USD ЦБ — 57,48 +0,16
EUR ЦБ — 67,52 −0,08
Brent — 57,44 −0,83%
вторник 17 октября 20:04

Наука и технологии // Разведка и разработка

Анализ разработки пластов группы АВ на основе выделения различных литолого-фациальных зон

14 октября 2014 г., 13:23И.Б. Плещева, А.В.Бяков ЗАО «Недра-Консалт»Neftegaz.RU3551

Фациальный анализ отложений в настоящее время широко применяется в нефтегазовой геологии, как в начале изучения территории, так и на этапе промышленного освоения залежей и месторождения. Генетический подход, включающий восстановление древних обстановок осадконакопления, необходим для выявления характера взаимосвязи отдельных частей геосистемы между собой. Появляется возможность формализовать свойства геологического пространства и выявить последовательность изменений. Методы геологических исследований, ориентированные на изучение фациальных особенностей строения, определяют пространственное взаимоотношение геологических тел и присущих им свойств. В целом по этому вопросу известно много исследований в части классификации современных обстановок осадконакопления и древних осадочных фаций. Их общая позиция в единстве между физико-географической средой и образующимися осадками [1-3].

Общим в большинстве классификаций является выделение трех обстановок осадконакопления - континентальная, переходная и морская. Каждая обстановка осадконакопления характеризуется своим типом последовательности залегания осадков.

Рис.1 - Карта распространения русловых и пойменных отложений пласта АВ2

Рис.2а - Электрометрические модели отложений русловой субфации

Рис.2б - Электрометрические модели пойменных отложений

Обобщение материалов исследований керна по пластам АВ1-2 большинства месторождений среднего Приобья показывает, что для выделения фаций по керну в разрезах скважин, как правило, недостаточно информации. В связи с этим, фациальная диагностика выполняется на основе методов электрометрии, методическое обоснование такой диагностики основано на установлении связей керн-ГИС. По керну рассматриваются такие показатели, как цвет породы, текстура, состав аутигенных минералов, гранулометрическая характеристика, фильтрационно-емкостные свойства. Методами промысловой геофизики определяется литологический состав (песчаники, глины, карбонаты, угли), а по форме метода ПС или ГК характер макрослоистости и последовательность изменения литологии по разрезу.

В данной работе на примере пластов АВ1-2 одного из месторождений среднего Приобья дана характеристика формирования данных объектов, выделены основные фации в разрезе пластов. Выделение литотипов разреза выполнено с использованием электрометрических моделей фаций, методическая основа которых принята согласно исследованиям В. С. Муромцева [4].

В нижней части горизонта АВ1, сформировавшегося в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях, выделяются песчаники трансгрессивных баров пласта АВ13. Формирование пласта АВ2 связано с континентальной обстановкой осадконакопления. Пласт отличается высокой фациальной изменчивостью по площади и разрезу. В его составе присутствуют песчаники русловых потоков, вдольбереговых валов, разрывных каналов, глинисто-алевритовые отложения с переслаиванием песчаников, сформировавшихся в отложениях поймы. Для обоснования мероприятий по формированию системы ППД и прочих ГТМ - в разрезе АВ2 выделено две группы фаций континентального генезиса, с которыми связаны песчаные тела. Это фации русел без разделения на виды (меандрирующие, спрямленные, проток, интенсивно-меандрирующие) и фации внешней поймы. Данное упрощение связано с возможностью картирования фаций по площади и установлению различий по условиям эксплуатации (рис.1-2а-2б-3).

