Отчет по практике оператора по добыче нефти и газа

Алымская свита аптского возраста трансгрессивно перекрывает черкашинскую свиту. Имеет преимущественно глинистый состав. Глины темно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые.  В нижней части отмечаются прослои алевролитов серых, темно-серых, плотных, обычно линзовидно-слоистых. В кровле свиты выделяется глинистый кошайский МГ. С ним связан опорный отражающий горизонт М. Мощность алымской свиты 180-200 м.

    На  алымской свите согласно (регрессивно) залегает викуловская свита, имеющая преимущественно песчаный состав. Мощность свиты 250-280 м, в кровле ее выделяется песчаный горизонт ВК1. По палинологическим данным возраст викуловской свиты принят аптским.

    Ханты-Мансийская свита (альб) трансгрессивно перекрывает викуловскую и сложена глинами (нижняя подсвита), переслаиванием глин и песчаников (верхняя подсвита). Мощность свиты около 300 м- это нижняя трансгрессивная часть хантымансийско-уватскогорегиоциклита.

    Уватская свита (альб-сеноман) сложена преимущественно песчаниками субконтинентального генезиса. Мощность свиты 300 м. В кровле свиты залегает песчаный горизонт ПК 1.

    Вышележащая глинисто-кремнистая толща верхнего мела- палеогена играет роль 
регионального флюидоупора. В ее составе снизу вверх выделяются кузнецовская, 
березовская, ганькинская, талицкая, люлинворская, тавдинская свиты. Общая мощность 
толщи превышает 800 м. К основанию толщи приурочен опорный отражающий

горизонт  Г.

    В свою очередь она перекрывается  осадками континентального палеогена  (некрасовская серия) и четвертичными отложениями мощностью 30-80 м. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

     Подсчет геологических запасов нефти  объекта АС12 Западно-Чигоринского месторождения выполнены с использованием трехмерной цифровой геологической модели созданной институтом СургутНИПИнефть с применением программ Petrel фирмы Sclumberger.

     Основной  исходной информацией при построении геологической модели являлись координаты скважин, инклинометрия, кривые параметров Кп, Кнн, Кпр, структурные модели построенные в модуле CPS.

     Куб литологии строился методом Sequential Indicator Simulation с учётом изменения песчанистости по площади. Далее по прослоям коллекторов распространялись свойства пористости, проницаемости, нефтенасыщенности.

     Исходя  из степени изменчивости структурного плана и плотности геолого-геофизических наблюдений, расстояние между узлами сетки по осям X и Y составили 100 м, расстояние между узлами сетки по оси Z было взято 0.2-0.3 м.

Положение продуктивных пластов в трехмерном пространстве показано на рис. 3.1.

Размер модели - 20 965 230 узлов (181x286x405).

      При создании гидродинамической модели объекта АС12 была предпринята попытка 
ремасштабирования геологической модели. Результаты оказались неудовлетворительными, так как не сохранялась основная особенность объекта - высокая расчлененность. В итоге было принято решение использовать в качестве геологической основы раздельно модели каждого из пластов (АС12², АС12³⁽¹⁾,АС12³⁽²⁾, АС12³⁽³⁾) выделенных в границах объекта АС12 при подсчете запасов без ремасштабирования. Эффект совместной эксплуатации пластов сохранен путем задания, в качестве исходных режимов работы скважин забойных давлений приведенных на середину пласта.

Размеры геолого-технологических  моделей:

• пласта ACi₂² - 4 514 400 узлов (181x286x88),
• пласта ACi2³⁽¹⁾ - 5 745 600 узлов (181x286x112),
• пласта ACi₂³⁽²⁾ - 3 437 100 узлов (181x286x67),
• пласта ACi₂³⁽³⁾ - 7 079 400 узлов (181x286x138).

 
 
 
 

Рис 4.1

 
 
 
 
 
 
 

5.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ Обоснование выделения эксплуатационных объектов

     На  Западно-Чигоринском месторождении выделено 5 нефтеносных пластов АС12-2, ACi2-3(i), ACi2-3(2), ACi2-3(3), ЮСо.

Геолого-физическая характеристика пластов приведена  в табл. 6.1.1.

     Коллекторские свойства пластов и физико-химические свойства флюидов горизонта АС12 близки.

     Согласно сложившейся системы, пласты АС 12-2, ACi2-3(i), ACi2-3(2)> ACi2-3(3) объединены в один объект разработки - АС12.

Пласт ЮСо рассматривается как самостоятельный объект.

  Обоснование расчетных  вариантов разработки

      Объект  АС 12 эксплуатируется с 2003 года, находится на первой стадии разработки. Утвержденная трёхрядная система разработки находится в стадии формирования. Возможные направления увеличения эффективности:

• переход к более жесткой системе разработки;
• применение очагово-избирательного заводнения;
• уплотнение сетки скважин путем бурения дополнительных скважин;

      - уплотнение сетки скважин путем бурения горизонтальных боковых стволов 
(возможно на более поздней стадии - после обводнения скважин первых рядов, так как 
технология эксплуатации многоствольных скважин пока не может считаться надежно 
освоенной);

- комбинации из нескольких направлений.

