Спецчасть

Эксплуатационный объект – это нефтяная залежь по площади и по толщине пластов, предназначенная для эксплуатации по самостоятельной сетке добывающих и нагнетательных скважин. Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов – рациональность показателей разработки. Считается лучшим тот вариант, который обеспечивает максимально возможный коэффициент нефтеотдачи при минимальных экономических затратах.

На выбор эксплуатационных объектов влияют физические и физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях, содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствуют объединению их в один объект с другими горизонтами.

Промышленные запасы нефти на Волковском месторождении сосредоточены в 2 пластах (CVI.2, CVI.3) бобриковского горизонта, в 3 пластах (СТкз1, СТкз2, СТкз3) турнейского яруса и в 3 пластах (Дкн, ДI и ДII) терригенного девона. Геологическая изученность коллекторов показывает на сходные геолого-физические свойства пластов и насыщающих их жидкостей (таблица 2.17).

На основе изложенных критериев с учетом состояния эксплуатации, разбуренности, геолого-промыслового изучения пластов на Волковском месторождении выделены три самостоятельных объекта разработки [24, 25, 26, 27].

Основной объект разработки – турнейский ярус. В разработке 10 залежей. Залежи нефти массивные. Глубина залегания изменяется от 1568 до 1697 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 составляют 7169 тыс.т (74,7 % всех запасов месторождения). Средняя нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,3 до 9,3 м. Пласты характеризуются проницаемостью 0,001-0,020 мкм², нефть средневязкая, изменяется от 4,7 до 16,9 мПа ^.с, содержание в нефти серы от 2 до 2,4 %, парафина от 2,6 до 4,7 %. Сероводород в составе газа не обнаружен.

Второй объект разработки – бобриковский горизонт. В разработке 7 пластово-сводовых залежей нефти. Глубина залегания пластов изменяется от 1562 до 1632 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 составляют 1553 тыс.т (16,2 % всех запасов месторождения). Средняя нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,9 до 7,1 м. Пласты характеризуются проницаемостью от 0,089 до 0,791 мкм², нефть средневязкая, изменяется от 7,4 мПас до 9,5 мПас, содержание в нефти серы от 1,8 до 2,2 %, парафина от 1,6 до 3,9 %. Сероводород в составе газа не обнаружен.

Третий объект разработки – терригенный девон. В разработке 12 пластово-сводовых залежей нефти. Глубина залегания пластов изменяется от 1966 м до 2105 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С1 составляют 879 тыс.т (9,2 % всех запасов месторождения). Пласты характеризуются проницаемостью от 0,035 до 0,304 мкм², вязкость нефти изменяется от 5,5 до 19,8 мПас, содержание в нефти серы от 2,0 до 2,2 %, парафина от 2,5 до 4,1 %. Сероводород в составе газа не обнаружен.

Дальнейшая разработка Волковского месторождения рассмотрена по трем технологическим вариантам, проектные решения которых разработаны в соответствии с геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов месторождения и с учетом проведенного анализа выработки запасов и энергетического состояния разрабатываемых пластов. Варианты различаются между собой плотностью сетки скважин, системой заводнения, методами увеличения нефтеотдачи. Расчеты выполнены по каждому объекту разработки – бобриковский горизонт, турнейский ярус, терригенная толща девона. Расчеты в целом по месторождению получены суммированием результатов расчетов по объектам. Исходные характеристики расчетных вариантов по объектам и в целом по месторождению приведены в таблице 5.1.

Расчеты технологических показателей разработки проведены с использованием геолого-технологической модели, созданной с применением программного обеспечения Тempest More и Irap RMS норвежской фирмы ROXAR. Процесс создания, адаптации ПДГТМ к истории разработки и порядок проведения технологических расчетов описаны в разделе 3. Дебиты по новым скважинам рассчитывались на гидродинамической модели при условии Pзаб=0,5*Рнас и нулевом скин-факторе (таблицы 5.2-5.4). Расчеты технологических показателей разработки выполнены по методике Башнипинефти.

Проектное размещение скважин по вариантам разработки представлено в графических приложениях Е.10-Е.18. Движение фонда по месторождению по вариантам разработки приведено в таблицах 5.2-5.4.

Бобриковский горизонт

Вариант 1 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение одной наклонно-направленной добывающей скважины на нераспределенные запасы, перевод пяти скважин с турнейского яруса, перевод одной добывающей скважины под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2049 г.) накопленная добыча нефти составит 890,3 тыс.т, КИН=0,573, Кохв=0,866, Квыт=0,662.

Таблица 5.1 - Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки Волковского нефтяного месторождения

Таблица 5.2 - Движение фонда по Волковскому месторождению (1 вариант)

Таблица 5.3 - Движение фонда по Волковскому месторождению (2 вариант)

Таблица 5.4 - Движение фонда по Волковскому месторождению (3 вариант)

Вариант 2 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение одной наклонно-направленной добывающей скважины на нераспределенные запасы, перевод пяти скважин с турнейского яруса, перевод двух добывающих скважин под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2049 г.) накопленная добыча нефти составит 898,0 тыс.т, КИН=0,578, Кохв=0,873, Квыт=0,662.

