Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в низкопроницаемых коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в низкопроницаемых коллекторах"

На правах рукописи

АПТУЛИН ДЕНИС ВАСИЛЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г 8 НОЯ 2013 005541103

Тюмень-2013

005541103

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Научный руководитель: - доктор технических наук

Маслов Владимир Николаевич Официальные оппоненты: - Нанивский Евстахий Михайлович,

Ведущая организация: - Открытое акционерное общество "Сибирский

Защита состоится 25 декабря 2013 года в 16:00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32.

Автореферат разослан 22 ноября 2013 г

доктор технических наук, профессор, Открытое акционерное общество «Газпром промгаз», главный научный руководитель научно-технического центра;

- Фоминых Олег Валентинович,

кандидат технических наук, Тюменский государственный нефтегазовый университет, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»;

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" (ОАО "СибНИИНП").

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются рост доли трудноизвлекаемых запасов в структуре запасов нефти и недостаток опыта применения в промышленных масштабах методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как газовое, водогазовое воздействие, а также методов, основанных на одновременной или раздельной закачке воды и газа. Как правило, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, у которых проницаемость варьируется от 1 до 50 мД, а по характеру залегания залежи относятся к нефтяным оторочкам, толщина которых не превышает 10-15 м. Вышеперечисленные особенности строения таких залежей обуславливают различные осложнения в ходе их разработки, связанные с локальной и общей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов, потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасыщенных зонах пластов, и даже частичным, или полным расформированием залежи. В результате нефтеотдача нефтяных оторочек является крайне низкой. В то же время остаются открытыми и до конца не изученными вопросы, связанные с наиболее эффективными способами воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками, геолого-промысловыми факторами, влияющими на процесс формирования залежей подобного типа, которые и предопределяют нефтеотдачу пласта и которые следует учитывать при проектировании их разработки.

Таким образом, исследование основных особенностей разработки нефтегазоконденсатных залежей и создание эффективных технологий их разработки представляются актуальными задачами. Это обстоятельство и предопределило направление исследований данной диссертационной работы.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефтегазоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками.

Основные задачи исследований

1. Исследование механизма нефтеизвлечения из залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем поддержания пластового давления.

2. Обоснование сеток газоконденсатных и нефтяных скважин, зоны их размещения, темпов отбора углеводородов и очередности освоения запасов при реализации систем разработки с воздействием и без воздействия на пласт.

3. Исследование влияния послойной неоднородности пластов нефтегазоконденсатных залежей на эффективность их разработки при активном воздействии на процесс извлечения нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ^1"4 Восточно-Уренгойского и БУ8'"2 Ен-Яхинского месторождений. На первом примере оценивалась эффективность степени влияния на показатели разработки различных способов воздействия на нефтяную оторочку, когда запасы газа газовой шапки временно консервируются, на втором рассматривается эффективность аналогичных способов воздействия, когда газоконденсатная часть залежи уже находится в разработке, а нефтяная оторочка не разрабатывается.

Научная новизна выполненной работы

1. Обоснован способ совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки предусматривающий внутриконтурное заводнение и закачку газа выше газонефтяного контакта (ГНК) и обеспечивающий высокие коэффициенты газо-и нефтеотдачи.

2. С применением методов численного гидродинамического моделирования разработана методика определения площади зоны разбуривания и оптимального темпа отбора газа из валанжинских нефтегазоконденсатных залежей.

Практическая ценность и реализация

Полученные автором выводы и научные рекомендации применялись при

анализе и обосновании систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. Основные результаты работы использовались при проектировании разработки Восточно-Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений, для обоснования экономической эффективности и повышения конечных коэффициентов извлечения нефти газа.

Основные защищаемые положения

1. Профиль бурения скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающий высокую продуктивность и выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

2. Технико-экономическая стратегия разработки газовой шапки, а именно выбор оптимального темпа отбора газа и границы зоны размещения, добывающих скважин, в котором зона отбора газа представляется в виде «укрупнённой скважины».

3. Способ эффективной разработки нефтегазоконденсатных залежей, при добычи газа газовой шапки или временной консервации запасов газа, который основан на внутриконтурном заводнении нефтяной оторочки в совокупности с закачкой газа выше начальной отметки ГНК.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2011-2013 гг.); конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г Тюмень, 2011 г.);

международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского индустриального института (г. Тюмень, 2013 г.); заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (г. Тюмень, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в шести печатных работах, в том числе в четырех изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения четырех глав, выводов и приложений. Общий объем работы составляет 160 страниц, в том числе 17 таблиц, 64 рисунка и 136 наименований списка литературных источников.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава работы посвящена изучению существующих исследований в области разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, таких авторов, как И.Д. Амелин, A.B. Афанасьева, К.Б. Аширов, A.A. Боксерман, Ю.В. Желтов, С.Н. Закиров, JI.A. Зиновьева, В.Н. Мартос, М.Д. Розенберг, Э.М. Халимов и др. В данной главе приведены основные типы нефтегазовых залежей, указаны основные особенности и способы эксплуатации таких залежей.

Рассмотрены наиболее известные классификации НГКЗ по типу основных промышленных запасов углеводородов (нефти, газа или конденсата), условиям и характеру заполнения ловушки газом, нефтью и водой, соотношению порового объема нефтяной оторочки и газовой шапки, типу подгазовых зон, активности законтурных вод. Проанализированы исследования в области эксплуатации и методов воздействия на НГКЗ, а также влияние различных физико-геологических и технологических факторов на процесс разработки

залежей. Прежде всего, эти исследования касаются оптимизации систем размещения добывающих и нагнетательных скважин, последовательности извлечения нефти, газа и конденсата, использования различных способов воздействия на залежи. Основная направленность существующих способов воздействия заключается не только в создании благоприятных условий вытеснения нефти в нефтенасыщенных зонах пластов, но и в создании условий, предотвращающих расформирование запасов нефти в нефтяных оторочках.

