Анализ показателей эксплуатации нефтегазовой залежи горизонтальными скважинами

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

В последние годы все больший удельный вес составляет добыча нефти из нефтегазовых месторождений. Основные сложности эксплуатации нефтегазовых залежей определяются условиями совместного залегания в пласте нефти и газа, отсутствием надежных глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта [1-3, 18, 20]. Это обуславливает такие осложнения как прорыв газа из газовой шапки в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт, либо внедрение нефти в газонасыщенную часть пласта, что приводит к нежелательному увеличению газового фактора [4- 6, 17, 21].

Сравнение на начальном этапе показателей эксплуатации нефтегазовых залежей Лянторского месторождения горизонтальными скважинам показывает, что при реализации технологической схемы фактические показатели по добыче нефти ниже проектных. На протяжении всего периода отмечается отставание ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин от их проектного числа [7-9, 16, 22]. Фактический дебит нефти первоначально превышал проектный, в последние 3 года он стал ниже проектного. Дебит нефти по ГС составил около 25,2 т/сут. что на 6,7 т/сут, или на 21% ниже проектного. Газонефтяной фактор газа газовой шапки в последние 2 года несколько снизился, но в 2,4 раза превышает проектное значение, что осложняет работу скважинного оборудования и снижает коэффициент использования скважин [10, 11, 19, 23].

Средний дебит нефти добывающих скважин составил 23 т/сут, в том числе по вертикальным скважинам (ВС) – 11,7 т/сут, по горизонтальным скважинам – 27,7 т/сут, жидкости – 75,4 т/сут, в том числе по ВС – 28,2 т/ сут по горизонтальными скважинам – 95 т/сут, газонефтяной фактор по прорывному газу - 980 м3/тонн, газожидкостный – 299 м3/т.

Сравнение показателей эксплуатации ГС и ВС показывает, что практически одинаковая добыча нефти за 1,5 года работы ГС и 4,2 года работы ВС. Из ГС отобрано воды в 2,8 раза меньше, чем из ВС. Добыча прорывного газа из газовой шапки на начальной стадии эксплуатации по ГС была равна 982 м3/т, 862 м3 на тонну нефти.) Средние дебиты нефти за период эксплуатации по ГС составили 29,8 м3/сут, по ВС – 11,8 т/сут, жидкости соответсвенно103 и 94 т/сут (по ГС в 1,1 раза больше) [13, 14, 15, 24].

Для сравнения показателей эксплуатации ГС и ВС в разных геологических условиях из ВС были выбраны только добывающие скважины. Анализируя полученные данные, можно сделать вывод, что практически во всех геологических условиях характеристики вытеснения по ГС лучше, чем по ВС – выше дебит нефти, меньше добыча воды и прорывного газа. Исключение составляет нефть, контактная с газом, где по ГС в начальной стадии эксплуатации газовый фактор выше чем по ВС [12, 23].

Таким образом, анализ основных геологофизических параметров участков ГС и ВС показывает, что на начальной стадии разработки характеристики вытеснения с применением ГС более благоприятные. Раньше началась стабилизация обводнённости. Так на участке с ВС обводнённость стабилизировалась на уровне 85% то на участке с ГС – на уровне 70%) т.е. одинаковой степени прокачки (отношение – доля нефти в добываемой жидкости при накопленной добычи жидкости в одинаковом КИН в 2 раза больше. При одинаковых условиях степени прокачки выше текущий КИН, ниже накопленные водонефтяной и газонефтяной факторы.