Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения — страница 2

  • Просмотров 251
  • Скачиваний 15
  • Размер файла 26
    Кб

пористостью (в среднем) 0,12 и проницаемостью 0,225 мкм2. Продуктивный пласт толщиной 0,2 - 1,6 м расчленен прослоями глинистых песчаников, алевролитов, предположительно проницаемых в вертикальном направлении вследствие трещиноватости. Коэффициенты песчанистости и расчлененности нефтенасыщенной зоны равны соответственно 0,92 и 3,6. Нефть маловязкая, вязкость в пластовых условиях составляет 1,72 мПа-с. При этом давление насыщения нефти

газом низкое - 2,93 МПа, газа почти нет -газосодержание равно 24,9 м3/т, сжимаемость нефти - 1,11х10 3 МПа-1. Схема размещения скважин приведена на рис. 1. В 2005 г. на месторождении с морской платформы пробурены скв. 6, 1 - 4. В процессе бурения уточнялся структурный план месторождения, для этого некоторые скважины (скв. 1, 2, 4, 5) проектировались и бурились с двойным пересечением горизонтальным стволом кровли залежи. В процессе бурения модель

непрерывно уточнялась. Так, в скв. 4 уточненная поверхность оказалась выше, чем построенная по данным сейсморазведки 3D (рис. 2). Параметрическое заполнение модели осуществлялось на основе интерпретации определений пористости и нефтенасыщенности по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) с шагом 0,2 м. Проницаемость задана по корреляционной зависимости с пористостью. В процессе корректировки модели эти зависимости

уточнены. Использована поинтервальная корреляция: отдельно для первого (верхнего) слоя, расположенного на расстоянии 1-6 м от кровли, затем для второго слоя (7-10 м от кровли) и т.д. Отдельно заданы параметры алевритистых прослоев, которые по керну низкопроницаемы и не являются флюидоупорами. Для этих интервалов коэффициееты пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и проницаемости k составляют соответственно 0,02, 0,7 и 0,5-Ю~3 мкм2. Модель

залежи представляет собой единый резервуар со смещением по продольному тектоническому нарушению на 25-30 м. На 01.02.06 г. залежь эксплуатировалалсь девятью скважинами, в том числе восемью горизонтальными. Накопленный отбор нефти составляет около 8 % начальных извлекаемых запасов. Непрерывно замеряются дебиты жидкости, обводненность продукции, устьевые, затрубные давления и давления в линии, в двух скважинах замеряется давление на

приеме насоса. Средний дебит нефти составляет 267 т/сут, обводненность - 4,5 %. В конце 2005 г. в некоторых скважинах появилась вода. Содержание ее в продукции скв. 1 в настоящее время равно 3,8 %, скв. 18 - около 1 %, скв. 3 - 0,7 %. В зоне отбора пластовое давление снизилось до 22 МПа (район скв. 4) при начальном 24,2 МПа. На рис. 3 приведена карта изобар, построенная по данным моделирования. В настоящее время развивается упруго-водонапорный режим - на