В качестве основных методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи проанализированы различные модификации сайклинг-процесса, разнообразные виды заводнения залежи, в том числе барьерное и площадное заводнение, закачка в пласт загущенной полимерами воды. Из других методов воздействия были рассмотрены способы разработки НГКЗ с раздельной эксплуатацией нефтяной оторочки и газовой шапки, предусматривающие создание на забоях скважин в районе ГНК обширных искусственных экранов, перфорация в добывающих скважинах нефтяного и части газового интервала по специальным схемам, установка технологических режимов работы скважин. Кроме того, дополнительно рассмотрены системы разработки НГКЗ с использованием горизонтальных скважин, методы воздействия, предполагающие переформирование залежи путем искусственного процесса смещения нефтяной оторочки в газовую шапку или локального утолщения нефтяных оторочек за счет создания искусственного фильтрационного потока воды.

В результате обзора литературы было определено что, несмотря на существование многочисленных методов воздействия на НГКЗ, в настоящее время еще не существует однозначно эффективных методов разработки низкопроницаемых залежей с тонкими нефтяными оторочками, обеспечивающих получение высоких коэффициентов извлечения нефти.

Во второй главе представлены результаты проведенных расчетных экспериментов на секторной модели пласта БУ1614 Восточно-Уренгойского месторождения, соответствующей по своему геологическому строению и

флюидонасыщению существующим в Западной Сибири нефтегазоконденсатным залежам с тонкими нефтяными оторочками, на основе которых научно обоснован метод по выбору системы разработки нефтегазоконденсатной залежи. Схема проведения расчетных экспериментов предусматривала несколько этапов расчетов.

На первом этапе на секторной модели при консервации запасов газа исследовалось влияние на коэффициент излечения нефти системы разработки и плотности сетки нефтяных скважин. Для этих целей использовались равномерная треугольная (сценарии с истощением), а также пяти и семи точечные схемы размещения скважин в сценариях с поддержанием пластового давления. При переходе к сетке с горизонтальными скважинами обосновывалась ориентация горизонтального участка относительно контура нефтеносности и его протяженность, а также положения горизонтального ствола по разрезу. На втором этапе, при консервации запасов нефти, обосновывалась плотность сетки и система размещения газоконденсатных скважин. Одновременно для газовой и нефтяной частей рассчитывается технико-экономические показатели.

Первая серия расчетов выполнена при консервации газовой шапки с применением систем поддержания пластового давления (ППД) закачкой воды по площадной схеме, а также без организации ППД. Всего рассмотрено 12 сценариев, в которых расстояние между забоями вертикальных эксплуатационных скважин принимались равными 400 м, 600 м, 800 м и 1000 м. Анализ полученных результатов позволил сделать следующие выводы: - при реализации вертикальных сеток скважин с расстоянием между забоями скважин 400 м (16 га/скв) и 600 м (36 га/скв) в системах с поддержанием пластового давления (семиточечная и пятиточечная) получены максимальные значения коэффициентов извлечения нефти (КИН=0,384 д.ед. и 0,385 д.ед. при 16 га/скв, соответственно при 36 га/скв КИН=0,306 д.ед., 0,325 д.ед.). КИН в сценариях с истощением нефтяной оторочки имеют более низкие значения и составили по сетке 16 га/скв-0,276 д.ед., а по сетке

36 га/скв - 0,250 д.ед., соответственно;

- увеличение расстояния между забоями вертикальных скважин от 600 до 1000 м, при любой системе разработки, практически не отражается на КИН;

- технико-экономическая оценка рассмотренных сценариев свидетельствует о нерентабельности разработки нефтяных оторочек без ввода в разработку газовой шапки. Лучшими по накопленному дисконтированному потоку (ИРУ) являются сценарии разработки оторочки в режиме расширения газовой шапки при размещении скважин по сеткам 64 га/скв и 100 га/скв;

- для сетки 100 га/скв, несмотря на самые благоприятные значения ЫРУ, коэффициент извлечения нефти не только при разработке на естественном режиме пласта, но и при реализации систем поддержания пластового давления не превышает 0,2 д.ед. (рисунок 1).

Расстояние

Рисунок 1 - Выбор системы разработки и плотности сетки скважин при разработке нефтяной оторочки скважинами с вертикальным заканчиванием и ГРП

Эксплуатация нефтяной оторочки с поддержанием пластового давления по наиболее плотной сетке (16 га/скв) вертикальных скважин, характеризуется ускоренным продвижением воды к добывающим рядам скважин по «прикровельным» высокопроницаемым пропласткам (рисунок 2).

В случае более разряженной сетки, 64-100 га/скв, фронт нагнетаемой воды в низкопроницаемых частях разреза не доходит до добывающих рядов на момент их остановки и скважины выходят из эксплуатации из-за нерентабельного дебита по нефти, величина которого составляет 1 т.

233 34.1 Ф).7 55.4

Рисунок 2 - Динамика обводненности скважин на 50 год разработки (на

примере куба водонасыщенности). ППД по семиточечной схеме.

Плотность сетки 16 га/скв

Наличие послойной анизотропии пласта при использовании систем разработки с поддержанием пластового давления приводит к неравномерному вытеснению нефти к забоям добывающих скважин. Фронт вытеснения формируется по наиболее проницаемым пропласткам. В то же время в низкопроницаемых разностях за фронтом вытеснения в межскважинном пространстве оставались невыработанные целики нефти с нефтенасыщенностью, равной начальной.

В следующей серии расчетов исследовались вопросы разработки нефтяной оторочки скважинами с горизонтальным окончанием различной длины, а также сценарии с различным азимутальным углом проводки горизонтального окончания - перпендикулярно и параллельно контуру нефтеносности. Результаты анализа технико-экономических расчетов при вскрытии оторочки горизонтальными скважинами показали, что:

- при трассировке стволов перпендикулярно внешнему контуру нефтеносности, достигаются максимальные объемы добычи нефти и соответственно КИН;

- максимальный прирост в накопленной добычи нефти соответствует протяженности горизонтального участка от 300 до 600 м. В случае трассировки ствола перпендикулярно внешнему контуру нефтеносности он составил 620 тыс.т, а при трассировке ствола параллельно контуру нефтеносности -547 тыс.т;

-сценарий с протяженностью горизонтального участка 1200м при его

трассировке перпендикулярно контуру нефтеносности характеризуется максимальными значениями накопленной добычи нефти и КИН. (рисунок 3);

- коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2 д.ед. только при протяженности горизонтального участка до 300 м и его трассировке параллельно контуру нефтеносности.

I мру (нефть), млрд.руб.

[ Перпендикулярно ВНК | | Параллельно ВНК

горизонтального

Рисунок 3 - Результаты технологических расчетов при выборе ориентации и протяженности горизонтального участка для нефтяных скважин

Учитывая неоднородность коллекторских свойств, дополнительно проведены исследования по чувствительности технико-экономических показателей в случае различной трассировки горизонтального ствола по разрезу (рисунок 4):

- трассировка горизонтального участка по центру и ближе к подошве продуктивного пласта;

-трассировка субгоризонтальной скважины с восходящим со стороны подошвы пласта стволом и с нисходящим со стороны кровли пласта стволом.

Интенсивность работы вскрытых интервалов пласта и динамика прорыва газа, свидетельствует, о том, что независимо от положения горизонтальных стволов по разрезу, прорывы свободного газа наблюдаются уже в начальный период разработки. В то же время, при вскрытии продуктивного пласта субгоризонтальным стволом, прорывы свободного газа наблюдаются позже, соответственно продлевается период безгазовой добычи нефти за счет влияния вертикальной анизотропии коллекторских свойств пласта.

Рисунок 4 - Динамика прорыва газа к добывающим скважинам

В следующей серии расчетов для выбора границ эксплуатационного поля и темпов отборов газа проведена оценка эффективности дренирования периферийных участков залежи и ее влияния на динамику снижения давления в эксплуатационном поле и величину депрессионной воронки при различных размерах зоны размещения скважин и темпе отбора газа. Исследование выполнено с использованием теории «укрупненной скважины», которая позволила выявить сценарии с «некомпенсированными» отборами пластового

Р

газа и определить оптимальную зону для размещения фонда скважин. Оптимальная площадь эксплуатационного разбуривания имеет важное значение, поскольку она определяет как инфраструктурные решения, так и эффективность дренирования. Опыт разработки газовых залежей в Западной Сибири показывает, что при высокой проницаемости пласта зона размещения эксплуатационных скважин может быть достаточно небольшой, так на сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения она составляет 20 - 25 % общей площади газоносности. Однако величина депрессионной воронки не превышает 0,2 - 0,4 МПа. При пониженных коллекторских свойствах площадь размещения должна быть увеличена воизбежании возникновения «некомпенсированного» отбора, при котором наблюдается резкий темп падения давления в районе скважин. Для равенства исходных данных при экономической оценке количество скважин во всех сценариях принято 125 ед.

(максимально возможное число с размещением скважин в пределах изопахиты 20 м). Ограничения на депрессию и на максимальный дебит по газу не накладывались.

По результатам расчетов получены зависимости приростов ЫРУ и индекса доходности капитальных затрат (Р1) от темпа отбора газа и размеров зоны размещения скважин (рисунок 5) относительно параметров базового сценария, имеющего минимальную величину капитальных затрат и объемы добычи (скважины размещены только в купольной части пласта в пределах изопахиты 20 м и с темпом отбора 3 % от НГЗ).

4. .0,6

__ я

I I °'5

1 |о,4

а з

Ё ё 0,3

I I 0.2

10м/1500м ■к-нр-о.ягд-.ет-КИК - 0,50д.ед

10м/1500м

кир-давя-ед^......

КИК - 0,50д.ед

■К-ИР-О.ООд.еп,-

I

М!^1200«г.....

КИГ - 0,83д.ед ЙК - 0,48дед

15м/1200м КЙГ-КИК:.

20м/700м КИГ-0-,74д,ед КИК- 0.39д.ед

:00м [ ВДбд.едТ Д.48д.аа1.

гом^оом КИГ - 0,77д.ед КИК =.0^8д.яд_

15м/1200м

КЙГ'-0^8д."ед'

КИК-.0,48д.ед

А.-

ЗвмПвркг......

КИГ - 0,81д.ед

КШГ-

2% от НГЗ -»-5% ог НГЗ -А— 7% от НГЗ

Прирост МРУ мсрд руб.

Рисунок 5 - Показатели экономической эффективности при отношении площади размещения фонда скважин к общей площади газоносности при расширении эксплуатационного поля и при увеличении темпа отбора газа

Полученные зависимости позволяют сделать следующий основной вывод: наибольшим приростом ИРУ относительно базового сценария является вариант, предусматривающий размещение скважин с максимальным охватом дренирования запасов и годовым темпом отбора 7 % от НГЗ. Размещение скважин в пределах изопахит свыше 10 м, что соответствует площади разбуривания 75 - 80 %, позволяет равномерно дренировать пласт с более длительной годовой добычей по сравнению со сценарием размещения скважин только в купольной части пласта.

Для обоснования оптимальной плотности сетки газоконденсатных скважин в зоне отбора в следующей серии расчетов рассмотрены сценарии, в которых моделировались сетки вертикальных скважин с расстояниями между

забоями скважин 1500 м, 2000 м, 2500 м и 3000 м (рисунок 6).

