«Нефтепро-
мысловое дело»

Прогноз начальной обводненности добывающих скважин в слабонефтенасыщенных коллекторах на месторождениях Западной Сибири

УДК: 622.276
DOI: 10.33285/0207-2351-2022-2(638)-10-18

Авторы:

¹ Проектное Бюро "ТЭРМ", Тюмень, Россия

Ключевые слова: нефтяные месторождения, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ, слабонефтенасыщенный пласт, скважина, гидроразрыв пласта, начальная обводненность, сопоставление "факт–прогноз"

Аннотация:

Сравнение "свободных" выборок параметров на месторождениях первого этапа освоения недр Среднего Приобья (35 пластов, введенных до 1978 г.) и Ноябрьского района (14 пластов, введенных в 1980-х гг.) показало их практическое совпадение по величине среднего коэффициента нефтенасыщенности (Kнн - 0,63 и 0,63); по пористости наблюдалось некоторое различие – 22 и 19 %; по проницаемости расхождение велико – 280 и 50 мД, соответственно. В Юганском районе Среднего Приобья средняя фактическая начальная обводненность по 8 тыс. новых скважин, введенных в 1966–1985 гг., составила 10 %. В Ноябрьском районе по 4010 скважинам, введенным в 1990–1997 гг., обводненность была в 2 раза выше (~20 %). Средний утвержденный КИН по "Юганскнефтегазу" в этот период составлял 0,37, а по Ноябрьским месторождениям – 0,35, т. е. различие в нефтеотдаче было невелико. Величина "критической" нефтенасыщенности, ниже которой в продукции скважин появляется вода, зависит от проницаемости пластов. Для низкопроницаемых (< 50 мД) коллекторов на месторождениях Среднего Приобья "критическая" нефтенасыщенность составляет ~50...55 %. Для пласта ЮВ11 Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения получена устойчивая линейная зависимость начальной (за первые 3 мес) обводненности скважин, обработанных гидроразрывом, от нефтенасыщенности (в интервале 35...50 %). Сильное влияние на начальную обводненность оказывает проведение гидроразрыва пласта (ГРП). Анализ полученной зависимости позволяет сделать предположение, что проведение ГРП на участках чисто нефтяной зоны (Kнн = 50 %) из-за прорыва глинистых перемычек увеличивает входную обводненность обрабатываемых скважин примерно на 25...30 % абс. Установлена применимость предложенной формулы при оценке начальной обводненности для других пластов (в частности, пластов группы АВ1) соседнего нефтяного района на месторождениях компании "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь".

Список литературы:

1. Дополнение к технологической схеме разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения / М.А. Черевко [и др.] // Фонды ООО "ПБ "ТЭРМ". –
Тюмень, 2018.

2. Методика и результаты исследования нефтеводонасыщенности коллекторов (на примере месторождений Западной Сибири) / В.Н. Корчемкин, В.М. Ильин, Н.Д. Каптелинин, В.П. Сонич. – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – 56 с.

3. Капралова М.К. Определение области двухфазного течения в переходной зоне по промысловым данным // Нефтепромысловое дело. – 1974. – № 3. – С. 18–21.

4. Телишев А.Г., Вашуркин А.И., Бадьянова И.В. Определение минимальной нефтенасыщенности для получения безводной добычи нефти из скважин Западно-Сургутского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаза. – 1973. – Вып. 35. – С. 122–125.

5. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири / В.А. Городилов, Р.Н. Мухаметзянов, Г.А. Храмов [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – 72 с.

6. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" в 1998–2005 гг. / под ред. Р.Н. Мухаметзянова // Материалы конф. в г. Ноябрьске, декабрь 1997 г. – М.: ВНИИОЭНГ, 1998. – 408 с.

7. Авторский надзор за разработкой месторождений ОАО "Ноябрьскнефтегаз": отчет. – Тюмень: АО "СибНИИНП", 1998.

8. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского района // Нефт. хоз-во. – 2001. – № 2. – С. 39–43.

9. Гавура В.Е. Особенности и проблемы разработки нефтяных залежей, приуроченных к недонасыщенным коллекторам // в кн. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М., 2001. – С. 134–156.

10. Мартос В.Н. Физические проблемы моделирования нефтяных залежей с непредельным насыщением // Геология и направления поисков нефти и газа: тр. ВНИГНИ. – М., 2003. – С. 216–234.

11. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО "Газпромнефть–Ноябрьскнефтегаз" // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 6. – С. 4–14.

12. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Особенности выработки запасов нефти крупных залежей месторождений ОАО "Газпромнефть–Ноябрьскнефтегаз" // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 7. – С. 6–13.

13. Янин А.Н. О динамике добычи безводной нефти в процессе разработки месторождений Западной Сибири // Бурение и нефть. – 2012. – № 11. – С. 10–14.

14. Волокитин Я.Е., Хабаров А.В., Сахибгареев Р.Р. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с целью прогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: XIII науч.-практ. конф., Ханты-Мансийск, 2010. – Т. 1. – С. 254–262.

15. Дешенков И.С. Прогноз продуктивности и начальной обводненности нефтяных скважин одного из месторождений Западной Сибири // Бурение и нефть. – 2013. – № 7–8. – С. 32–35.

16. Янин А.Н. Оценка коэффициента вытеснения нефти водой по обобщенным зависимостям (на примере пластов группы Ю1 Нижневартовского свода) // Бурение и нефть. – 2014. – № 7–8. – С. 34–38.

17. Кузнецов А.В., Сенцов А.Ю., Овчинникова Е.И. Перспективы ввода в активную разработку запасов регионального пласта АВ13 на месторождениях Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири: XXV юбилейная науч.-практ.-конф., Ханты-Мансийск, 23-26 октября 2021. – С. 225–232.