Рис.3 - Континентальная обстановка осадконакопления

Фациальный анализ отложений в настоящее время широко применяется в нефтегазовой геологии, как в начале изучения территории, так и на этапе промышленного освоения залежей и месторождения. Генетический подход, включающий восстановление древних обстановок осадконакопления, необходим для выявления характера взаимосвязи отдельных частей геосистемы между собой. Появляется возможность формализовать свойства геологического пространства и выявить последовательность изменений. Методы геологических исследований, ориентированные на изучение фациальных особенностей строения, определяют пространственное взаимоотношение геологических тел и присущих им свойств. В целом по этому вопросу известно много исследований в части классификации современных обстановок осадконакопления и древних осадочных фаций. Их общая позиция в единстве между физико-географической средой и образующимися осадками [1-3]. Общим в большинстве классификаций является выделение трех обстановок осадконакопления - континентальная, переходная и морская. Каждая обстановка осадконакопления характеризуется своим типом последовательности залегания осадков. Рис.1 - Карта распространения русловых и пойменных отложений пласта АВ2 Рис.2а - Электрометрические модели отложений русловой субфации Рис.2б - Электрометрические модели пойменных отложений Обобщение материалов исследований керна по пластам АВ1-2 большинства месторождений среднего Приобья показывает, что для выделения фаций по керну в разрезах скважин, как правило, недостаточно информации. В связи с этим, фациальная диагностика выполняется на основе методов электрометрии, методическое обоснование такой диагностики основано на установлении связей керн-ГИС. По керну рассматриваются такие показатели, как цвет породы, текстура, состав аутигенных минералов, гранулометрическая характеристика, фильтрационно-емкостные свойства. Методами промысловой геофизики определяется литологический состав (песчаники, глины, карбонаты, угли), а по форме метода ПС или ГК характер макрослоистости и последовательность изменения литологии по разрезу. В данной работе на примере пластов АВ1-2 одного из месторождений среднего Приобья дана характеристика формирования данных объектов, выделены основные фации в разрезе пластов. Выделение литотипов разреза выполнено с использованием электрометрических моделей фаций, методическая основа которых принята согласно исследованиям В. С. Муромцева [4]. В нижней части горизонта АВ1, сформировавшегося в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях, выделяются песчаники трансгрессивных баров пласта АВ13. Формирование пласта АВ2 связано с континентальной обстановкой осадконакопления. Пласт отличается высокой фациальной изменчивостью по площади и разрезу. В его составе присутствуют песчаники русловых потоков, вдольбереговых валов, разрывных каналов, глинисто-алевритовые отложения с переслаиванием песчаников, сформировавшихся в отложениях поймы. Для обоснования мероприятий по формированию системы ППД и прочих ГТМ - в разрезе АВ2 выделено две группы фаций континентального генезиса, с которыми связаны песчаные тела. Это фации русел без разделения на виды (меандрирующие, спрямленные, проток, интенсивно-меандрирующие) и фации внешней поймы. Данное упрощение связано с возможностью картирования фаций по площади и установлению различий по условиям эксплуатации (рис.1-2а-2б-3). Рис.3 - Континентальная обстановка осадконакопления Оценка взаимодействия зон отбора и нагнетания различных фациальных групп Для оценки связанности коллекторов пластов АВ1-2 по площади с целью обоснования ГТМ выполнены исследования по выявлению интерференции между нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в различных фациальных зонах. Рассмотрена динамика дебитов и обводненности добывающих скважин с введением под закачку ближайших эксплуатационных скважин. Рассматривались пары скважин нагнетательная - добывающая, расположенные при нижеследующей комбинации вскрываемых в их разрезе фаций. В комбинации «русло-русло» рассмотрены характеристики скважин нагнетательной и добывающей, пробуренных в зоне развития русловых отложений. В комбинации «пойма-русло» - характеристики по нагнетательной и добывающей скважинам, расположенным в пойменных и русловых отложениях. Соответственно, в комбинациях «пойма-пойма» рассматривалась работа скважин расположенных в зонах развития пойменных отложений. Было проанализировано более сотни очагов заводнения, что составляет около половины всего нагнетательного фонда, по всей площади месторождения. Из этого количества отобрано 4 наиболее характерных примера наличия или отсутствия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами (зона нагнетания - зона