к нн-фа ктор -5.3 ■""Скнн-фактор-5.7 - -Длина ГС 200м -О-ДлннаГС 400м -О-ДлияаГС 600м -С-ДяииаГС 800м

0 -

1500 2000 2500 3000

Расстоянпе между скважинами, м

Рисунок 6 - Значения накопленного дисконтированного дохода в зависимости от расстояния между вертикальными и горизонтальными скважинами, продуктивности и длины горизонтального ствола

С целью анализа влияния прогнозируемой продуктивности скважин на профиль добычи газа также рассмотрены три сценария: Гидроразрыв пласта (ГРП) (скин-фактор - 3,5), улучшенная продуктивность скважин (скин-фактор минус 5,3, соответствующий улучшению продуктивности обычной вертикальной скважины в 10 раз) и предельная продуктивность (скин-фактор -5,7, улучшение продуктивности в 25 раз). Согласно результатам расчетов, оптимальное расстояние между забоями для вертикальных скважин с ГРП, с учетом выбранного годового темпа отбора 7 %, составляет 2000 м, при этом продуктивности скважин недостаточно для достижения уровня отбора газа в объеме 7,8 млрд.м3/г. Эффективность вертикальных скважин возрастает при увеличении их продуктивности и скин-факторе минус б, полученные при массивном ГРП, однако при этом существует риск, что трещина от ГРП может быть источником поступления воды из нижезалегающих пластов. В случае горизонтального заканчивания газовых скважин при разработки газовой шапки обеспечивается:

- достижение максимальной доходности разработки газовой шапки;

- годовой темп отбора газа до 7 % от НГЗ позволяет достичь как максимальную технико-экономическую эффективность разработки, так и максимальную газоотдачу по сравнению со сценариями с более низкими

80 000

40 000

темпами отбора газа (за расчетный период - 35 лет);

- вскрытие пласта скважинами с горизонтальным окончанием обеспечивает более высокую продуктивность. Оптимальная плотность сетки горизонтальных скважин - 3000 м между забоями, при горизонтальном окончании 600 м. Несмотря на близкие значения ИРУ в вариантах 2500 м и 3000 м, в последнем случае требуется меньше скважин, и в этом сценарии существенно выше индекс доходности инвестиций (рисунок 7). Схема проводки горизонтального ствола - субгоризонтальная с ориентацией ствола вдоль структурной поверхности кровли по наиболее проницаемым пропласткам.

Рисунок 7 - Показатели экономической эффективности по обоснованию плотности сетки с вертикальным и горизонтальным вскрытием пласта

По результатам расчетов выявлено, что разработка нефтяной оторочки без ввода в разработку газовой шапки характеризуется отрицательными экономическими показателями в случае разработки вертикальными скважинами с ГРП и на грани рентабельности в случае разработки горизонтальными скважинами. Проведенными расчетами установлены наиболее эффективные системы разработки и расположение стволов в продуктивном разрезе, при консервации запасов нефти или газа.

В то же время рассматриваемые залежи имеют как нефтяные, так и газовые зоны, разработку которых необходимо осуществлять комплексно с целью достижения максимальной технико-экономической эффективности и конечных коэффициентов флюидоизвлечения. Поэтому, последующие этапы

расчетных экспериментов проводились на полномасштабных моделях пластов БУ16'~4 Восточно-Уренгойского и БУ8'~2 Ен-Яхинского месторождений.

В третьей главе представлена геолого-физическая характеристика исследуемых объектов разработки, этапы построения и краткая характеристика геолого-технологических моделей. Нефтегазоконденсатные залежи пластов БУ1614 Восточно-Уренгойского и БУ812 Ен-Яхинского месторождений, которые содержат нефтяные оторочки крыльевого типа, по своему геологическому строению характеризуются неоднородностью фильтрационно-емкостных параметров коллекторов, представленных переслаиванием песчаников и алевролитов.

Пласта БУ16'"4 Восточно-Уренгойского месторождения приурочен к структурно-литологической ловушке с односторонней зоной глинизации, которая протягивается более чем на 120 км. Пористость пород-коллекторов составляет в газонасыщенной части от 11 до 17 д.ед. проницаемость — от 0,1*10"3 до 82*10"3 мкм2, в нефтенасыщенной части пористость изменяется в диапазоне от 13 до 15 д.ед., проницаемость изменяется от 0Д *10 3 до 50*10"3 мкм2. Коэффициент песчанистости и расчлененности в среднем составили 0,78 д.ед. и 5,6 д.ед., соответственно. Общая толщина пласта изменяется от 12,9 до 27,4 м, эффективная - от 1 до 22 м.

Пласт БУ8'"2 Ен-Яхинского месторождения характеризуется улучшенными по сравнению с пластом БУ|61-4 фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Проницаемость в газовой части составляет 30,8*10"3 мкм2, в нефтяной - 30,2* 10"3 мкм2. Коэффициент расчлененности изменяется от 4,0 до 16 д.ед. Особенности геологического строения рассматриваемых залежей, вызвали необходимость использования наиболее совершенных трехмерных геолого-технологических моделей, учитывающих трехфазную фильтрацию пластовых флюидов. Трехмерная трехфазная фильтрация газа, нефти (конденсата) и воды в поровом пространстве осуществлялась в гидродинамическом симуляторе ECLIPSE. При моделировании использовалась расширенная модель «нелетучей» нефти

(«BLACK-OIL» -модель) - пакета ECLIPSE. Для обеспечения точности проводимых расчетов, детального изучения рассматриваемого вопроса и соблюдения предписаний нормативных документов по созданию фильтрационных моделей, ячейки сетки в зонах с нефтяными оторочками локально измельчены до размеров 100 х 100 м.

Базовыми для построения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и капиллярных давлений (КД), представленных на рисунке 8, являются результаты потоковых экспериментальных исследований, выполненных в 2008 г. на керне, отобранном из скважины 911 Восточно-Уренгойского месторождения. Ввиду крайне малого количества промысловой информации, обобщенные зависимости ОФП рассчитывались по наиболее универсальному из существующих подходов - методу LET с использованием результатов исследования керна Восточно-Уренгойского и Северо-Есетинского месторождения и месторождений-аналогов (Восточно-Мессояхское - шесть экспериментов, Юрхаровское - два эксперимента, Уренгойское - три эксперимента).

связанная вода

Предлагаемая корреляционная зависимость описывается тремя параметрами, L, Е, Т. Параметры L, Е и Т являются эмпирическими, L описывает нижнюю часть кривой, Т описывает верхнюю часть кривой, а Е описывает положение наклона (или спада) кривой. Опыт применения корреляции LET показывает, что параметр L>1, Е>0 и Т>0.5. Корреляционная зависимость для относительной проницаемости по нефти и воде имеет вид

кт=к]

(1)

(с+я:^ „»Г '

"М-Г+ДГ-С'

(2)

_ .

