта; проблемы прорыва газа и воды, решаются созданием барьеров на газожидкостных контактах или регулированием технологического режима работы скважин. Комплекс мероприятий по организации эффективного извлечения полезных ископаемых из недр во многом зависит от особенностей геологического строения конкретных залежей.

1.1 Особенности проектирования разработки

нефтегазоконденсатных месторождений

По материалам бурения 39 поисково-разведочных и 95 эксплуатационных

скважин, пробуренных на дату подсчета запасов углеводородов (по состоянию

на 01.01.2002 г.) в разрезе неокомских отложений Ен-Яхинского

месторождения охарактеризовано четыре подсчетных объекта (рисунок 1.1),

нефтегазоносных по данным опробования и геофизических исследований

12 2 1

скважин - нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ8 " , БУю , БУ12 и

о

газоконденсатонефтяная БУ8.9,. Основные геолого-физические характеристики указанных подсчетных объектов по материалам последнего утверждения запасов углеводородов в ГКЗ «Роснедра» [1] представлены в таблице 1.1.

Рисунок 1.1- Геологический разрез нижнемеловых отложений Ен-Яхинского НГКМ по линии скв. 482-464-1180-143-463-483-467-494-603

От*»!

тлг1 Опги/ку

ТЬ/РЛг

г!": л »-

ОШЛ)'.

чй» ^^ ■

I*

и иь» ' Сглп .1т,

1' а-ч'илу. СфнЧ*/

ГШ , Г ^'Ж

нефтегазоконденсатных залежей Ен-Яхинского месторождения

Параметры Продуктивные пласты

БУв'-2 БУ83-9 БУ,02 БУ12'

зап. цент. вост.

Средняя глубина залегания кровли, а.о., м 2830-2908 2871-2902 3009-3088 3104-3123 3090-3148 3113,7-3148

Тип залежи пласт, свод. массивн. свод. пласт, свод. пласт, тектон. экран. пласт, тектон. экран. пласт, тектон. экран.

Тип коллектора поровый поровый поровый поровый поровый поровый

Площадь газоносн., тыс. м2 339843 - 352750 22656 69874 75541

Площадь нефтеносн., тыс. м2 296164 73541 84533 52528 56736 63594

Абсолютная отметка ГНК, м 2890+/-5 (зап.) 2895+/-5 (вост.) 2885 3078 3112 3123+/-2 3141

Абсолютная отметка ВНК, м 2898-2908,8 2901,5 3078-3088 3123 3142+/-6 3148

Абсолютная отметка ГВК, м - - 3078 - - -

Средняя общая толщина, м 38,3 69,5 32,0 15,0 12,0 14,3

Ср. эффект, газонас. толщ., м 14,0 2,7 9,8 2,4 6,3 6,6

Ср. эффект, нефтенас. толщ., м 3,9 5,2 3,7 3,7 5,0 2,8

Коэф. пористости, доли ед. 0,161 0,160 0,149 0,146 0,146 0,146

Коэффициент газонас., доли ед. 0,686 0,545 0,644 0,595 0,595 0,595

Коэф. нефтенас., доли ед. 0,599 0,539 0,597 0,534 0,534 0,534

Проницаемость, 10'3 мкм2 28,71 28,83 36,22 25,75 25,75 25,75

Коэф. песчан., доли ед. 0,66 0,6 0,53 0,57 0,63 0,73

Коэф. расчлененности 9,1 14,5 6,3 4,6 3,6 4,6

Нач. пласт, температура, °С 83 85 86,2 90 90 90

Начальное пластовое давление, атм 287 287 304 307 307 307

Вязк. нефти в пласт, усл., мПа с не опр. 0,57 не опр. не опр. не опр. не опр.

Плотн. нефти в пласт, усл., т/м3 не опр. 0,68 не опр. не опр. не опр. не опр.

Плотн. нефти в пов. усл., т/м3 не опр. 0,82 не опр. не опр. не опр. не опр.

Объемн. коэф. нефти, доли ед. не опр. 1,36 не опр. не опр. не опр. не опр.

Содержание серы в нефти, % - 0,08 - - 0,13 -

Содерж. парафина в нефти, % - 3,77 - - 6,77 -

Давл. насыщ. нефти газом, МПа не опр. 21,9 не опр. не опр. не опр. не опр.

Газовый фактор, м3/т не опр. 175 не опр. не опр. не опр. не опр.

Потенциальное содержание конденсата в газе, г/м3 290 289 262 316 316 316

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ8" по типу является пластовой сводовой, в пределах контура нефтегазоносности вскрыта 29 разведочными и 95 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках минус 2830-2908 м (рисунок 1.2).

