Оптимизация плотности сетки скважин

На Аганском месторождении эксперимен­ты по определению влияния плотности сет­ки скважин на коэффициент нефтеизвлечения не проводились. Подобные зависимости полу­чены в результате гидродинамических расче­тов. Расчеты выполнены геолого-статистиче­ским методом по всем пластам и

участкам по программам, разработанным специалистами СиБНИИНП, - RENT и BANZAI. В качестве примера приведены графические зависимости коэффициента нефтеотдачи от плотности сет­ки скважин по пластам БВ₈ (Мало-Аганская площадь), БВ₉, БВ_18-21 (рис. 1.38).

Рис. 1.38. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин по пластам:

1 – БВ₈; 2 – БВ₉ (3 участок); 3 – БВ_18-19

Полученные зависимости показывают, что в однородных коллекторах увеличение плотности сетки скважин не оказывает существен­ного влияния на коэффициент нефтеизвлече­ния. Так по Мало - Аганской площади пласта БВ₈ при плотности сетки 42,4 га/ скв коэф­фициент нефтеотдачи оценивается 0,506, при плотности 10,6 га/скв коэффициент нефтеот­дачи составит не более 0,539. В то же время по прерывистому коллектору БВ_18-21 при проект­ной плотности 25 га/ скв коэффициент нефте­извлечения предполагается примерно 0,2, при уплотнении до 8 га/скв - 0,3.

На Аганском месторождении дополнитель­ные уплотняющие скважины назначались на объект БВ₈. В проекте разработки дополни­тельно утверждено к бурению 108 скважин, по­следующими решениями, обоснованными в ав­торских надзорах и утвержденными протоко­лами АО МНГ, рекомендуется пробурить еще 162 скважины. Всего утверждено 270 дополни­тельных скважин, из них на 1.01.1995 г. про­бурено 230.

Бурение уплотняющих скважин начато с 1984 г. Дополнительная добыча по этим скважинам на 1.01.1995 г. составила 15170,5 тыс. т. Эффективность бурения уплотняющих сква­жин определялась по известной методике обоб­щенных характеристик вытеснения [14].

Анализ состояния разработки Аганского месторождения позволяет сделать следующие выводы:

- разработка Аганского месторождения осуществляется, в основном, в соответствии с требованиями проектных документов;

- реализуемая в настоящее время система разработки достаточно эффективна и актив­но воздействует на остаточные запасы нефти в пласте;

- основной объект БВ₈ находится в IV ста­дии разработки. Остаточные запасы, как по­казали результаты промыслово-геофизических исследований скважин, сосредоточены в кро­вельной части разреза, их по всей видимо­сти следует отнести к категории трудноиз­влекаемых. Отбор остаточных запасов будет осуществляться длительный период, сопрово­ждаться значительным количеством попутнодобываемой воды при дебите по нефти менее10 т/сут. Нефтеотдача, учитывая ограничен­ный срок жизни скважин, будет определять­ся темпами отбора жидкости. Поэтому основ­ной задачей разработки залежей на IV стадии является стабилизация темпов отбора остаточ­ных запасов нефти. Достигается это, в основ­ном, интенсификацией отборов жидкости из скважин. Как показали результаты эксплуа­тации скважин, интенсификация отборов жид­кости не приводит к заметному росту обвод­ненности. Организация форсированного отбо­ра жидкости приводит к увеличению отборов нефти, сокращению сроков разработки залежи, совпадает необходимость бурения значительно­го числа скважин-дублеров;

- на опытных участках пластов БВ₆ и БВ₈ Аганского месторождения, характеризующих­ся высокой обводненностью, была применена технология повышения нефтеотдачи пластов, направленная на снижение проводимости ка­налов в поровых блоках путем транспортиров­ки в них осадкообразующего агента - ССС. Процесс сопровождается перераспределением фильтрационных потоков и обеспечивает под­ключение в активную разработку слабодрени­руемых запасов нефти, что способствует по­вышению охвата пласта воздействием, сниже­нию обводненности и увеличению дебита неф­ти. Данная технология внедрена корпораци­ей СиБИНкор - структурным подразделением СиБНИИНП;

- на Аганском месторождении около 20% всех запасов нефти составляют трудноизвле­каемые запасы, к которым относятся запа­сы ачимовской толщи, часть запасов пла­стов БВ₆, БВ₈ и ЮВ₁. Ачимовские отложения характеризуются значительной неоднородно­стью. Основной объем порового пространства представлен низкопроницаемыми коллектора­ми с включением высокопроницаемых просло­ев: 71% пород имеют проницаемость 0,001 - ­0,01, составляя в среднем по пласту БВ_18-19 ­ - 0,003, по пласту БВ_20-21 - 0,006 мкм². Откры­тая пористость варьирует в большом диапа­зоне, 9,6-24,5%, составляя в среднем по пла­сту БВ_18-19 - 17%, по пласту БВ_20-21 - 18%. В этих условиях в значительной степени затруд­нена гидродинамическая связь между приза­бойной и удаленной зонами пласта. Данный фактор усугубляется не до конца реализован­ной проектной системой заводнения, (фактиче­ское соотношение действующих нагнетатель­ных и добывающих скважин равно 1:9). Все это, в конечном итоге, способствует увеличе­нию срока разработки, снижению нефтеотда­чи и экономической эффективности производ­ства.

Разработка объекта БВ_18-21 начата в 1983 г.

Начиная с 1990 г. на объекте происходило постепенное снижение дебитов жидкости с 10,6 в 1989 г. до 5,1 т/сут в 1992 г. Добыча неф­ти при этом снизилась с 230 до 127 тыс. т. Снижение дебитов жидкости в процессе экс­плуатации обусловлено рядом причин, одна из которых - ухудшение параметров призабой­ной зоны пласта. Это обстоятельство приве­ло к необходимости проведения работ, напра­вленных на восстановление производительно­сти скважин.

В настоящее время одним из самых распро­страненных и эффективных методов интенси­фикации добычи нефти, а также и основным способом извлечения запасов нефти в зонах развития прерывистых коллекторов, является гидроразрыв пласта.

Выполнение намеченной в рамках автор­ских надзоров программы, включающей меро­приятия, направленные на увеличение произ­водительности добывающих скважин, позво­лило значительно нарастить уровни добычи жидкости, что в свою очередь, способствовала снижению темпов падения добычи нефти на месторождении.

Дата добавления: 2015-08-09