(3)

где кщ - относительная проницаемость по воде с отбором нефти, д.ед.;

Ко-» - относительная проницаемость по нефти с закачкой воды, д.ед.; кгох - относительная проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности и нулевой газонасыщенности, д.ед.

В качестве ориентировочного значения абсолютной проницаемости было использовано среднее значение проницаемости по гидродинамической модели равное 10,1 мД.

В четвертой главе, с учетом полученных результатов по обоснованию сеток и ориентации стволов скважин, темпов отбора газа, на полномасштабной модели пластов БУ16'"4 Восточно-Уренгойского и БУ8'"2 Ен-Яхинского месторождений уточнены параметры выбранной системы разработки, полученные при расчетах на секторной модели. Проведена оценка эффективности применения технологий поддержания пластового давления, с одновременной и раздельной закачкой воды и газа, при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки.

Уточнению и корректировкам подверглись:

1) плотность сетки нефтяных скважин, размещаемых на площади нефтеносности (горизонтальные, вертикальные), а также характер вскрытия пласта;

2) протяженность горизонтального участка и технологический режим эксплуатации нефтяных скважин;

Анализ результатов расчетов по уточнению типа заканчивания и плотности сетки нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки в режиме истощения пластовой энергии показал, что

для скважин с длиной горизонтального участка 400 м двукратное сокращение фонда скважин за счет разряжения сетки и увеличения расстояния между забоями до 1400 м способствовало более интенсивной отработке запасов нефти в ограниченной области дренирования и опережающему прорыву свободного газа и воды к забоям добывающих скважин, что привело к раннему выбытию скважин. При этом КИН составил 0,196 д.ед. (рисунок 9). Для скважин с длиной горизонтального участка 800 м, такое разряжение не повлияло на стабильную разработку нефтяной оторочки. Расчетный коэффициент извлечения нефти составил 0,224 д.ед. При моделировании вертикального вскрытия пласта с ГРП по сетке с расстоянием между забоями 800 м, уже в начальный период разработки наблюдалась более агрессивная динамика прорыва газа (ГФ = 7000 м3/т), что привело к прекращению разработки оторочки на Шлет раньше, чем в сценарии с более плотной сеткой вертикальных скважин. Расчетный КИН по сетке 600 м составил 0,195 д.ед., а по сетке 800 м - 0,178 д.ед.

Верт.ГРП ГС 4СЮм £ 8 S 1 У скважин

2 § 800м 2 о § 1400м Расстояние между забоями

Рисунок 9 - Показатели экономической эффективности по уточнению схемы размещения и типа заканчивания нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки

Для выявления наиболее эффективного способа воздействия, при опережающей разработке нефтяной оторочки, рассматривались способы разработки в режиме истощения пластовой энергии, поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением, а также способы, предусматривающие как одновременную закачку воды и газа, так и способ

ППД, предусматривающий только закачку газа в приконтурную часть залежи выше начальной отметки ГНК. Анализ полученных результатов показал, что для низкопроницаемых, сильно анизотропных коллекторов с различным распределением проницаемости по разрезу пласта система поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением является наименее эффективной. Вытеснение нефти водой к забоям добывающих скважин происходит неравномерно. Применение способа поддержания пластового давления в нефтяной оторочке внутриконтурным заводнением в совокупности с закачкой газа в газовую шапку позволяет минимизировать смещение оторочки в газовую шапку и соответственно сокращает объем нефти, внедряющейся в газонасыщенную зону пласта, о чем свидетельствуют высокие и рентабельные (в условиях Западной Сибири) дебиты скважин по нефти на уровне 60-80 т/сут, сохранявшиеся в течение четырех лет, а на уровне 40-60 т/сут в течение последующих десяти лет. В период ОПР на скважине 911 Восточно-Уренгойского месторождения начальный дебит нефти составил 116 т/сут. Воздействие на пласт путем поддержания пластового давления в нефте- и газонасыщенных частях залежи обеспечивает максимальные значения технико-экономических показателей разработки. ЫРУ составляет 21,77 млрд.руб., КИН 0,229 д.ед. (рисунок 10).

Для выявления наиболее эффективного способа воздействия, при опережающей разработке газовой шапки, на примере пласта БУ81-2 Ен-Яхинского НГКМ, который имеет лучшие фильтрационно-емкостные параметры по сравнению с объектом Восточно-Уренгойского месторождения, рассматривались способы разработки при поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением и одновременной закачкой воды и газа. На месторождении продолжается разработка только газоконденсатных залежей в режиме истощения пластовой энергии, а добыча нефти не осуществляется. С начала разработки из залежей отобрано 30,45 млрд.м3 «сухого» газа и 7,31 млн.т стабильного конденсата, фонд скважин составил 78 ед.

По результатам технологических расчетов разработки нефтяной оторочки

30 50

40 30 20 10 О -10

0.2« яр4ру

инвестора 0,115 ("^Фт"), млрд.р уй

0,165 "«РУ

инвестора

(НЕЙГГЫ ГЗЗ), »•'И ™рд.ру6

□ Доход

€5

государства (кофты ги! 0,015 млрд.руб ■ КИН

•0,035

[ЧРУ, гллрд.руб 70

Рисунок 10 - Показатели экономической эффективности при совместной

разработке нефтяной оторочки и газовой шапки

на примере пласта БУ8'~2 и анализу, полученных коэффициентов извлечения нефти, представленных на рисунке 11, сформированы следующие выводы:

- порядок освоения нефтяных оторочек должен исключать выборочную отработку запасов, что потребует дополнительного разбуривания залежей;

- достижение высоких коэффициентов нефтеотдачи обеспечивается при реализации методов поддержания пластового давления с размещением скважин по семиточечной схеме плотностью 64 га/скв;

- при разработке оторочки без применения методов воздействия на пласт коэффициент извлечения нефти не превышает для пласта БУв'"2 - 0,132 д.ед.;

- максимальный коэффициент извлечения нефти достигается при разработке оторочки пласта БУ8'~2 с поддержанием пластового давления в нефте- и газонасыщенных частях залежи при применении внутриконтурного заводнения в сочетании с закачкой газа в приконтактную газонасыщеную часть залежи.

