Обоснование эксплуатационных объектов на многопластовых нефтегазоконденсатных месторождениях

Проблема выделения эксплуатационных объектов тесно связана с зарождением и развитием нефтяной промышленности, в разное время ею занимались многие отечественные и зарубежные исследователи: Акульшин А.И., Бадьянов Ю.Е., Ефремов Е.П., Быков

Н.Е., Бойко В.С., Дияшев Р.Н., Еремин Н.А., Каналин В.Г., Лысенко В.Д., Максимов М.И., Маскет М., Мищенко И.Т., Муравьев И.М., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А., Пермяков И.Г. и многие другие.

Опираясь на работы перечисленных исследователей, а также на собственный опыт авторов статьи, был сформирован алгоритм выделения эксплуатационных объектов для многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, который имеет следующую последовательность:

• 1.    На первом этапе в самостоятельные объекты разработки относят пласты, принадлежащие к одной группе пластов (ПК, БТ, АТ или Ю), данное ограничение в первую очередь связано с технологическими возможностями успешной эксплуатации скважин.

• 2.    Вторым этапом является рассмотрение залежей углеводородов на предмет их залегания друг под другом, т.е. совмещение залежей в плане.

• 3.    Далее все залежи дифференцируются по типу насыщения, выделены три основные группы: газовые (включая газоконденсатные) нефтяные и нефтегазовые. Объединение в объекты эксплуатации рассматривалось только в пределах групп, при этом при наличии существенных запасов газа в чисто газовых залежах, таковые выделяются в самостоятельные объекты разработки, например залежи Сеноманского или Турон-ского яруса.

• 4.    На четвертом этапе предварительно объединённые залежи, совпадающие в плане, рассматриваются на предмет залегания друг под другом одинаковых зон насыщения, т.е. чистонефтяные зоны (ЧНЗ) могут разрабатываться единым фильтром только с чистонефтяными зонами. Известно, что одновременная эксплуатация различных зон насыщения залежей может негативно отразиться на показателях разработки и степени выработки запасов нефти и газа, ввиду существенных отличий процессов и характеристик вытеснения. Поэтому на данном этапе рассматривается возможность одновременной эксплантации, предварительно выделенных в один объект залежей, несовпадающих в плане по условиям залегания зон насыщения. Например, не рекомендуется одновременная эксплуатация чистонефтяной и водонефтяной зон (ВНЗ), так как образование конуса воды и преждевременное обводнение в водонефтяных зонах, при одновременной эксплуатации, неизбежно отрицательно повлияет на нефтеотдачу залежи с чистонефтяной зоной.

• 5.    На пятом этапе подробно рассматриваются показатели расчлененности залежей и их эффективные толщины. Высокие показатели расчлененности позволяют эксплуатировать залежи массивного типа, запасы которых отнесены к контактным, совместно с чисто нефтяными и чисто газовыми залежами. Естественные глинистые барьеры препятствуют образованию конусов воды и нефти, что благоприятно отражается на выработке запасов нефти и газа, позволяя достигать приемлемые значения коэффициентов извлечения. Таким образом, выделенные на четвертом этапе чисто нефтяные или чисто газовые залежи и пласты с кон-

• тактными запасами в отдельные объекты, на данном этапе, в принципе могут быть объединены в единые эксплуатационные объекты, при условии высоких показателей расчлененности. Также важным критерием, рассматриваемым на данном этапе, является эффективные толщины, которые должны быть близкими по значениям для предотвращения разноскоростной выработки, что особенно важно при эксплуатации контактных запасов.

• 6.    Одним из определяющих параметров при объединении пластов в единые объекты, являются фильтрационные свойства залежей, которые рассматриваются на шестом этапе. Близкие значения проницаемости позволяют обеспечить равномерную выработку запасов нефти и газа.

• 7.    Успешная совместная эксплуатация двух и более пластов единым фильтром во многом зависит и от сопоставимости физико-химических свойств пластовых флюидов, которые анализируются на седьмом этапе.

• 8.    На завершающей стадии выделения эксплуатационных объектов проводится детальный геологопромысловый анализ. Для чего привлекаются данные каротажных диаграмм, результаты испытания скважин, практика разработки месторождений аналогов, а так же созданные геолого-гидродинамические модели.

Таким образом, на начальных этапах (1-7) формируется первоначальная схема выделения эксплуатационных объектов в первом приближении. Последующие корректировки в нее вносятся в результате проведения детального геолого-промыслового анализа, результатов геологического моделирования и технологических расчетов, выполненных с использованием трехмерных математических моделей.

Естественно, что значительное число критериев существенно увеличивает количество самостоятельных эксплуатационных объектов, однако столь критичный подход к их выбору может быть наиболее оправданным в условиях начальной стадии изученности месторождения.

Вводимые в разработку многопластовые месторождения Ямала являются полигоном для применения накопленного опыта разработки прошлых лет. Для апробации вышеописанного подхода по выделению эксплуатационных объектов подходящими являются Южно-Русское нефтегазоконденсатные месторождения, расположенные недалеко от г. Новый Уренгой.

Месторождения многопластовые, характеризуются значительным этажом нефтегазоносности, порядка 2000 метров. По величине извлекаемых запасов газа месторождения относится к уникальным и крупным, а Южно-Русское входит в десятку самых крупных месторождений ЯНАО находящихся в промышленной эксплуатации.

По Южно-Русском месторождению на начало 2011 года промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях, туронского яруса (пласты Т_1-2) и апт-альб-сеноманского ярусов (пласты ПК 1 , ПК 6 , ПК 9 , ПК 10 , ПК 12 , ПК 13 ¹, ПК 13 ², ПК 14 , ПК 15 , ПК 16 ¹, ПК 16 ², ПК 17 ¹, ПК 17 ², ПК 18 , ПК 19 , ПК 20 ¹, ПК 20 ² и

ПК21-22), отложениях неокома (пласты БТ40, БТ4, БТ12, АТ6 и АТ11), в верхнеюрских отложениях сиговской (пласты Ю11, Ю12, Ю13, Ю14-1 и Ю14-2) и среднеюрских отложениях тюменской свит (пласт Ю21 и Ю22). В целом по месторождению выделен 31 продуктивный пласт, представленный 70 залежами, в их числе: 8 – газовых, 45 – газоконденсатных, 12 – нефтегазоконденсатных и 5 нефтяных. Газовые залежи пластов Т1-2 и ПК1, содержащие основные запасы газа уже были выделены в качестве самостоятельных эксплуатационных объектов. Проектный фонд по ним практически полностью реализован. В этой связи далее в статье о них упоминаться не будет.

На этапе совмещения контуров залежей в пределах групп пластов, рассмотренных на втором этапе, можно выделить 15 эксплуатационных объектов разработки. Соблюдение дальнейших критериев, существенно увеличило их число, доведя на седьмом этапе до 31. Детальный геолого-промысловый анализ, а так же результаты трехмерного гидродинамического моделирование однозначно показали необходимость выделения нефтегазовых залежей в самостоятельные эксплуатационные объекты. Так как обеспечить устойчивую работу системы разработки при условии вскрытия скважиной двух и более нефтегазовых пластов не представляется возможным. Кроме того для разработки подобных залежей преимущественно предлагается использование горизонтальных скважин. Таким образом, на последнем этапе число эксплуатационных объектов достигло 34 ед., в их числе 18 газовых, 4 нефтяных и 12 нефтегазовых.

Еще раз необходимо отметить, что выделение столь существенного количества эксплуатационных объектов обусловлено в первую очередь, сложным геологическим строением и значительной разницей свойств залежей. В этой связи представленная концепция применительно к многопластовым нефтегазоконденсатным месторождениям видится вполне оправданной. В основу ее формирования в первую очередь заложены принципы рационального недропользования.

Таким образом, авторы считают предложенный алгоритм по выделению эксплуатационных объектов, реализованный на Южно-Русском месторождении, позволит не только достичь высоких показателей извлечения углеводородного сырья, но и избежать снижения экономической эффективности на поздних этапах разработки месторождения, вызванного необходимостью бурения дополнительного фонда скважин при разобщении ошибочно объединенных на начальной стадии пластов.