отбора) различных фациальных зон. Наличие гидродинамической связи между руслом и руслом Участок скважин 566-572-578: скважина 572 - нагнетательная, введена под закачку в 3 квартале 2003 г., через год был дострелян АВ13, скважина под закачкой до настоящего времени. В августе 2003 г. в скважине был определен профиль приемистости. Согласно ПГИ, пласт АВ13 не принимал, принимал весь интервал перфорации русловой части АВ2, причем 56 % расхода приходилось на его нижние 2 м. скважина 566 - добывающая, с 3 квартала 1999 г. по настоящее время в эксплуатации на АВ2. В начале 2001 г. достреляна на АВ13. В июне 2002 г. в скважине выполнен ГРП, в результате которого, дебит жидкости увеличился с 33 до 80 т/сут без роста обводненности. Таким образом, обводненность до 1 квартала 2005 г. не превышала 12 %, со 2 квартала 2005 г. отмечается рост обводнения, который к настоящему времени стабилизировался на уровне 95 %. Таким образом, можно предполагать, что гидродинамическая связь между русловыми зонами скважин 566 и 572 существует и влияние закачки сказалось через 1,5 года. Явного влияния на эту связь ранее выполненного ГРП - нет. скважина 578 - добывающая, с июня 2000 г. по настоящее время в эксплуатации на АВ2. В середине 2007 г. достреляна на АВ13. Обводненность до середины 2004 г. не превышала 13 %, с 3 квартала 2004 г. отмечается рост обводненности, которая к настоящему времени превышает 90 %. Таким образом, можно предполагать, что гидродинамическая связь между русловыми зонами скважин 578 и 572 существует и влияние закачки сказалось менее через год (рис.4-5). Рис. 4 - Схема корреляции по линии скважин 566-572-578 Рис.5 - Влияние закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 578 Отсутствие гидродинамической связи между руслом и поймой Участок скважин 788-551: скважина 788 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта в 4 квартале 2006 г., скважина под закачкой до настоящего времени. В августе, сентябре, октябре 2006 г. и в апреле, октябре 2010 г. был определен профиль приемистости. Согласно последнего ПГИ, принимает верхний пропласток АВ13 и верх пласта АВ21. скважина 551 - добывающая, со 2 квартала 2001 г. по настоящее время в эксплуатации на оба пласта. В феврале 2002 г. и январе 2005 г. на скважине выполнены ГРП, не приведшие к ощутимому росту дебита жидкости и обводненности. Так же и закачка в скважину 788 никак не сказалась на режиме работы скважины 551. ПГИ на профиль притока в скважине не проводились. Таким образом, несмотря на два выполненных ГРП, не установлено гидродинамической связи между русловой зоной скважины 788 и пойменной зоной скважины 551 (Рис.6-7). Рис.6 - Схема корреляции по линии скважин 788-551 Рис. 7 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 551 Отсутствие гидродинамической связи между поймой и поймой Участок скважин 360-540: скважина 360 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта во 2 квартале 1990 г., скважина под закачкой до настоящего времени. В августе 2000 г., июле 2002 г. и сентябре 2004 г. был определен профиль приемистости. Согласно последнего ПГИ, принимает весь перфорированный интервал АВ13 и низ АВ21. скважина 540 - добывающая, с 1 квартала 1988 г. в эксплуатации на АВ2, с 3 квартала 1992 г. и до настоящего времени в эксплуатации на оба пласта. В июле 1996 г. выполнен ГРП, не приведший к ощутимому росту дебита жидкости и обводненности. ПГИ на профиль притока в скважине не проводились. Таким образом, не установлено гидродинамической связи между пойменной зоной скважины 360 и пойменной зоной скважины 540, несмотря, на ГРП и нагнетание (Рис.8-9). Рис.8 - Схема корреляции по линии скважин 360-540 Рис.9 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 540 Отсутствие гидродинамической связи между поймой и руслом Участок скважин 733-871: скважина 733 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта в 1 квартале 1996 г., скважина под закачкой до настоящего времени. Было проведено три исследования профиля приемистости: август 2000 г., ноябрь 2001 г. и август 2002 г. Ближайшие к интересующему нас отрезку времени исследования (08.2000 г.) показало приемистость всего перфорированного интервала, причем 95 % расхода приходилось на верхний интервал АВ13+АВ21 (пойма). скважина 871 - добывающая, эксплуатируется с 4 квартала 1988 г. на пласт АВ21, со 2 квартала 1990 г. на оба пласта, в настоящее время скважина остановлена (4 квартал 2010 г.). В ноябре 1997 г. в скважине провели ГРП, в результате которого дебит жидкости практически не увеличился, а обводненность даже снизилась. Закачка в скважину 733 в 1996 г не повлияла на рост дебита жидкости и обводненность в скважине 732 (на этот период была остановлена, а после запуска в работу, дебит жидкости и обводненность не