Анализ результатов технологических показателей разработки пласта показал, что повышение степени выработки запасов углеводородной продукции существенно возрастает за счет организации поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением в сочетании с закачкой газа в газовую часть залежи, непосредственно примыкающую к нефтяной оторочке. Организация частичного сайклинг-процесса в газоконденсатной части пласта в совокупности

с поддержанием давления в нефтяной оторочке способствуют наиболее полному вытеснению нефти к забоям добывающих скважин и оказывают непосредственное влияние на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи, рассчитанное значение которого составляет 0,319 д.ед.

Рисунок 11 - Сопоставление коэффициентов извлечения нефти при

разработке нефтяной оторочки пласта БУ8'"2

По результатам проведенной серии расчетных экспериментов на секторной и полномасштабной моделях пластов БУ16'4 Восточно-Уренгойского и БУв'"2 Ен-Яхинского месторождений, сформирован методический подход по обоснованию оптимальной системы разработки нефтегазоконденсатной залежи с нефтяными оторочками, рекомендованный для обеспечения высоких коэффициентов нефтегазоизвлечения и положительных показателей экономической эффективности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработка залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками является одной из наиболее сложных проблем нефтегазодобывающей отрасли и требует создания специальных нетрадиционных подходов к развитию соответствующих методов активного воздействия на залежи, способствующих повышению их нефтеотдачи. Разработка нефтяной оторочки без ввода в разработку газовой шапки экономически нерентабельна.

2. Разработанный подход выбора оптимальной плотности размещения газоконденсатных скважин, основанный на моделировании «укрупненной

скважины», позволяет выявить сценарии с «некомпенсированными» отборами пластового газа и определить оптимальную зону для размещения забоев скважин и темп разработки газовой зоны.

3. Установлено, что в случае бурения вертикальных скважин, при временной консервации газовой шапки, максимальные коэффициенты извлечения нефти в системах с поддержанием пластового давления могут быть получены на сетках с расстоянием между забоями скважин, не превышающими 400 м. При разряжении сетки вертикальных скважин свыше 400 м, системы с поддержанием пластового давления только закачкой воды в неоднородных коллекторах менее эффективны, чем системы, в которых в качестве агента для воздействия используются газ или одновременно вода и газ.

4. При вскрытии нефтяных оторочек с послойной неоднородностью коллектора, в добывающих скважинах трассировку горизонтальных стволов по разрезу необходимо осуществлять с восходящим со стороны подошвы пласта стволом. Проводка горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах должна осуществляться с нисходящим со стороны кровли пласта стволом. Представленная трассировка является эффективной и при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки.

5. Перспективным воздействием на НГКЗ являются методы, основанные на одновременной закачке в залежи воды и газа. Метод внутриконтурного заводнения в нефтяной оторочке при одновременном поддержании давления в газовой шапке посредством нагнетания газа в прикровельную часть нефтяной оторочки позволяет минимизировать смещение нефтяной оторочки в газовую часть, за счет равномерного воздействия, как со стороны скважин нагнетающих воду, так и со стороны скважин, нагнетающих газ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1.Аптулин Д.В. Новый подход при обосновании плотности сеток скважин и способов их заканчивания в случае совместной разработки нефтяных

оторочек и газовых шапок в условиях вертикальной и латеральной анизотропии / Д.В. Аптулин, A.C. Романов // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». -2012. - № 4. - С. 137-149. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Aptulin/Aptulin_l.pdf.

2. Аптулин Д.В. Совершенствование разработки нефтегазовой залежи при реализации двухстороннего ППД закачкой воды и газа / Д.В. Аптулин, A.C. Романов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 6. -

3. Аптулин Д.В. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек пласта BH-II с использованием горизонтальных скважин / Д.В. Аптулин, A.C. Романов // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. -№ 5. - С. 138-140. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Aptulin/Aptulin_2.pdf.

4. Д.В. Аптулин. Метод обоснования плотности сеток скважин и способов заканчивания скважин в случае совместной разработки нефтяных оторочек и газовых шапок. / В.Н. Маслов, Д.В. Аптулин // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - № 6. - С. 79-80.

В других изданиях.

5. Аптулин Д.В. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек при совместной закачке воды и газа на примере пласта БУ81-2 Ен-Яхинского месторождения / Ю.Ф. Юшков, Е.Ф. Зольникова, Д.В. Аптулин, A.C. Романов // Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз». - 2011. - С.

6. Аптулин Д.В. Выбор плотности сеток скважин и способов их заканчивания в случае совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки // Сборник тезисов и докладов. V научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых» - 2013. - С. 59-61.

С. 67-73.

198-201.

Соискатель

Д.В. Аптулин

Подписано к печати 20.11.2013 г. Формат бумага 60x841/16. Усл. печ. л. 1,00. Заказ № 181. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аптулин, Денис Васильевич, Тюмень

Общество с ограниченной ответственностью ООО «ТюменНИИгипрогаз»

На правах рукописи

/У

04201454965

АПТУЛИН ДЕНИС ВАСИЛЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель - доктор технических наук Маслов В.Н.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Обзор исследований в области разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений....................................

1.1 Основные типы нефтяных оторочек и классификация содержащих их залежей.............................................................................

1.2 Способы разработки залежей с нефтяными оторочками.

1.2.1 Разработка нефтегазовых (НГЗ) и нефтегазоконденсатных залежей (НГКЗ) на истощение..................................................................

1.2.2 Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления.........................................

1.2.3 Разработка нефтегазоконденсатных залежей с раздельной эксплуатацией нефтяной оторочки и газовой шапки................

1.2.4 Методы разработки нефтегазоконденсатных залежей с переформированием нефтяных оторочек..........................

1.3 Эффективность разработки нефтяных оторочек системами горизонтальных скважин................................................

1.4 Исследование механизма взаимодействия нефтяной и газовой частей залежи в процессе их разработки...................................................

1.5 Обоснование направления исследования.

