CC BY
43УДК 622.276 ^ Эрматов Н.Х., Мухаммадиев Х.М., Ашуров М.Х., Авлакулов А.М.
УПЛОТНЕНИЯ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН НА НЕФТЕГАЗОВОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ ШУРТЕПА
Эрматов Н.Х - к.т.н., доцент, Мухаммадиев Х.М., Ашуров М.Х - ст. преподаватели, Авлакулов А.М. -ассистент (КарИЭИ)
Кудуцлар тури коэффициентини аницлаш учун эмпирик боглицликлардан фойдаланилган. Шуртепа кони нефть уюмини ишлашнинг турли босцичларида задира цудуцларни бургилаш натижалари ба^оланган. Кудуцларнинг солиштирма олинадиган нефть защралари камайиши мумкин булган цудуцлар турини зичлаш чегараси келтирилган.
Калит сузлари: кон, уюм, кудук, казиб олиш, тур, олинадиган зах,ира, боглик;лик, камраб олиш, динамика, бах,олаш, самара, нефтлилик.
The imperial concernings used to identify the net law are as follows. The results of drilling well drilling were evaluated at different periods of operation of the Shurtepa deposit. It was determined that the wells were to be tightened and that each well would be reduced to the specific oil reserves.
Key words: mining, alignment, well, traction, netting, removable backup, dependences,coverage, dynamics, evaluation, effectiveness, oilfields.
В настоящее время основная технология разработки нефтяных залежей связана с вытеснением нефти водой при непрерывности процесса. Разработка с непрерывным водным вытеснением нефти по оценкам ученых, обеспечивает коэффициент извлечения нефти в среднем 0,38-0,41, т.е. более 60% геологических запасов нефти остаются в пластах [1,2,3].
При разработке месторождения с использованием технологии вытеснения нефти различными агентами КИН рассчитывают по модифицированной формуле академика А.Н.Крылова:
КИН Квыт. Кохв. Квыт. Кохв.п Кохв.т (1)
где Квыт. - коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом, Кохв.п и Кохв.т -коэффициенты охвата вытеснением по площади и по толщине пласта соответственно.
При разработке месторождений с неоднородными коллекторами на величину Кохв.п главном образом оказывают влияние плотность и схемы размещения скважин [5]. В ряде работ данный коэффициент называется коэффициентом сетки [6-11]; величина его зависит от плотности принятой сетки размещения скважин (S-площадь нефтеносности, приходящаяся на одну скважину), от зональной неоднородности и прерывности нефтяных пластов.
Для определения коэффициента сетки широкое применение нашли зависимости предложенные Полуденем И.А., Лысенко В.Д. [4], Юдиным Е.В., Лубниным А.А. и Рощектаевым А.П. [5].
Для определения коэффициента сетки Полудень И.А. предложил формулу, имеющую
вид:
^LG^F, (2)
где L - общая протяженность границ замещения коллекторов непроницаемыми породами; G -половина расстояния между скважинами; F - площадь нефтеносности.
Лысенко В.Д. для определения коэффициента сетки предложил формулу показательной функции вида:
Кс = е"а^у (3)
где Sy - площадь нефтеносности, приходящаяся на одну скважину.
В формуле (3) а = W2/d2 и Sу=Sн/no, S^ рассматриваемая площадь нефтеносности, по -общее число скважин в пределах этой площади нефтеносности, W - доля площади зон
коллектора в пределах нефтяной площади, d - шаг хаотической изменяемости свойств пласта.
В связи с этим в процессе разработки нефтяных месторождений в широком масштабе проводятся работы по уплотнению первоначальной плотности сетки скважин.
Опыт разработки месторождений многих регионов показывает, что бурение уплотняющих первоначальную сетку скважин является одним из эффективных направлений повышения коэффициента извлечения нефти (КИН). Например, только на 13 месторождениях Башкортостана сверх основного фонда пробурено почти 4000 скважин, из которых добыто около 170 млн. т нефти. При этом, на каждую уплотняющую скважину накопленная добыча нефти составила в среднем 44,5 тыс. т, что окупило все затраты на их строительство и принесло прибыль [9,10].
При использовании зависимостей (2) - (4) на практике возникают трудности в определении предела уплотнения сетки скважин. Естественно, наибольший эффект от уплотнения плотности сетки достигается, когда новые проектные скважины располагаются в зонах, не охваченных дренированием ранее пробуренными скважинами. Наименьший эффект оказывается при их попадании в дренируемые зоны, что приводит к снижению показателей работающих скважин.
Рассмотрим решение этой задачи на примере месторождения Шуртепа, расположенного в Бухара-Хивинском нефтегазоносном регионе Узбекистана.
В геологическим строении Шуртепинского месторождения принимают участие два резко отличающихся друг от друга структурно-формационных этажа: складчатый фундамент, сложенный сильно дислоцированными палеозойскими породами (нижний структурный этаж) и несогласно перекрывающий его мезо-кайназойский осадочный чехол, образующий верхний структурный этаж.
Шуртепинская складка представляет собой куполовидную брахиантиклиналь широтного простирания с углами падения крыльев 2,5°-3,5° и переклиналей 1° - 1,5°. Длина структуры составляет 10 км, ширина 7,5 км и высота 200-250 м. Свод складки осложнен разрывным нарушением, которое сечет структуру с северо-запада на юго-восток. Амплитуда нарушения составляет 100-180 м; плоскость его падает на юг и приподнятой является юго-западная часть структуры (рис. 1).
