Обобщение опыта разработки пластов-аналогов группы АС

Для обоснования технологических решений Кондинского месторождения необходимо привлечение сведений по пластам других месторождений, имеющим схожие геолого-физические свойства (пластам и месторождениям-аналогам).

Среди разрабатываемых месторождений ближайшими является, во-первых, Приобское (как Северная, так и Южная лицензионная территория), а также Нижне-Шапшинское и Западно-Салымское. Однако в разработку по данным месторождениям введены только пласты горизонта АС.

Коллекторы пластов АС низкопроницаемые (проницаемость менее 10 мД, за исключением пласта АСц1 Нижне-Шапшинского и АСп1, АСц2, АСц3-1 Западно-Салымского месторождений), прерывистые (песчанистость в большинстве случаев составляет менее 0,5 д.ед.) с расчлененностью порядка 10 и начальной нефтенасыщенностью от 0,418 до 0,74 д.ед. (чаще - в пределах от 0,55 до 0,7 д.ед.).

Нефти пластов АС легкие (поверхностная плотность - менее 0,9 т/м3), вязкостью порядка 1-2 Спз и газосодержанием от 40 до 70 м3/т.

Наиболее близкими аналогами пластов АС являются соответствующие пласты Приобского месторождения в пределах Южной лицензионной территории, поскольку их залежи распространены в пределах обоих участков недр. Соответственно, подсчетные параметры, характеристики пластовой нефти и коэффициенты вытеснения были приняты по аналогии с этими пластами [1-7].

Пласты АС11 Нижне-Шапшинского и Западно-Салымского месторождений характеризуются более высокими коллекторскими свойствами. Кроме того, пласт АСц1 Нижне-Шапшинского месторождения характеризуется менее сложным геологическим строением (песчанистость - 0,77, расчлененность -2).

В промышленной разработке 12 пластов, разрабатываемых как 4 эксплуатационныз объекта - по 1 на каждое из выделенных месторождений.

Далее технологические решения проектных документов и основные результаты эксплуатации объектов АС10-12 рассмотрены в разрезе каждого из месторождений.

Приобское месторождение открыто в 1982 г, в разработку введено в 1988 г, а с 2000 г началось его активное разбуривание.

Действующим проектным документом выделен укрупненный объект разработки АС 10 +АС 11 +АС 12 со следующими технологическими решениями и показателями: система размещения скважин - площадная девятиточечная с плотностью сетки 16-25 га на скважину и ее разрежением в зонах горизонтального бурения (порядка 2-3% от совокупного фонда) до 28 га; ввод новых скважин с ГРП (в т.ч. горизонтальных - с многозонным гидроразрывом);

Нижне-Шапшинское месторождение открыто в 1981 г, в разработкувведено в 2004 г.

Промышленная нефтеносность месторождения приурочена к пластам АС 11 ¹ и АС 11 ², разработка которых действующим проектным документом рекомендована в составе укрупненного объекта разработки [8]. Основные технологические решения по объекту следующие: система размещения скважин – трехрядная с расстоянием между скважинами 500 м (в пределах 4-метровой изопахиты) и 600 м (в толщинах менее 4 м);

Западно-Салымское месторождение открыто в 1987 г, в разработкувведено в 2004 г.

Пласты АС 11 (всего 4) разрабатываются в качестве укрупненного объекта разработки со следующими основными решениями и технологическими показателями:имсистема размещения скважин – пятиточечная с расстоянием между скважинами 500 м;

Выводы по проектным решениям и показателям разработки пластов АС:

Для Приобского, Западно-Салымского и Ниж-не-Шапшинского месторождений характерна совместная разрабока пластов АС 10-12 в качестве укрупненных (многопластовых) месторождений, что продиктовано, во-первых, нерентабельностью самостоятельной разработки отдельных залежей этих пластов по причине их маломощности, во-вторых, стремлением к максимизации результирующей продуктивности скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора [9]. Кроме того, совместной разработке пластов благоприятствует совпадение залежей в плане, близкие условия залегания, коллекторские свойства и свойства пластовой нефти.

Применяются как площадные (пятиточечная, обращенная девятиточечная), так и рядные системы заводнения. В условиях низкой проницаемости, свойственной пластам АС 10-12 Приобского месторождения (в т.ч. в пределах Эргинского ЛУ) оптимальной системой заводнения представляется об-ращеннаядевятиточечная. Во-первых, за счет большего числа добывающих скважин эта система может обеспечить наиболее быструю выработку запасов на начальной стадии разработки. Во-вторых, в дальнейшем обращенная девятиточечная система может быть трансформирована в рядную или пятиточечную за счет выбытия или перевода под нагнетание добывающих скважин [10-16].

Расстояние между скважинами проектной эксплуатационной сетки принимается в интервале от 400 до 700 м (чаще всего – 500 м).

В качестве основного средства интенсификации на рассматриваемых объектах применяется гидроразрыв пласта. Применение других методов (в т.ч. механических – горизонтального бурения, многозонного гидроразрыва) в масштабах, позволяющих им оказывать существенное влияние на показатели разработки, отсутствует по причине сложного строения и многопластового характера эксплуатационных объектов. Исключение представляет собой объект АС11 Нижне-Шапшинского месторождения, где, во-первых, в разработке фактически участвует только верхний (более продуктивный) пласт АС111, а во-вторых, данный пласт отличается более простым (в сравнении с другими пластами-аналогами) геологическим строением.

Дебиты скважин составляют порядка десятков т/сут. Темпы отбора от НИЗ по Приобскому месторождению не превышали 3%, по более продуктивным Нижне-Шапшинскому и Западно-Салымскому месторождениям достигали 5 и 6.7% соответственно.

Извлекаемые запасы на скважину варьируются от 43,2 до 142,1 тыс. т в зависимости от нефтенасыщенной толщины. Удельные извлекаемые запасы на 1 м нефтенасыщенной толщины оцениваются в 3,5-7 тыс. т на скважину по Приобскому и Западно-Салымскому месторождению и 13 тыс. т на скважину по Нижне-Шапшинскому месторождению.