      В итоге, целесообразным представляется рассмотреть следующие варианты разработки объекта ACi2:

     Вариант 1 (реализуемый) - трехрядная система  разработки с размещением скважин  по равномерной квадратной сетке  с плотностью 25 га/скв, с проведением системного ГРП на стадии строительства скважин.

     Вариант 2 - однорядная система разработки с  размещением скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с проведением системного ГРП на стадии строительства скважин. Рассмотрение однорядной системы разработки в качестве более жесткой вызвано тем, что на значительной части объекта происходит или завершено формитование разрезающих рядов.

     Вариант 3 - трехрядная система разработки с  размещением скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, на участках со слабой гидродинамической связью между скважинами применение очагово-избирательного заводнения и уплотнение сетки, проведение системного ГРП на стадии строительства скважин.

       Основные исходные характеристики  расчетных вариантов разработки  приведены в табл. 5.1

     Вариант 4 - в дополнение к варианту 3 - бурение  из обводнившихся скважин горизонтальных боковых стволов в районы со слабой выработкой запасов нефти.

     

Рис.5.1.

     На  объекте ЮС₀ пробная эксплуатация не проводилась. Граница залежи проведена условно - по окружности радиусом 1.15 км вокруг скважины 7063р. Изученность пласта крайне низкая, расчетная модель условная.

В связи  с этим, на данной стадии признано возможным  оценку КИН провести по одному варианту -разработка четырьмя горизонтальными добывающими скважинами на естественном режиме, длина горизонтального участка скважины -500м и одной наклонно направленной (рис. 5.1).

     Разработка  объекта ЮС₀ является опытно-промышленный, в наклонно-направленной скважине предполагается отбор керна, проведение геофизических и гидродинамических исследований. По результатам эксплуатации скважины предполагается оценить эффективность применения ГРП в данных геологических условиях. Расчетное давление на забое добывающих скважин - 14 МПа. 

Табл.5.1.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

6.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

Для   объекта   АС12  рассмотрено   четыре   варианта  разработки,   отличающиеся

системой расположения и плотностью сетки скважин.

Вариант   1   (реализуемый).   Трехрядная   система  разработки   с   размещением

скважин по равномерной  квадратной сетке с плотностью 25  га/скв с проведением

системного ГРП  на стадии строительства скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 331 скважин, в том числе добывающих -

229, нагнетательных - 79, резервных - 23.

Максимальный  уровень добычи нефти - 745 тыс.т (2008 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1491.5 тыс.т (2019 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 1856.2 тыс.т (2014 г.)

Накопленная добыча нефти - 10899 тыс.т

Вариант   2.   Однорядная   система   разработки   с   размещением   скважин   по

равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв с проведением системного ГРП на

стадии строительства  скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 323 скважин, в том числе добывающих -

153, нагнетательных - 155, резервных - 15.

Максимальный  уровень добычи нефти - 740.9 тыс.т (2007 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1693 тыс.т (2019 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2039.2 тыс.т (2017 г.)

Накопленная добыча нефти - 9634 тыс.т

Таким образом, на примере моделирования разработки по варианту 2 показана не

эффективность в данных условиях равномерных систем, даже жестких.

Вариант   3.   При   проектировании   неравномерной   системы   разработки,   на

разбуренной  части  объекта пробуренных  скважин  оказалось  недостаточно,  как  для

создания очагов, так и для добычи нефти. В связи  с этим в варианте 3 назначены  к

бурению дополнительные уплотняющие скважины. Очаговые скважины размещались на

тех   участках   ПАТ,   где   по   фактическим   данным   и   результатам   моделирования

происходило снижение пластового давления. Добывающие скважины размещались на

участках   с   избыточным   пластовым   давлением   и   участках,   где   прогнозировалась

повышенная нефтенасыщенность к концу разработки.

Таким  образом,  в  варианте  3  рассмотрена  трехрядная  система разработки  с

размещением скважин  по равномерной квадратной сетке  с плотностью 25 га/скв, на частках со слабой гидродинамической связью между скважинами применение очагово-

избирательного заводнения и уплотнение сетки, проведение системного ГРП на стадии

строительства скважин.

Проектный эксплуатационный фонд - 404 скважин, в том числе добывающих -

255, нагнетательных - 123, резервных - 26.

Максимальный  уровень добычи нефти - 807.8 тыс.т (2009 г.).

Максимальный  уровень добычи жидкости - 1993.9 тыс.т (2014 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2544.3 тыс.т (2014 г.)

             Накопленная добыча нефти                                               - 12195 тыс.т

            Вариант 4. В дополнение к варианту 3 - бурение из обводнившихся скважин горизонтальных  боковых  стволов  в  районы  со  слабой  выработкой  запасов  нефти.

             Количество боковых стволов определено исходя из величины рентабельной добычи нефти на один боковой ствол равной 15 тыс. т/бс

            Проектный эксплуатационный фонд - 404 скважин, в том числе добывающих -255, нагнетательных - 123, резервных - 26. Количество скважин с горизонтальными боковыми стволами - 52.

Максимальный  уровень добычи нефти - 821.8 тыс.т (2009 г.).