изменились относительно базового уровня до остановки). ПГИ на профиль притока в скважине не проводились. Перевод скважины 733 под закачку не привел к установлению гидродинамической связи между «поймой» скважины 733 и русловой зоной скважины 871 (Рис.10-11). Рис.10 - Схема корреляции по линии скважин 733-871 Рис.11 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 871 Таким образом, можно отметить следующее: - наиболее благоприятными условиями для установления гидродинамической связи, является нахождение, как зоны отбора, так и закачки - в зоне русловой фации - все случаи успешные; - в сочетании, русло (закачка) - пойма (отбор), связь отсутствует во всех случаях; - во всех сочетаниях, закачка в «пойму» гидродинамическая связь отсутствует. При установлении гидродинамической связи также принимался во внимание гидроразрыв пласта, проведенный в добывающих скважинах в 16 примерах, однако каких-либо закономерностей при этом не установлено. Оптимизация системы разработки на основе фациального анализа участка в районе разведочных скважин 519Р и 1348Р. В выше приведенной оценке взаимодействия зон отбора и нагнетания различных фациальных групп была отмечена низкая эффективность закачки в скважинах, принадлежащих к пойменным зонам. Рассматриваемый участок представляет собой отдельную гидродинамическую систему и включает 21 скважину, в т. ч. 8 действующих добывающих, 6 действующих нагнетательных, остальные 7 скважин - в неработающих категориях. Закачка в пластах АВ13+АВ2 осуществляется, преимущественно, в пойменных скважинах, отбор - в русловых и прирусловых (Рис.12). Рис.12 - Район участка разведочных скважин 519Р и 1348Р С целью оптимизации системы разработки данного участка предлагается ограничение закачки (с последующей остановкой) в пойменные скважины 3906, 3904, 3515, 3399, 3514, 3525, 3397. Далее, предлагается перенос фронта нагнетания, посредством создания новых очагов заводнения в пойменные скважины 3693, 3398 (528Р - решение предварительное, поскольку по скважине отсутствует каротаж). При подборе мероприятий учитывались нижеследующие данные ПГИ. Скважина 1348Р - определение профиля приемистости от 14.07.2002 г. При общей приемистости 279 м3/сут - 70 % закачки уходит в интервал АВ13 (2.5 м), остальные 30 % - в двухметровый верхний интервал АВ21. Причем, внутри этого интервала - основная доля закачки соответствует верхнему метровому интервалу. Скважина 3521 - определение профиля притока и источника обводнения от 09.08.2001 г. Источник обводнения не выявлен ввиду отсутствия притока (приток ниже порога срабатывания прибора). На следующем этапе, по мере выработки запасов, достижении предельной обводненности русловых добывающих скважин 3694, 3516, 519Р, 3519, 3520, 3521, 3522 - перевод их под закачку на АВ13+АВ2. Помимо этих мероприятий - в предлагаемой программе присутствуют ПГИ по определению источника обводнения с последующими РИР, перестрелами (реперфорация), приобщениями, ГРП. Предлагаемая программа по участку содержит 39 ГТМ по 21 скважине: - в скважинах 3399, 3514, 3515, 3525, 3904, 3906 (пойма) - ограничение закачки (с дальнейшей остановкой); - 3905 (пойма) - перестрел на АВ13+АВ2 (2023.7-2032 м); - в скважинах 3398, 3693 (пойма) - перевод под нагнетание АВ13+АВ2; - в скважинах 519Р (прирусло), 3516, 3694 (русло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, приобщение «рябчика», после выработки извлекаемых запасов (достижение предельной обводненности) - перевод под закачку на АВ13+АВ2; - 3519 (прирусло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, ГРП 1824-1831.6 м, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2; - 3520 (русло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, ГРП 1737-1748 м, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2; - 3521 (русло) - перестрел на АВ13+АВ2 (1840-1851.5 м с ГРП), после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2; - 3522 (русло) - прежний режим, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2; - в скважинах 1348Р, 3397, 3523, 3528 (пойма) при достижении предельной обводненности - в пьезометр; - 3524 (пойма) - при достижении предельной обводненности - в ППД на АВ13+АВ2 (рис.13). Рис.13 - Район участка разведочных скважин 519Р и 1348Р с геолого-техническими мероприятиями Мероприятия направлены на совершенство вскрытия пластов в скважинах (до и реперфорации, приобщения), изоляции водопритоков (РИР), повышение коэффициента охвата выработкой (бурение БС) и т.д. Все вышесказанное необходимо использовать в комплексе с построением и актуализацией трехмерных геолого-гидродинамических моделей, которые, в свою очередь, являются основой для проектирования комплекса геолого-технологических мероприятий и мероприятий по регулированию процесса разработки.

