ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». Нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Эвенкийском муниципальном районе. Список литературы

 

Нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края. На месторождении в настоящее время разрабатывается нефтегазоконденсатная залежь среднерифейского возраста.

Целью является изучение работы водонагнетательных скважин, предложение по оптимизации количества водонагнетательных скважин.

Актуальность данной работы заключается в расчете поровых объемов под закачку воды. С ростом добывающих оборотов компании, требуется бурение большого количества водонагнетательных скважин способных утилизировать большой объем воды и наиболее выгодные толщи под закачку.

В 2018 году начали производить закачку воды в водонагнетательные скважины в среднерифейские отложения. В этот же период производился замер забойного давления в разведочной скважине в вендских отложениях. Также проводились трассерные исследования в участках нагнетательных скважин.

В результате проведенного анализа работы водонагнетательных скважин сформулированы выводы:

-реакция забойного давления в разведочной скважине на закачку в водонагнетательные скважины, а также на отборы жидкости в эксплуатационных скважинах указывает на гидродинамическую связь вендских и рифейских отложений;

-большой процент трассера (до 99,0084%), недошедший до реагирующих скважин, предположительно поднимается в венд по трещинам, гидродинамически связанный с рифеем;

-преобладающие простирания трещин влияет на движения жидкости от водонагнетательных скважин к эксплуатационным. Направление трещиноватости в скважине 2 говорит о том, что могут быть общие системы трещин протягивающиеся от рифея к венду;

Вода, закаченная за весь период работы водонагнетательных скважин 1, 2 и 3, предположительно уходит в газовую шапку рифей-венда выше ГНК, отжимая газ.

Согласно проектной документации в районе планируется бурение 11 скважин для закачки принятого объема воды, со средней глубиной 2800 м. Придерживаясь концепции отжимания газа водой, оценен поровый объем в газовой шапке под закачку воды. С помощью, построенной в программе Petrel 14 3D модели совместно по венд-рифейским отложениям был посчитан поровый объем газовой шапки при начальном пластовом давлении, выше ВНК в заданном секторе. Далее объемным методом рассчитывались запасы газа в секторе при начальном пластовом давлении (P₁) и максимально-допустимом давлении (P₂) по формуле:

Объём газа в секторе рассчитывался объёмным методом по формуле:

 

                                                                                             (1)

 

где Qг – объём газа в поверхностных условиях, млн. м3;

Vп – пустотный объем, который занимает газ газовой шапки, м3;

Kгн – коэффициент газонасыщенности, Kгн = 0,9;

B – объемный коэффициент.

 

Объемный коэффициент рассчитывался при начальном пластовом давлении и критическом пластовом давлении по формуле:

 

                                                                                                         (2)

 

где Pст – давление при стандартных условиях, равное Pст = 0,1013 МПа;

Pпл – среднее пластовое давление, МПа; Pпл₁ = 21,12 МПа; Pпл₂ = 25 МПа;

α – соответствующая поправка на сжимаемость реальных газов Z = 1/α; Z₁ = 0,7543; Z₂ = 0,8061;

Tст– стандартная температура, равная Tcm = 273 K;

Tпл– средняя пластовая температура в залежи, К; Тпл = 300,3 К.

 

Пустотный объём газа Vп₂ рассчитывался по формуле:

 

, м3                                                                                             (3)

Объем, который возможно заполнить водой рассчитывался по формуле:

 

                                                                                                 (4)

 

На основе расчетов для минимизации рисков предложен вариант оптимизации размещения скважин.

 

Таблица 1 – Оптимизация количества водонагнетательных скважин

	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Количество скважин		4	1
Средняя глубина заложения, м		3150	3150
Средняя приемистость, м3/сут		1674	3150

 

Таблица 2 – Экономическая эффективность от оптимизации водонагнетательных скважин

Средняя стоимость скважин до оптимизации, тыс. руб	Средняя стоимость скважин после оптимизации, тыс. руб	Экономический эффект от оптимизации скважин, тыс. руб
3 749 000	2 215 000	1 534 000

 

Список литературы

1. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск, 2005.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 816 с.

3. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. 254 с.

УДК 622.276.32

 

АНАЛИЗ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ И ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КУЮМБИНСКОГО НГКМ

⇐ Предыдущая17181920212223242526Следующая ⇒

Поделиться: