ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». Открытие и разработка новых месторождений восточной Сибири является одной из главных. Список литературы

 

Открытие и разработка новых месторождений восточной Сибири является одной из главных задач долгосрочной государственной программы изучения недр и восполнения минерально-сырьевой базы Российской Федерации. Создание новых эффективных технологий для достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, является одной из наиболее приоритетных задач на сегодняшний день.

Куюмбинское НГКМ – одно из крупнейших месторождений, находящихся в Восточной Сибири. По величине начальных извлекаемых запасов месторождение относится к уникальным. Куюмбинское НГКМ представлено карбонатными пародами рифейского возраста (1,5 млрд. лет). На государственном балансе числится 19 залежей, характеризующихся различным насыщением.Кроме того, для всех залежей месторождения наблюдается высокая анизотропияей фильрационно-емкостных свойств, что усложняет разработку Куюмбинского НГКМ и не позволяет тиражирование традиционных подходов к разработке месторождений нефти и газа.

Важную роль в представленной работе занимает анализ действующей петрофизической модели месторождения. Анализ геолого-статистического разрезапозволил выделить зону «разуплотнения». Верхняя часть разреза является наиболее эродированной, так как в период выхода рифея на дневную поверхность подвергалась более значительному воздействию внешних факторов. Данная зона обладает повышенными фильтрационно-емкостными свойствами.Кроме того, зафиксировано снижение емкостных характеристик с увеличение глубины от кровли рифея Рис. 1.

 

Рис.1 - Распределение ФЕС от расстояния от R0

 

Полученные данные былиприменены для перестроения куба пористости при геологическом 3D моделировании.

 

Рисунок 2 – Текущий и утвержденный куб пористости.

 

Проведен анализ работы скважин в зависимости от глубины проводки горизонтального ствола. В результате было выявлено, что лучшей динамикой работы обладают скважины, горизонтальный ствол которых пробурен в прикровельной зоне (не более 20 м от кровли рифейских отложений). На данных скважинах стартовые показатели кратно выше, чем на скважинах, пробуренных в середину нефтенасыщенной части. Это также косвенно подтверждает, что прикровельная часть обладает повышенными ФЕС.

Кроме того, основной проблемой разработки карбонатных месторождений является быстрое обводнение скважиной продукции. Причиной тому служит широко развитая система субвертикальной трещиноватости, которая создает высокую гидродинамическую связь с подошвенной водой.

Для предотвращения проблемы прорывов воды в добывающие скважины, необходим контроль текущих депрессий. В скважинах, где уже произошел прорыв воды и снижение депрессии не исправляет ситуацию, необходимо проведение операций по ограничению водопритока.

Исходя из анализа результатов ПГИ на Куюмбинском месторождении, скважины со смешанным притоком удалось разделить на три обширные группы по характеру прорыва воды: прорыв по единичной трещине, прорыв по системе трещин и весь ствол скважины работает водой.

95% новых скважин запускаются со стартовой обводненностью 0%. Прорыв воды чаще всего происходит по 2 случаям: превышение депрессии прорыва воды или в результате длительной отработки происходит естественное поднятие конуса воды.

Для борьбы с незапланированным водопритоком необходимо проведение ремонтно-изоляционных работ. Используя анализ месторождений аналогов была предложена технология ограничения водопритока, которая позволяет минимизировать кольматацию«нефтенесущих» трещин и дает возможность контролировать распределение состава внутри ствола.

 

Список литературы

 

1. Голф-Рахт Т. Д.«Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов». Москва «Недра» 1986 г

2. Киркинская, В. Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа - «Недра» 1981 г.

 

УДК 622.276

 

⇐ Предыдущая18192021222324252627Следующая ⇒

Поделиться: