Исследование влияния геологического строения на разработку нефтегазоконденсатной залежи Уренгойского месторождения

В настоящее время изучение процессов вытеснения нефти из коллекторов различными агентами является актуальным направлением исследования инструментов повышения компоненто-отдачи нефтегазоконденсатных залежей.

В настоящей работе приведены особенности разработки пласта БУц2 Уренгойского месторождения с традиционным методом поддержания пластового давления и вытеснения нефти путем закачки воды.

Наибольшее распространение при разработке нефтегазовых залежей получил режим истощения. Значительный запас упругой энергии в газовой шапке позволяет разрабатывать нефтяную залежь без затрат на поддержание пластового давления.

В качестве рабочих агентов для поддержания пластового давления в основном используют воду, сухой газ, азот и дымовые газы. Закачку воды применяют в виде [1]:

• -    барьерного заводнения;

• -    двухстороннего барьерного заводнения;

• -    заводнение по площадной системе.

Разработку нефтегазоконденсатных месторождений возможно вести в режиме совместной или совместно-раздельной добычи (отбора) газа, нефти и воды [2, 3]. Этот подход позволяет избежать прогрессирующих загазованности и обводненности продукции скважин, хотя газ, вода и нефть добываются одновременно.

Закачка воды обычно реализуется барьерным заводнением, которое проявляет достаточно высокую эффективность, т. к. позволяет увеличить безгазовые дебиты нефти. Барьерное заводнение наиболее эффективно в условиях краевых нефтяных оторочек. В случае подошвенных нефтяных оторочек вода может «проваливаться» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование [4].

В настоящее время применяют два основных способа газового воздействия на пласт с использованием газа высокого давления и углеводородных растворителей [5, 6]. Зачастую вытеснение нефти растворителями проводится в пластах, содержащих легкие нефти (вязкость нефти менее 3 мПа-с).

На Уренгойском месторождении при оценке наиболее рационального и эффективного варианта с поддержанием пластового давления в районе залежей 2 и 3 пласта БУ 11 ² в качестве базового использовался проектный вариант, предусматривающий разработку залежей на истощение.

Для реализации вариантов с ППД проектная равномерная сетка преобразуется в площадную обращенную семиточечную. Все варианты были просчитаны по единому темпу бурения и ввода скважин, с одинаковыми ограничениями на работу добывающих скважин.

Всего для залежей 2 и 3 пласта БУп2 Уренгойского месторождения рассмотрено семь вариантов дальнейшей разработки с применением различных агентов для закачки: вариант 0 - разработки нефтяных частей залежей на естественном режиме разработки; вариант 1 - разработки нефтяных частей залежей с ППД закачкой воды; вариант 2 – разработки нефтяных частей залежей с ППД закачкой газа (азот); вариант 3 – разработки нефтяных частей залежей с ППД закачкой газа (газ сепарации); варианты 4, 5, 6 – разработки нефтяных частей залежей с ППД путем организации водогазового воздействия циклической закачкой газа и воды, соотношение объемов (приведенных к пластовым условиям) воды и газа сепарации 2:1, 1:1, 1:2, соответственно, по вариантам 4, 5, 6.

Граничные условия для вариантов разработки были: расчетный период 56 лет; выбытие добывающих скважин при обводненности добываемой продукции 98%; выбытие добывающих скважин при дебите нефти менее 0,5 м3/сут; забойное давление добывающих скважин 5,5 МПа; забойное давление нагнетательных скважин 33,0 МПа.

Выводы.

В результате выполнения вычислительных экспериментов установлено, что наименьший прирост отмечается для варианта с ППД закачкой воды, где конечный КИН увеличился на 56,1%. Разработка с ППД закачкой азота позволяет увеличить конечный КИН на 5,1% по сравнению с вариантам с закачкой воды, а ППД с закачкой газа сепарации на 3,7%. Повышение КИН отмечается также в вариантах с организацией водогазового воздействия, увеличение которого, относительно варианта с ППД водой, составило 4,1, 6,0 и 9,7%, соответственно, при различных соотношениях объемов закачиваемых агентов газа сепарации и воды 1:2, 1:1 и 2:1. Прирост извлекаемых запасов в вариантах с ППД варьировал в диапазоне 55-75% в сравнение с вариантам на истощение. При сравнении вариантов с ППД наименьший прирост был получен при закачке воды.