Анализ эффективности существующей системы разработки зимнего месторождения

Реализуемая на Зимнем месторождении система разработки соответствует положениям действующего проектного документа - «Дополнение к технологической схеме разработки Зимнего месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 5022 от 29.12.2010 г.) [5].

Утверждена однорядная система разработки с треугольным размещением наклонно-направленных скважин с расстоянием между рядами добывающих и нагнетательных скважин 550 м, между скважинами в ряду 450 м, ПСС – 24,8 га/скв, с программой внедрения ГТМ и мероприятий по МУН.

Ориентация рядов скважин основана на промысловых данных и результатах специальных исследований, которые проводились на Зимнем месторождении с целью определения факторов, осложняющих разработку. Поскольку Зимнее месторождение разрабатывается с применением ГРП, то основными параметрами, в таком случае, являются напряженное состояние пласта, механические свойства пород и особенности структуры коллектора [2, 8, 9, 14, 15].

Результаты интерпретации зон техногенной трещиноватости [1, 3, 4, 6, 7], на основе анализа сейсмически активных зон пласта АС 10² , в процессе проведения ГРП на скважине № 1743 Зимнего ме-сторожденияподтверждают и дополняют результаты специальных исследований в скважине № 1832 о приоритетном распространении техногенных трещин в процессе проведения ГРП с северо-запада на юго-восток по азимуту 160÷180°.

На основе вышеприведённых исследований соответствующим образом были сориентированы ряды скважин. При формировании системы разработки скважины нагнетательных рядов отрабатывают в добыче на нефть. Бывают ситуации, когда какая-либо из скважин в ряду уже работает в ППД, а некоторые другие всё ещё находятся в отработке на нефть, что даёт возможность сопоставлять процесс обводнения и продвижения фронта вытеснения вдоль и поперёк преимущественного развития регионального стресса.

Фактические, промысловые данные говорят о том, что процесс вытеснения нефти водой вдоль преимущественного распространения регионального стресса и перпендикулярно ему отличается. Ниже приведён краткий анализ показателей эксплуатации скважин двух участков – районов скважин № 2065 и № 2003.

Из геолого-промысловых материалов можно сделать вывод, что реакция от ППД вдоль преимущественного распространения регионального стресса выше. Скважины, отрабатывающие на нефть в нагнетательных рядах [10-13], практически в первый месяц откликаются на закачку более интенсивным ростом дебитов жидкости и прогрессирующей динамикой обводнения, тогда, как скважины добывающего ряда реагируют на импульс от перевода скважины в ППД в нагнетательном ряду, через 5-7 месяцев.

По добывающим рядам извлечение жидкости происходит при меньшем содержании воды. Таким образом, гипотеза о распространении техногенных трещин в северо-западном и юго-восточном направлении подтверждается результатами эксплуатации скважин. И проявление этого фактора вызывает прогрессирующее обводнение скважин в рядах нагнетания.

Таким образом, необходимо отметить, что реализация однорядной системы разработки, учитывающей особенности направления распространения регионального стресса, когда создаётся подобие нагнетательных и добывающих галерей, было целесообразным и эффективным решением при разработке Зимнего месторождения.

На вышеприведённых примерах показано, что при реализуемой системе разработки имеется достаточно хорошее гидродинамическое взаимодействие между скважинами. Импульс изменения давления вдоль направления преимущественного распространения регионального стресса фиксируется промысловыми данными практически в течение месяца, а перпендикулярно направлению в сторону рядов добывающих скважин в – течении 5-7 месяцев. Кроме того, темпы падения пластового давления в настоящее время снизились, а его незначительное снижение наблюдается за счёт участков нового бурения, где система поддержания пластового давления сформирована не в полной мере.

Таким образом, существующая плотность сетки скважин обеспечивает вытеснения нефти и выработку запасов.