1 *У

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле пласта БУ8 "

В пределах залежи пласт испытан в 26 разведочных скважинах (44 интервала) и в 58 эксплуатационных скважинах, из которых в одной скв. 233 -совместно с пластом БУю2. По 16 разведочным и 58 эксплуатационным скважинам получены чистые притоки конденсатосодержащего газа с дебитом от 23,3 до 760,0 тыс. м3/сут, а по скв. 459, 450, 494 - притоки только нефти (максимальный дебит 12,7 м3/сут. при динамическом уровне 1132 м). В остальных скважинах получены смешанные притоки: по скв. 470 и 484 - смесь газа, конденсата и нефти, в скв. 459, 455 - газа, конденсата, нефти и воды, в скв. 480 - газа, конденсата и воды, в скв. 475, 471, 477 - нефти и воды.

Среднее положение ГНК по □ данным опробования скважин и ГИС на западе залежи принято на а.о. минус 2890+5 м, в восточной части залежи - на а.о. минус 2895 м.

Водонефтяной контакт на западном крыле залежи БУв'"2 по данным ГИС и результатам испытания принят на а.о. минус 2898 м, на восточном крыле залежи - на а.о. минус 2902,0-2908,8 м.

Наклон водонефтяного контакта с запада на восток составляет около 11м. Такое изменение контакта в геологической модели, принятой при подсчете запасов углеводородов объяснялось динамикой водонапорной системы и фациальной изменчивостью пласта.

Результаты интерпретации материалов сейсморазведочных работ ЗО, не учтенные при подсчете запасов, свидетельствуют, что характер такого поведения контактов, а также особенности площадного распределения нефтяной оторочки могут объясняться блоковым строением залежи.

Размеры залежи: длина - 28,5 км, ширина - 15,5 км, высота 68,0 - 78,8 м, в т.ч. газовой части - 65,0 м, нефтяной части - от 3,0 м (на юго-западе) до 13,8 м (в районе скв. 484). Нефтяная оторочка кольцевого типа, ширина ее изменяется от 2 км на западном крыле до 10 км на восточном.

Газоконденсатонефтяная залежь пласта БУ83_9 вскрыта в пределах контура нефтегазоносности в пяти разведочных и 57 (14 вертикальных) эксплуатационных скважинах на абсолютных отметках от минус 2871 до минус 2902 м (рисунок 1.3). Залежь опробована в 10 разведочных (11 интервалов) и в 21 эксплуатационной (21 интервал) скважине.

Газовая часть залежи вскрыта 26 скважинами, из которых девять испытаны. При вскрытии перфорацией интервалов пласта, залегающих выше абс. отметки минус 2885 м при испытании получены смешанные притоки газа и нефти, при этом газовый фактор составлял более 600 м3/т. Так, в результате испытаний вертикальной скв. 8548 из интервала минус а.о. 2884,1-2891,1 м на

л

8-мм штуцере получен совместный приток газа дебитом 63,3 тыс. м /сут и

■3 л л

жидких углеводородов - 42,4 м /сут. с газовым фактором 1493 м /м и

л

плотностью 0,722 г/см .

Рисунок 1.3 - Структурная карта по кровле пласта БУ83.9

Нефтяная часть залежи опробована в 19 скважинах (20 объектов), из которых по 14 получены чистые притоки нефти. Дебиты нефти по скважинам

о

при испытании на 10-мм штуцере изменялись от 51,5 м/сут. (скв. 8506) до 184,6 м /сут. (скв. 143). Притоки нефти с водой получены в скв. 7314 и 7403, где в скв. 7314 выявлена негерметичность заколонного пространства, а в скв. 7403 - близость водонефтяного контакта. Газонефтяной контакт принят по данным испытания на а.о. минус 2885 м, ВНК - на а.о. минус 2901,5 м.

Залежь массивная сводовая, ее размеры: длина - 11,5 км, ширина - 8,7 км, высота залежи 30 м, в т.ч. газовой части - 14 м, нефтяной оторочки подстилающего типа - 16 м. Покрышкой залежи служат глинистые породы толщиной от 4 до 18 м. Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ102 вскрыта 25 разведочными и 34 эксплуатационными скважинами на а.о. минус 3009-3088 м (рисунок 1.4). Залежь опробована в 23 разведочных (25 интервалов) и 20 эксплуатационных скважинах (20 интервалов). Дебиты газа при испытании составили от 113,6 до 878,0 тыс. м3/сут при 16-18-мм шайбах.

Газоводяной контакт по данным испытания и ГИС фиксируется в среднем на а.о. минус 3078 м. На восточном крыле структуры в районе скв. 494, 471, 484 предполагается по данным испытаний небольшая по высоте нефтяная оторочка козырькового типа, ВНК по которой принят наклонным от а.о. минус 3078 м до а.о. минус 3088 м. В соответствии с представлениями о блоковом строении залежи распространение предполагаемой нефтяной оторочки на западном участке структуры может быть ограничено тектоническим нарушением.

Залежь пла