ОБОСНОВАНИЕ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА БП УСТЬ-ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Н

А У К И

О ЗЕМЛЕ

УДК 55

В.С. Иванов

ОБОСНОВАНИЕ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА БП УСТЬ-ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

В статье рассматриваются вопросы влияния напряженно-деформационного состояния горных пород и направленность регионального стресса на эффективность выработки запасов при разработке нефтяных месторождений. Предложен вариант трансформации системы разработки для улучшения выработки запасов и предотвращения раннего обводнения скважин.

Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние пород, трансформация системы разработки, обводнение, региональный стресс.

Влияние напряженно-деформационного состояния пород на эффективность выработки запасов проявляется в наибольшей степени именно в низкопроницаемых коллекторах [1], где технологическими решениями предусматривается проведение ГРП и высокое давление закачки воды в пласт [2, 3]. Применительно к разработке нефтяных месторождений напряженно-деформационные свойства горных пород играют роль группы дополнительных корректирующих факторов [4, 5, 6]. Положительный или отрицательный характер его влияния обусловлен исключительно реализуемыми технологическими решениями, точнее, их адекватностью. В первую очередь это касается выбора системы воздействия. В рядных блочно -замкнутых системах, а также площадных, возможно расположение добывающих и соседних нагнетательных скважинах на линиях деструкции. Увеличение пластового давления в зоне нагнетания и его снижение в зоне отбора приведет к раскрытию трещин в первую очередь на этих линиях, что превратит их в каналы бесполезной циркуляции воды [7, 8, 9]. Необходимо проводить диагностику и выявление источников обводнения, а впоследствии планировать работы по ограничению водопритоков (ОВП) [6, 8]. Отрицательный эффект в таких системах усиливается большим количеством добывающих скважин на 1 нагнетательную, вследствие чего возникает необходимость увеличения количества нагнетательных скважин. В центральной части залежи объект БП Усть-Харампурского месторождения разрабатывается проектной обращенной девятиточечной системой разработки. Весь добывающий фонд поделен на 3 типа: 1 тип - скважины, расположенные сверху/снизу по отношению к нагнетательным скважинам и условно обозначенные СЕВЕР-ЮГ (С-Ю); 2 тип - добывающие скважины, расположенные справа/слева от нагнетательных - ЗАПАД-ВОСТОК (З-В); 3 тип - добывающие скважины, расположенные диагонально к нагнетательным -стягивающие. По каждому типу скважин были проанализированы зависимости обводненности от накопленной добычи нефти (рисунок 1). Проведенный анализ динамики обводнения скважин показал, что более быстрыми темпами происходит обводнение добывающих скважин расположенных сверху или снизу от нагнетательных скважин. Более медленными темпами происходит обводнение стягивающих скважин, расположенных диагонально к нагнетательным скважинам. Более ранний прорыв закачиваемой воды в скважины С-Ю можно объяснить следующим, что в нагнетательных скважинах образуются трещины и наблюдается эффект автоГРП. С учетом того факта, что направление регионального стресса на объекте отмечается с севера на юг, то рост трещин автоГРП происходит преимущественно в данном направлении. На

© Иванов В.С., 2019.

Вестник магистратуры. 2019. № 4-2(91)

ISSN 2223-4047

основе результатов анализа, были рассмотрены варианты трансформации системы разработки из обращенной девятиточечной системы, в рядную, с вертикальным и горизонтальным расположением нагнетательных скважин (рисунки 2, 3). Вариант по трансформации в пятиточечную систему разработки был исключен из-за перевода в ППД стягивающих скважин, дающих основной вклад в добычу нефти по исходному варианту. Анализ вариантов, показал, что наиболее эффективным преобразованием текущей системы разработки является рядная вертикальная. Дополнительная добыча нефти, за счет увеличения коэффициента охвата на 5-10%, составит 372 тыс. т (по сравнению с вариантом обращенной девятиточечной).

Рис. 1. Зависимость обводненности от накопленной добычи нефти

Элементы системы разработки

<▲-ш

| обращенная 9-

томачмая IhRvvVN^^

||м%\ Кохв =0,77 при <

f 4

рядная

(аартииальная)

£ Кох в =0,84 при «

Оценка коэффициента охвата по площади, основанная на линиях тока

рядная (горизонтальная)

Кохя=0,65 при

▲ О

добывающая скважина

линия тока

тр«щииа автоГРП

Рис. 2. Сравнение коэффициентов охвата систем разработки

Рис. 3. Варианты трансформации системы разработки

Библиографический список

1.Ахметов Р.Т. Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного пространства продуктивных пластов / Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин, В.Е. Андреев // - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - Ч.1. - 94 с.

2.Андреев В.Е. и др. Применение комплексных технологий увеличения нефтеотдачи в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов /Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Султанов Ш.Х., Попов С.В. // Нефтесервис. 2010. № 4. С. 66-68.

З.Чудинова Д. Ю., Сиднев А. В. Геолого-технические мероприятия по контролю и регулированию разработки месторождений Когалымской группы на завершающей стадии // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2016. № 1. С. 119-137.

4.Дубинский Г.С. Геологические особенности залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и их влияние на выбор технологии освоения запасов // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академия наук Республики Башкортостан. - 2015. - № 21. - С. 70-75.

5.Бухарметов В.Ю., Дубинский Г.С. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ГРП в условиях Арланского месторождения // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Вып. 4(9). - Уфа: ООО «Монография», 2015.- с.147-154.

6.Канзафаров Ф.Я. и др. Анализ применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Самот-лорском месторождении / Канзафаров Ф.Я., Андреев В.Е., Дубинский Г.С. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Изд. ГУП «ИПТЭР» №2(100) 2015 - с. 18-24.

7.Андреев В.Е. и др. Метотехнология ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Котенев Ю.А., Куликов А.Н., Мухаметшин В.Ш. // Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. - 216 с.

8.Котенев Ю.А. Геология и разработка нефтяных месторождений при заводнении / Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, А. П. Чижов// Учеб. Пособие. Изд-во УГНТУ. Уфа. - 2003. - 188 с.

9.Куликов А.Н. и др. Совершенствование методов ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи залежей с трудноизвлекаемыми запасами / Куликов А.Н., Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Мухаметшин В.Ш. // Учеб. пособие. - Уфа: РИЦ УГНТУ. - 2014. - 234 с.

ИВАНОВ ВЛАДИСЛАВ СЕРГЕЕВИЧ - магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Россия.