Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в низкопроницаемых коллекторах

• Автор: Аптулин, Денис Васильевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 160 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. Обзор исследований в области разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

1.1 Основные типы нефтяных оторочек и классификация содержащих их залежей

1.2 Способы разработки залежей с нефтяными оторочками

1.2.1 Разработка нефтегазовых (НГЗ) и нефтегазоконденсатных залежей (НГКЗ) на истощение
1.2.2 Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления
1.2.3 Разработка нефтегазоконденсатных залежей с раздельной эксплуатацией нефтяной оторочки и газовой шапки
1.2.4 Методы разработки нефтегазоконденсатных залежей с переформированием нефтяных оторочек

1.3 Эффективность разработки нефтяных оторочек системами горизонтальных скважин

1.4 Исследование механизма взаимодействия нефтяной и газовой частей залежи в процессе их разработки
1.5 Обоснование направления исследования
ГЛАВА 2. Исследование механизма нефтеизвлечения и обоснование сеток нефтяных и газоконденсатных скважин в коллекторах с послойной неоднородностью
2.1 Результаты математических экспериментов при выборе технологии воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин для добычи нефти
2.2 Выбор оптимального сценария разработки газовых шапок на основе моделирования укрупненной скважины
2.2.1 Выбор границ эксплуатационного поля и обоснование максимального темпа отбора газа
2.2.2 Обоснование оптимальной плотности сетки скважин при вертикальном вскрытии пласта скважинами с различной продуктивностью
2.2.3 Обоснование оптимальной плотности сетки скважин и длины горизонтального участка при вскрытии пласта горизонтальном скважинами
ГЛАВА 3. Краткая характеристика исследуемых объектов
3.1 Геологическая характеристика пласта БУїб1’4 Восточно-Уренгойского месторождения
3.1.1 Этапы построения и краткая характеристика геологотехнологической модели
3.1.2 Относительные фазовые проницаемости и физико-химическая характеристика пластовых флюидов
3.2 Геологическая характеристика пласта БУ8' Ен-яхинского месторождения
3.2.1 Краткая характеристика и исходные данные геологотехнологической модели
ГЛАВА 4. Исследование эффективности различных способов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи на примере пластов БУі614 Восточно-Уренгойского и БУ8Ь2 Ен-Яхинского месторождений
4.1 Уточнение плотности сетки нефтяных скважин при совместной разработке нефтяной оторочки и газовой шапки
4.2 Разработка нефтяной оторочки в случае временной консервации запасов газа газовой шапки (на примере пласта БУ1614 Восточно-Уренгойского месторождения)
4.3 Разработка нефтяной оторочки при опережающей разработке 1 2 газовых шапок (на примере пластов БУ8' Ен-Яхинского месторождения)
4.3.1 Особенности исследуемой залежи и принципиальные положения ранее выполненных проектных работ
4.3.2 Обоснование технологий воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин
4.3.3 Выбор расчетных сценариев разработки
4.3.4 Анализ результатов технологических показателей разработки
Основные результаты и выводы
Список используемой литературы

пласта происходит неравномерно по наиболее проницаемым пропласткам. Поэтому состояние скважин (как вертикальных, так и горизонтальных) с забоем в области ГНК со временем ухудшается, а с забоем, удаленным от ГНК улучшается. По результатам выполненных исследований при вскрытии нефтяных оторочек системами горизонтальных скважин авторами рекомендуется верхние отметки интервалов перфорации располагать ниже ГНК не более 10 м и выше ВНК на 10 м.
В работе [23] для освоения запасов нефтяных оторочек на Талаканском и Ирельяхском месторождениях обоснована система разработки оторочек скважинами с горизонтальным заканчиванием протяженностью до 300 м. Конструкция горизонтального участка обеспечивает надежное разобщение в газовой части залежи, при этом траектория располагается максимально близко к ВНК (не более 6 м). Преимущество данного технологического решения обеспечивает дебиты горизонтальных скважин в 3,0-3,5 раза выше по отношению к вертикальным и наклонно-направленным скважинам при минимальных депрессиях.
Авторами работы [54] на примере пластов Р-ГУ и Р-У Восточного блока ОГКНМ исследованы связи некоторых ФЕС параметров и добычных характеристик в горизонтальных и вертикальных скважинах. Преобладающий тип коллектора данных пластов трещинно-пористый, эффективные нефтенасыщенные толщины меняются от 1,5 до 65,2 м, газонасыщенные от 0,8 до 18,3 м, среднее значение пористости составляет 11,1 %, проницаемости 0,5* 10'3 мкм2, начальная нефтенасыщенность 0,85 д.ед, нефть легкая с плотностью в пластовых условиях 0,743 т/м3, начальное газосодержание меняется от 120 до 200 м’/т.
По результатам пробной эксплуатации скважин с разным заканчиванием выявилось, что для горизонтальных скважин имеется слабая связь дебита со средней проницаемостью коллектора. Напротив, в скважинах с вертикальным заканчиванием эта связь более тесная и выражается в смыкание трещин при снижении пластового давления. Кроме того дебит нефти в тех и других