Оценка взаимодействия зон отбора и нагнетания различных фациальных групп

Для оценки связанности коллекторов пластов АВ1-2 по площади с целью обоснования ГТМ выполнены исследования по выявлению интерференции между нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в различных фациальных зонах. Рассмотрена динамика дебитов и обводненности добывающих скважин с введением под закачку ближайших эксплуатационных скважин.

Рассматривались пары скважин нагнетательная - добывающая, расположенные при нижеследующей комбинации вскрываемых в их разрезе фаций. В комбинации «русло-русло» рассмотрены характеристики скважин нагнетательной и добывающей, пробуренных в зоне развития русловых отложений. В комбинации «пойма-русло» - характеристики по нагнетательной и добывающей скважинам, расположенным в пойменных и русловых отложениях. Соответственно, в комбинациях «пойма-пойма» рассматривалась работа скважин расположенных в зонах развития пойменных отложений.

Было проанализировано более сотни очагов заводнения, что составляет около половины всего нагнетательного фонда, по всей площади месторождения. Из этого количества отобрано 4 наиболее характерных примера наличия или отсутствия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами (зона нагнетания - зона отбора) различных фациальных зон.

Наличие гидродинамической связи между руслом и руслом

Участок скважин 566-572-578:

  • скважина 572 - нагнетательная, введена под закачку в 3 квартале 2003 г., через год был дострелян АВ13, скважина под закачкой до настоящего времени. В августе 2003 г. в скважине был определен профиль приемистости. Согласно ПГИ, пласт АВ13 не принимал, принимал весь интервал перфорации русловой части АВ2, причем 56 % расхода приходилось на его нижние 2 м.
  • скважина 566 - добывающая, с 3 квартала 1999 г. по настоящее время в эксплуатации на АВ2. В начале 2001 г. достреляна на АВ13. В июне 2002 г. в скважине выполнен ГРП, в результате которого, дебит жидкости увеличился с 33 до 80 т/сут без роста обводненности. Таким образом, обводненность до 1 квартала 2005 г. не превышала 12 %, со 2 квартала 2005 г. отмечается рост обводнения, который к настоящему времени стабилизировался на уровне 95 %.

Таким образом, можно предполагать, что гидродинамическая связь между русловыми зонами скважин 566 и 572 существует и влияние закачки сказалось через 1,5 года. Явного влияния на эту связь ранее выполненного ГРП - нет.

  • скважина 578 - добывающая, с июня 2000 г. по настоящее время в эксплуатации на АВ2. В середине 2007 г. достреляна на АВ13. Обводненность до середины 2004 г. не превышала 13 %, с 3 квартала 2004 г. отмечается рост обводненности, которая к настоящему времени превышает 90 %.

Таким образом, можно предполагать, что гидродинамическая связь между русловыми зонами скважин 578 и 572 существует и влияние закачки сказалось менее через год (рис.4-5).