Разведочными скважинами, пробуренными на месторождении была установлена промышленная газонефтеносность XII и XIII горизонтов нижнемеловых отложений (рис. 2).
Подгазовая нефтяная залежь XIII горизонта введена в разработку в 1964 г. В первый год разработки в эксплуатации находились разведочные скважины №№ 2, 5, 6, 10, 12. За период с 1965 г. по 1984 г. для эксплуатации залежи нефти было пробурены 53 добывающие (включая и доразведочные) скважины.
С 1992 по 1994 гг. на залежи XIII горизонта пробурены еще 9 скважин (№№ 80-88). По состоянию на 01.01.2018 г. общий фонд скважин составляет 78 единиц, в том числе:
- по XII горизонту - 17; из них ликвидированных - 12, контрольных - 5;
- по XIII горизонту 66 единиц, из них ликвидированных - 45, в ожидании ликвидации -9, в действующем эксплуатационном фонде - 6.
Для количественной оценки эффективности уплотнения плотности сетки скважин в соответствии с рекомендациями методического руководства по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов была построена характеристика вытеснения нефти водой, представляющая собой эмпирическую зависимость между Qж•Qн и Qж (где Qж и Qн - накопленная добыча жидкости и нефти в пластовых условиях) [10].
Рис.1. Структурная карта по кровле XIII горизонта
Основным признаком, определяющим возможность использования характеристики вытеснения для этой цели, является прямолинейный характер данной зависимости на конечном участке. Как видно из рис. 3 в характеристиках вытеснения выделяется несколько прямолинейных участков [11].
Единственным фактором, объясняющим отличие этих двух прямолинейных участков, является то, что в период, характерный для каждого из них, было осуществелено уплотнение плотности сетки скважин.
Рис. 3. Характеристики вытеснения нефти водой XIII горизонта месторождения Шуртепа:
1-за период разработки 1960-1971 гг. при объеме фонда скважин 64 ед.;
2-за период разработки 1984-1990 гг. при объеме фонда скважин 66 ед.;
3-за период разработки 1992-2000 гг. при объеме фонда скважин 75 ед.;
4-за период разработки 2005-2017 гг. при объеме фонда скважин 77 ед.;
Как известно, одним из основных параметров, позволяющих оценить эффективность гидродинамических методов, являются величина излекаемых запасов и конечный коэффициент извлечения нефти. Для определения этих параметров все прямолинейные участки характеристики вытеснения были обработаны методом наименьших квадратов и получены зависимости Qж•Qн от Qж с достаточно высокими коэффициентами корреляции (рис. 3).
Рис.4. Зависимость удельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину, в зависимости от количества нефтедобывающих скважин
По результатам расчетов извлекаемых запасов нефти, которые численно равны коэффициенту "в", построены зависимости удельных извлекаемых запасов нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину от всего количество нефтедобывающих скважин (рис.4). Из него видно, что бурение уплотняющих скважин в период 1984-1990 гг. привело к увеличению удельных запасов, а последующее уплотнение сетки в 1992-2000 гг. и 2005-2017 гг. к его снижению.
На основе полученных результатов можно сделать следующие выводы: - бурение новых скважин в зонах, не охваченных процессом дренирования первоначальной сеткой, приводит к увеличению удельных извлекаемых запасов нефти и КИН;
- бурение новых скважин в зонах, охваченных процессом дренирования ранее
пробуренных скважин, приводит к снижению удельных извлекаемых запасов и относительно
меньшему увеличению КИН;
- эффективность бурения уплотняющих скважин во многом зависит от обоснованного
определения зон, не вовлеченных в процесс дренирования имеющимся фондом скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. // М: «Недра», 1990 г. 267 с.
2. Сургучев M.JI., Колганов В.А., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. // М. «Недра», 1987 г. 230 с.
3. Van Everdinger A.F., Kriss H.S.A/ Propsal to improve recovery efficiency. The Journal of Petroleum Technology. 1980. V. 32. № 7. pp. 1164-1168.
4. Лысенко В.Д. Сравнение разработки нефтяных пластов при закачке газа, заводнении и газовом заводнении. // «Нефтепромысловое дело». Москва, 2002 г. №12. С. 8-14.
5. Лысенко В.Д. Расчет нефтеотдачи пластов. // «Нефтепромысловое дело». Москва, 2008 г.№6. С. 4-8.
6. Лысенко В.Д. К расчету нефтеотдачи пластов. // «Нефтепромысловое дело». Москва, 2001 г. №6. С. 13-16.
7. Лысенко В.Д. Зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин. // «Нефтепромысловое дело». Москва, 2006 г. №6. С. 15-18.
8. Сыртланов А.Ш., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу на примере Арланского месторождения. // «Нефтяное хозяйство» 2002 г. №5. С. 77-81.
9. Результаты бурения скважин-дублеров на горизонт Д0+Д1 Миннибаевской площади. // «Нефтяное хозяйство». 2001 г. №8. С. 52-53.
10. Чуносов П.И. Количественная оценка влияния геолого-технологических параметров терригенных коллекторов эксплуатационного объекта на нефтеотдачу при заводнении // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». 2008 г. №4. С. 52-54.
11. Agzamov A.Kh., Ermatov N.Kh., Bobomurodov U.Z., Sakhatov B.G. Determination of the Density Limit of the Grid Density of Wells in the Late Stage of Development of Oil Deposits // International Journal of Advanced Research in Science, Engineering and Technology. Vol. 7, Issue 2, February 2020. -Pp. 12837-12842.