ГЛАВА 2. Исследование механизма нефтеизвлечения и обоснование сеток нефтяных и газоконденсатных скважин в коллекторах с послойной неоднородностью......................................................

2.1 Результаты математических экспериментов при выборе технологии воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин для добычи нефти.....................................................................

2.2 Выбор оптимального сценария разработки газовых шапок на основе моделирования укрупненной скважины...........................................

2.2.1 Выбор границ эксплуатационного поля и обоснование максимального темпа отбора газа...................................

2.2.2 Обоснование оптимальной плотности сетки скважин при вертикальном вскрытии пласта скважинами с различной 66 продуктивностью......................................................................

2.2.3 Обоснование оптимальной плотности сетки скважин и длины горизонтального участка при вскрытии пласта горизонтальном 70 скважинами..............................................................................

ГЛАВА 3. Краткая характеристика исследуемых объектов............. 76

3.1 Геологическая характеристика пласта БУ^^Восточно-Уренгойского месторождения.....................................

76

3.1.1 Этапы построения и краткая характеристика геолого-технологической модели............................................

79

3.1.2 Относительные фазовые проницаемости и физико-химическая характеристика пластовых флюидов..........................................

-Г~2-

3.2 Геологическая характеристика пласта БУ8 " Ен-яхинского месторождения............................................................

82

89

3.2.1 Краткая характеристика и исходные данные геолого-технологической модели............................................

90

ГЛАВА 4. Исследование эффективности различных способов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи на примере пластов БУ^14 Восточно-Уренгойского и БУ8Ь2 Ен-Яхинского месторождений.......................................................................

94

4.1 Уточнение плотности сетки нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки..........................

94

4.2 Разработка нефтяной оторочки в случае временной консервации запасов газа газовой шапки (на примере пласта БУ1614 Восточно- 99 Уренгойского месторождения).......................................................

4.3 Разработка нефтяной оторочки при опережающей разработке

1 2

газовых шапок (на примере пластов БУ8 ~ Ен-Яхинского 119 месторождения)........................................................................

4.3.1 Особенности исследуемой залежи и принципиальные положения ранее выполненных проектных работ............................................

119

123

4.3.2 Обоснование технологий воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин.......................................................

4.3.3 Выбор расчетных сценариев разработки........................................................................126

4.3.4 Анализ результатов технологических показателей разработки................127

Основные результаты и выводы..................................................................................................144

Список используемой литературы..............................................................................................146

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются рост доли трудно извлекаемых запасов в структуре запасов нефти, и недостаток опыта применения в промышленных масштабах методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как газовое, водогазовое воздействие и методов, основанных на одновременной или раздельной закачке воды и газа.

Как правило, к трудноизвлекаемым запасам, относятся запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах, приуроченные к тонким нефтяным оторочкам, которые непосредственно контактируют с запасами конденсатосодержащего газа. Особенности геологического строения таких залежей обусловливают различные осложнения в ходе их разработки, связанные с локальной и общей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов, потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасыщенных зонах пластов, и даже частичным или полным расформированием залежи. В результате нефтеотдача нефтяных оторочек является крайне низкой [4, 91].

При этом очередность ввода в разработку залежей с совместным залеганием нефти и газа при проектировании основана на принципе преобладания запасов какого-либо углеводородного продукта. Именно для максимального извлечения этого продукта, добыча которого рассматривается в качестве приоритетного в условиях рыночной экономики, и направлены основные проектные решения.

В последнее время повышенное внимание уделяется активным методам разработки таких залежей, в том числе с небольшими по толщине нефтяными оторочками. В случае нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей это предопределяет использование методов поддержания пластового давления с применением площадных и рядных систем заводнения в совокупности с закачкой газа в приконтурную часть нефтяной оторочки. Такие методы воздействия являются наиболее эффективными с точки зрения повышения конечной нефтеотдачи залежей с нефтяными оторочками. В тоже время многие

проблемы активного воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками еще не достаточно исследованы. Остаются открытыми и до конца не изученными вопросы, связанные с наиболее эффективными способами воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками, геолого-промысловыми факторами, особенностями формирования залежей и распределения проницаемости по латерали и вертикали (послойная и площадная анизотропия пласта), которые и предопределяют нефтеотдачу пласта и которые следует учитывать при проектировании разработки таких залежей.

Таким образом, исследование основных особенностей разработки нефтегазовых залежей, в которых основные запасы нефти непосредственно контактируют с запасами конденсатосодержащего газа и создание эффективных технологий их разработки представляются актуальными задачами. Это обстоятельство и предопределило направление исследований данной диссертационной работы.

Цель работы.

Повышение эффективности выработки запасов нефтегазоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками.

Основные задачи исследований

1. Исследование механизма нефтеизвлечения из залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем поддержания пластового давления.

2. Обоснование сеток газоконденсатных и нефтяных скважин, зоны их размещения, темпов отбора углеводородов и очередности освоения запасов при реализации систем разработки с воздействием и без воздействия на пласт.

3. Исследование влияния послойной неоднородности пластов нефтегазоконденсатных залежей на эффективность их разработки при активном воздействии на процесс извлечения нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтегазоконденсатные залежи пластов

БУ1614 Восточно-Уренгойского и БУв1"2 Ен-Яхинского месторождений. На первом примере оценивалась эффективность степени влияния на показатели разработки различных способов воздействия на нефтяную оторочку, когда запасы газа газовой шапки временно консервируются, на втором рассматривается эффективность аналогичных способов воздействия, когда газоконденсатная часть залежи уже находится в разработке, а нефтяная оторочка не разрабатывается.

Научная новизна выполненной работы

1. Обоснован способ совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки предусматривающий внутриконтурное заводнение и закачку газа выше газонефтяного контакта (ГНК) и обеспечивающий высокие коэффициенты газо-и нефтеотдачи.

2. С применением методов численного гидродинамического моделирования разработана методика определения площади зоны разбуривания и оптимального темпа отбора газа из валанжинских нефтегазоконденсатных залежей.

