Следует отметить, что в общей постановке задача по установлению оптимального отбора нефти из оторочки должна решаться в зависимости от изменения пластового давления в нефтенасыщенной и газонасыщенной частях пласта, определяемого на основе геолого-математического моделирования 3-мерной 3-фазной фильтрации пластовых флюидов при большой детализации геологического строения и при условии оптимального размещения нефтяных и газовых скважин на площади нефтегазоносности. Оценка же потери нефти в результате падения пластового давления в газовой шапке, в случае когда добыча нефти из нефтяной оторочки не ведется, может быть определена в зависимости от пластового давления в газовой шапке или на линии ГНК.
Для предотвращения расформирования оторочки, как уже отмечалось выше, необходимо, чтобы суммарный отбор нефти из скважин, дренирующих оторочку, был равен "размазанному" количеству нефти. В рассматриваемом случае, при размещении скважин на нефтеносном поле по сетке 600x600 м, для обеспечения требуемого отбора необходимо установить дебиты скважин, изменяющиеся, в зависимости от пластового давления, от 5,10 т/с при начальных давлениях насыщения до 23,27 т/с при Рпл=16 МПа, в случае если темп падения давления в газовой шапке постоянный и равный темпу давления в III эксплуатационном объекте до 1990 г. (примерно 0,9 МПа/год).
Сравнение проектных дебитов и накопленных отборов нефти с расчетными (оптимальными) показало, что с первых же дней разработки нефтяных оторочек пластов БУ-10 газонефтяной контакт начал бы интенсивно смещаться в сторону первого ряда нефтяных скважин и уже в 1992 г. произошел бы прорыв газа, если бы пласты БУ-10 разрабатывались с 1990 г. Однако в связи с тем, что скважины, вскрывающие пласты БУ-10, вводятся в эксплуатацию только в 1993 г. количество "размазанной" нефти в профильном элементе оценивается величиной в 63 и 42 тыс.т (соответственно, для Рнас=28 и 24 МПа), или 9 и 6%. В целом для пластов БУ-10 в пределах 3-го опытного участка потери можно оценить в 4-6 млн.т на начало 1993 г.
Предложенный подход может быть использован для оценки темпов разработки нефтяной оторочки, в случаях когда разработка оторочки имеет подчиненный по отношению к разработке газокон-денсатной части залежи характер. Оценивая с этой точки зрения предложенные проектом темпы разработки нефтяных оторочек 3-го
опытного участка, можно отметить, что в среднем (по запасам) проектные темпы разработки БУ-10-11 в 1991/92 г. примерно соответствуют расчетным 600 тыс.т/год, а к 2000 г. уже существенно превышают расчетные 1330 тыс.т против 770. Однако, имея в виду то, что начало разработки газовых шапок пластов БУ-10-11 на семь и более лет опережает начало разработки нефтяных оторочек, а также то, что скважины, вскрывающие нефтяные оторочки, вводятся в эксплуатацию не одновременно и не равномерно по линии ГНК и их проектные дебиты существенно выше расчетных (оптимальных), следует ожидать образование больших взаимопроникающих конусов нефти и газа, что, в свою очередь, может привести к "защемлению" нефти и значительному снижению конечных коэффициентов нефтеотдачи.
© В.А. Фомичев, Ю.Л, Прожогин, В.А. Дубовик
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ
ГОРИЗОНТОВ БУ-8 И БУ-10-11 ЮЖНОГО КУПОЛА
УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Фомичев В.А., ПроЖогин Ю.Л. (УФ ТНГГ), Дубовик В.А. (ПО Уренгойгазпром)
Наличие качественной геологической модели углеводородсо-держащих объектов имеет существенное значение при составлении и корректировке проектов их разработки. На корректность геологической модели влияют объем геологической информации, ее достоверность и методологический подход к анализу и обработке данных. При последующем разбуривании и опробовании возрастает изученность объекта и, следовательно, производится уточнение его геологического строения.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.