Вариант 3 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение двух наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе одной на нераспределенные запасы, ОРЭ в семи скважинах (бобриковский горизонт+турнейский ярус), ввод одной добывающей скважины из бездействия, перевод двух добывающих скважин под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2040 г.) накопленная добыча нефти составит 898,0 тыс.т, КИН=0,578, Кохв=0,873, Квыт=0,662.

Турнейский ярус

Вариант 1 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение одной наклонно-направленной добывающей скважины на нераспределенные запасы, проведение ИДН в 13 скважинах, перевод одной пьезометрической скважины в добывающий фонд и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2040 г.) накопленная добыча нефти составит 2373,5 тыс.т, КИН=0,331, Кохв=0,720, Квыт=0,460.

Вариант 2 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение шести наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе одной добывающей скважины на нераспределенные запасы, бурение двух горизонтальных скважин, бурение шести боковых стволов, бурение двух нагнетательных скважин, проведение ИДН в 13 скважинах, перевод пяти скважин с бобриковского горизонта, перевод семи добывающих скважин под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2048 г.) накопленная добыча нефти составит 2522,0 тыс.т, КИН=0,352, Кохв=0,765, Квыт=0,460.

Вариант 3 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение двух наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе одной добывающей скважины на нераспределенные запасы, ОРЭ в семи скважинах (бобриковский горизонт+турнейский ярус), бурение двух боковых стволов, проведение ГРП в двух скважинах, проведение ИДН в 13 скважинах, проведение БСКО в семи скважинах, проведение СКО в 11 скважинах, перевод четырех скважин с бобриковского горизонта, перевод шести добывающих скважин под закачку, перевод трех пьезометрических скважин в добывающий фонд и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2043 г.) накопленная добыча нефти составит 2522,0 тыс.т, КИН=0,352, Кохв=0,765, Квыт=0,460.

Терригенная толща девона

Вариант 1 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение одной наклонно-направленной оценочной скважины (категория С2), проведение ГРП в одной скважине, проведение ИДН в двух скважинах и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2037 г.) накопленная добыча нефти составит 301,6 тыс.т, КИН=0,331, Кохв=0,596, Квыт=0,555.

Вариант 2 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение двух горизонтальных скважин, бурение двух боковых стволов, бурение одной наклонно-направленной оценочной скважины (категория С2), проведение ГРП в одной скважине, проведение ИДН в двух скважинах, перевод одной скважины с турнейского яруса, перевод четырех добывающих скважин под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2038 г.) накопленная добыча нефти составит 318,0 тыс.т, КИН=0,349, Кохв=0,629, Квыт=0,555.

Вариант 3 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение одной наклонно-направленной оценочной скважины (категория С2), проведение ГРП в одной скважине, проведение ИДН в двух скважинах, перевод одной скважины с турнейского яруса, перевод одной пьезометрической скважины в добывающий фонд и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2044 г.) накопленная добыча нефти составит 318,0 тыс.т, КИН=0,349, Кохв=0,629, Квыт=0,555.

Месторождение в целом

Вариант 1 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение трех наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе двух добывающих скважин на нераспределенные запасы, одной оценочной скважины (категория С2), проведение ГРП в одной скважине, проведение ИДН в 15 скважинах, перевод пяти скважин с одного объекта на другой, перевод одной добывающей скважины под закачку, перевод одной пьезометрической скважины в добывающий фонд и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2049 г.) накопленная добыча нефти составит 3565,4 тыс.т, КИН=0,370.

Вариант 2 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение восьми наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе пяти добывающих скважин на распределенные запасы, двух добывающих скважин на нераспределенные запасы, одной оценочной скважины (категория С2), бурение четырех горизонтальных скважин, бурение восьми боковых стволов, бурение двух нагнетательных скважин, проведение ГРП в одной скважине, проведение ИДН в 15 скважинах, перевод 11 скважин с одного объекта на другой, перевод 13 добывающих скважин под закачку и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2049 г.) накопленная добыча нефти составит 3738,0 тыс.т, КИН=0,388.

Вариант 3 предусматривает эксплуатацию объекта существующим фондом скважин, а также бурение четырех наклонно-направленных добывающих скважин, в том числе одной добывающей скважины на нераспределенные запасы, одной оценочной скважины (категория С2), ОРЭ в семи скважинах (бобриковский горизонт+турнейский ярус), бурение двух боковых стволов, проведение ГРП в трех скважинах, проведение ИДН в 15 скважинах, проведение БСКО в семи скважинах, проведение СКО в 11 скважинах, ввод одной добывающей скважины из бездействия, перевод пяти скважин с одного объекта на другой, перевод восьми добывающих скважин под закачку, перевод четырех пьезометрических скважин в добывающий фонд и применение методов увеличения нефтеотдачи. К концу разработки (2044 г.) накопленная добыча нефти составит 3738,0 тыс.т, КИН=0,388.