Практическая ценность и реализация

Полученные автором выводы и научные рекомендации применялись при анализе и обосновании систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. Основные результаты работы использовались при проектировании разработки Восточно-Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений, для обоснования экономической эффективности и повышения конечных коэффициентов извлечения нефти газа.

Основные защищаемые положения

1. Профиль бурения скважин с горизонтальными окончаниями, обеспечивающий высокую продуктивность и выработку запасов нефти тонких нефтяных оторочек без их расформирования.

2. Технико-экономическая стратегия разработки газовой шапки, а именно выбор оптимального темпа отбора газа и границы зоны размещения, добывающих скважин, в котором зона отбора газа представляется в виде

«укрупнённой скважины».

3. Способ эффективной разработки нефтегазоконденсатных залежей, в условиях разработки газовой шапки или временной консервации запасов газа, который основан на внутриконтурном заводнении нефтяной оторочки в совокупности с закачкой газа выше начальной отметки ГНК.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2011-2013 гг.); конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г Тюмень, 2011 г.); международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского индустриального института (г. Тюмень, 2013 г.); заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (г. Тюмень, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в шести печатных работах, в том числе в четырех изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения четырех глав, выводов и приложений. Общий объем работы составляет 160 страниц, в том числе 17 таблиц, 64 рисунка и 136 наименований списка литературных источников.

Автор диссертационной работы благодарит сотрудников отдела проектирования и разработки газоконденсатных залежей ООО «ТюменНИИгипрогаз» Юшкова Ю.Ф., Шарафутдинова Р.Ф.,

Орехова E.H. за оказанное внимание и поддержку при подготовке геолого-технологических моделей и проведении расчетов на ЭВМ. Также автор благодарен Нестеренко А.Н., Горбуновой JI.B. за ценные советы и помощь, полученные при сопоставлении сценариев и обоснованию экономических критериев эффективности разработки. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук Маслову В.Н. за постоянное внимание и помощь в работе.

1. Обзор исследований в области разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

Нефтегазовые (НГЗ) и нефтегазоконденсатные (НГКЗ) залежи характеризуются сложностью геологического строения. Таким залежам присуща объемная неоднородность насыщения продуктивного горизонта пластовыми флюидами, присутствие в разрезе залежи одновременно газонасыщенного (газовой шапки), нефтенасыщенного (нефтяной оторочки) и водонасыщенного интервалов.

Взаимодействие в ходе разработки нефтяной оторочки, газовой шапки и зоны пластовых вод вызывает трудноконтролируемые смещения в пластах водонефтяных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов. Это явление приводит в процессе эксплуатации к снижению начальных дебитов эксплуатационных нефтяных скважин и уменьшению коэффициентов извлечения нефти. Снижение КИН происходит в основном за счет отсечения от скважин значительных по размерам нефтенасыщенных зон пластовой водой, локально внедряющейся в нефтяную оторочку, а также «защемлением» и размазыванием нефти, смещаемой в газовую шапку. Как показывают теоретические исследования [2, 44, 49, 83, 93]и опыт разработки нефтегазовых залежей, на процесс извлечения нефти оказывают влияние также физические свойства жидких и газообразных флюидов, коллекторские свойства пласта, соотношение газо-, нефте- и водо-насыщенных интервалов. Одной из особенностей нефтегазоконденсатных залежей является также возможное насыщение коллекторов в газоконденсатной зоне нефтью с определенным закономерным его изменением по вертикали, что также сказывается на эффективности добычи нефти из нефтяной оторочки. Все перечисленные особенности строения, залегания и, следовательно, разработки НГЗ и НГКЗ вызывают необходимость применения различных технологий эксплуатации таких залежей, а также использования различных способов воздействия на них с целью увеличения нефтеотдачи. Для исследования этих процессов необходимо учитывать значительное разнообразие НГЗ и НГКЗ залежей и основные их типы.

1.1 Основные типы нефтяных оторочек и классификация содержащих их

залежей

Нефтяные оторочки подразделяются на два типа. К первому отнесены оторочки без чисто нефтяной зоны, запасы нефти в которых располагаются в основном между поверхностями водо- и газонефтяных контактов. Оторочки второго типа характеризуются наличием чисто нефтяной зоны и основные запасы нефти в них заключены между кровлей и подошвой пласта [24, 101].

На совершенно иной основе, учитывающей особенности пространственного расположения отдельных зон залежи, построена классификация В.Н. Самарцева. В зависимости от условий заполнения ловушки газом, нефтью и водой, а также местоположения на структуре он выделяет три типа НГЗ [105].

К первому типу относятся НГЗ с этажом газоносности больше толщины продуктивного пласта и соответственно с максимально возможным для НГЗ числом контуров и зон: двумя контурами газоносности и двумя контурами нефтеносности (внешний и внутренний). Между этими контурами могут размещаться водонефтяная, газонефтяная, нефтяная, газонефтеводяная и газовые зоны. Ко второму типу относятся НГЗ с этажом газоносности меньше, а этажом газонефтеносности больше толщины продуктивного пласта. В залежах этого типа отсутствуют внутренний контур газоносности, и газовая шапка по всей площади подстилается нефтью. К третьему типу залежей относятся НГЗ с этажом газонефтеносности меньше мощности продуктивного пласта. Залежи этого типа имеют два внешних контура - газоносности и нефтеносности, оконтуривающих водонефтяную и газонефтяную зоны. По всей площади залежи вода подстилает нефть, а нефтяная оторочка подстилает газовую шапку.

Кроме того, данная классификация НГЗ и НГКЗ предполагает подразделение залежей одного типа на подтипы в зависимости от соотношения порового объема нефтяной оторочки и газовой шапки. При явном преобладании оторочки (до 75 % общего порового объема) залежи относят к нефтяным с газовой шапкой. При преобладании газовой шапки (более 75 %

общего порового объема) залежи относят к газовым с нефтяными оторочками. В том случае, когда до 50-70 % порового объема залежи относится к оторочке или газовой шапке, залежи относят, соответственно, к газонефтяным или к нефтегазовым.

На пять типов НГЗ подразделяются в