Рис. 4 - Схема корреляции по линии скважин 566-572-578

Рис.5 - Влияние закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 578

Отсутствие гидродинамической связи между руслом и поймой

Участок скважин 788-551:

  • скважина 788 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта в 4 квартале 2006 г., скважина под закачкой до настоящего времени. В августе, сентябре, октябре 2006 г. и в апреле, октябре 2010 г. был определен профиль приемистости. Согласно последнего ПГИ, принимает верхний пропласток АВ13 и верх пласта АВ21.
  • скважина 551 - добывающая, со 2 квартала 2001 г. по настоящее время в эксплуатации на оба пласта. В феврале 2002 г. и январе 2005 г. на скважине выполнены ГРП, не приведшие к ощутимому росту дебита жидкости и обводненности. Так же и закачка в скважину 788 никак не сказалась на режиме работы скважины 551. ПГИ на профиль притока в скважине не проводились.

Таким образом, несмотря на два выполненных ГРП, не установлено гидродинамической связи между русловой зоной скважины 788 и пойменной зоной скважины 551 (Рис.6-7).

Рис.6 - Схема корреляции по линии скважин 788-551

Рис. 7 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 551

Отсутствие гидродинамической связи между поймой и поймой

Участок скважин 360-540:

  • скважина 360 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта во 2 квартале 1990 г., скважина под закачкой до настоящего времени. В августе 2000 г., июле 2002 г. и сентябре 2004 г. был определен профиль приемистости. Согласно последнего ПГИ, принимает весь перфорированный интервал АВ13 и низ АВ21.
  • скважина 540 - добывающая, с 1 квартала 1988 г. в эксплуатации на АВ2, с 3 квартала 1992 г. и до настоящего времени в эксплуатации на оба пласта. В июле 1996 г. выполнен ГРП, не приведший к ощутимому росту дебита жидкости и обводненности. ПГИ на профиль притока в скважине не проводились.

Таким образом, не установлено гидродинамической связи между пойменной зоной скважины 360 и пойменной зоной скважины 540, несмотря, на ГРП и нагнетание (Рис.8-9).

Рис.8 - Схема корреляции по линии скважин 360-540

Рис.9 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 540

Отсутствие гидродинамической связи между поймой и руслом

Участок скважин 733-871:

  • скважина 733 - нагнетательная, введена под закачку на оба пласта в 1 квартале 1996 г., скважина под закачкой до настоящего времени. Было проведено три исследования профиля приемистости: август 2000 г., ноябрь 2001 г. и август 2002 г. Ближайшие к интересующему нас отрезку времени исследования (08.2000 г.) показало приемистость всего перфорированного интервала, причем 95 % расхода приходилось на верхний интервал АВ13+АВ21 (пойма).
  • скважина 871 - добывающая, эксплуатируется с 4 квартала 1988 г. на пласт АВ21, со 2 квартала 1990 г. на оба пласта, в настоящее время скважина остановлена (4 квартал 2010 г.). В ноябре 1997 г. в скважине провели ГРП, в результате которого дебит жидкости практически не увеличился, а обводненность даже снизилась. Закачка в скважину 733 в 1996 г не повлияла на рост дебита жидкости и обводненность в скважине 732 (на этот период была остановлена, а после запуска в работу, дебит жидкости и обводненность не изменились относительно базового уровня до остановки). ПГИ на профиль притока в скважине не проводились.

Перевод скважины 733 под закачку не привел к установлению гидродинамической связи между «поймой» скважины 733 и русловой зоной скважины 871 (Рис.10-11).

Рис.10 - Схема корреляции по линии скважин 733-871

Рис.11 - Отсутствие влияния закачки на дебиты нефти и жидкости в скважине 871

Таким образом, можно отметить следующее:

- наиболее благоприятными условиями для установления гидродинамической связи, является нахождение, как зоны отбора, так и закачки - в зоне русловой фации - все случаи успешные;

- в сочетании, русло (закачка) - пойма (отбор), связь отсутствует во всех случаях;

- во всех сочетаниях, закачка в «пойму» гидродинамическая связь отсутствует.

При установлении гидродинамической связи также принимался во внимание гидроразрыв пласта, проведенный в добывающих скважинах в 16 примерах, однако каких-либо закономерностей при этом не установлено.

Оптимизация системы разработки на основе фациального анализа участка в районе разведочных скважин 519Р и 1348Р.

В выше приведенной оценке взаимодействия зон отбора и нагнетания различных фациальных групп была отмечена низкая эффективность закачки в скважинах, принадлежащих к пойменным зонам.

Рассматриваемый участок представляет собой отдельную гидродинамическую систему и включает 21 скважину, в т. ч. 8 действующих добывающих, 6 действующих нагнетательных, остальные 7 скважин - в неработающих категориях. Закачка в пластах АВ13+АВ2 осуществляется, преимущественно, в пойменных скважинах, отбор - в русловых и прирусловых (Рис.12).

Рис.12 - Район участка разведочных скважин 519Р и 1348Р

С целью оптимизации системы разработки данного участка предлагается ограничение закачки (с последующей остановкой) в пойменные скважины 3906, 3904, 3515, 3399, 3514, 3525, 3397. Далее, предлагается перенос фронта нагнетания, посредством создания новых очагов заводнения в пойменные скважины 3693, 3398 (528Р - решение предварительное, поскольку по скважине отсутствует каротаж).

При подборе мероприятий учитывались нижеследующие данные ПГИ.

Скважина 1348Р - определение профиля приемистости от 14.07.2002 г. При общей приемистости 279 м3/сут - 70 % закачки уходит в интервал АВ13 (2.5 м), остальные 30 % - в двухметровый верхний интервал АВ21. Причем, внутри этого интервала - основная доля закачки соответствует верхнему метровому интервалу.

Скважина 3521 - определение профиля притока и источника обводнения от 09.08.2001 г. Источник обводнения не выявлен ввиду отсутствия притока (приток ниже порога срабатывания прибора).

На следующем этапе, по мере выработки запасов, достижении предельной обводненности русловых добывающих скважин 3694, 3516, 519Р, 3519, 3520, 3521, 3522 - перевод их под закачку на АВ13+АВ2. Помимо этих мероприятий - в предлагаемой программе присутствуют ПГИ по определению источника обводнения с последующими РИР, перестрелами (реперфорация), приобщениями, ГРП.

Предлагаемая программа по участку содержит 39 ГТМ по 21 скважине:

- в скважинах 3399, 3514, 3515, 3525, 3904, 3906 (пойма) - ограничение закачки (с дальнейшей остановкой);

- 3905 (пойма) - перестрел на АВ13+АВ2 (2023.7-2032 м);

- в скважинах 3398, 3693 (пойма) - перевод под нагнетание АВ13+АВ2;

- в скважинах 519Р (прирусло), 3516, 3694 (русло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, приобщение «рябчика», после выработки извлекаемых запасов (достижение предельной обводненности) - перевод под закачку на АВ13+АВ2;

- 3519 (прирусло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, ГРП 1824-1831.6 м, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2;

- 3520 (русло) - ПГИ на источник обводнения, по результатам - РИР, ГРП 1737-1748 м, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2;

- 3521 (русло) - перестрел на АВ13+АВ2 (1840-1851.5 м с ГРП), после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2;

- 3522 (русло) - прежний режим, после выработки извлекаемых запасов - перевод под закачку на АВ13+АВ2;

- в скважинах 1348Р, 3397, 3523, 3528 (пойма) при достижении предельной обводненности - в пьезометр;

- 3524 (пойма) - при достижении предельной обводненности - в ППД на АВ13+АВ2 (рис.13).

Рис.13 - Район участка разведочных скважин 519Р и 1348Р с геолого-техническими мероприятиями

Мероприятия направлены на совершенство вскрытия пластов в скважинах (до и реперфорации, приобщения), изоляции водопритоков (РИР), повышение коэффициента охвата выработкой (бурение БС) и т.д.

Все вышесказанное необходимо использовать в комплексе с построением и актуализацией трехмерных геолого-гидродинамических моделей, которые, в свою очередь, являются основой для проектирования комплекса геолого-технологических мероприятий и мероприятий по регулированию процесса разработки.

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context