Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения — страница 5

  • Просмотров 258
  • Скачиваний 15
  • Размер файла 26
    Кб

увеличении горизонтальной проницаемости в 10 раз в районе скв. 8. Это позволяет сделать вывод о том, что настройка скважин по ИД и КВД дает возможность достаточно достоверно оценить анизотропию продуктивного пласта по проницаемости. В табл. 2 приведены отношения kxv/kz по скважинам, в которых гидродинамические исследования были выполнены с удовлетворительным качеством. Таблица 2 Модельная проницаемость 0,372 0,239 0,173 0,120 0,301 0,126

Расчетное отношение 1,01 1,03 1,05 8,33 4,14 7,12 Важный вывод заключается в том, что анизотропия по проницаемости - непостоянная величина, а изменяется по площади от 1,01 до 8,33, составляя в среднем 3,8. По расчетам на модели более 90 % нефти вытесняется снизу вверх, т.е. путем подъема ВНК. Под скважинами при этом происходит опережающее продвижение воды вверх - образуются так называемые «гребни обводнения». Они тем резче, чем меньше анизотропия по

проницаемости и нефтенасыщенная толщина пласта. Образование гребней обводнения - нежелательный, но неизбежный процесс при эксплуатации скважин в водонефтя-ной зоне (ВНЗ) с депрессиями, превышающими предельные в безводный период эксплуатации. Для условий Кравцовского месторождения предельные безводные депрессии составляют 0,02-0,05 МПа, дебиты скважин при этом не выше 10-20 м3/сут. Добыча нефти при таких дебитах в морских условиях

экономически неэффективна, поэтому проектом разработки предусматривается эксплуатация ГС с дебитами 300-500 м3/сут при депрессии до 1 МПа. Таблица 3 Год Накопленная добыча, тыс. м3 ВНФ, м3/м3 КИН нефти ЖИДКОСТИ по запасам с учетом текущей нефтенасыщенности ГС РГС ГС J РГС ГС РГС ГС РГС ГС РГС 2010 347,5 497,5 350,3 579,6 0,01 0,17 0,123 0,176 0,152 0,198 2015 603,3 725,1 827,4 1368,9 0,37 0,89 0,214 0,257 0,253 0,282 2020 720,3 824,6 1304,4 2158,2 0,81 1,62 0,255 0,292 0,297 0,318 2025 789,7 894,8 1781,7 2948,0 1,26 2,29 0,280 0,317 0,321 0,341 2030 838,6

947,1 2258,8 3737,2 1,69 2,95 0,297 0,336 0,337 0,357 2040 914,2 1030,4 3212,9 5315,8 2,51 4,16 0,324 0,365 0,360 0,381 2050 974,4 1090,0 4167,2 6750,5 3,28 5,19 0,345 0,386 0,377 0,398 В условиях образования гребней текущий и конечный КИН зависят от плотности сетки скважин, которую при морской добыче целесообразно увеличивать путем бурения дополнительных стволов скважин (см. рис. 1). Это объясняется тем, что число слотов для бурения скважин в морских условиях ограничивается размерами платформы. Бурение с

платформы обусловливает значительные длины стволов скважин вследствие больших отходов их забоев - это второй аргумент в пользу многоствольных скважин. В настоящее время на месторождении вовлечено в разработку около 70 % запасов нефти, начато бурение краевых скважин и скважин на отдельные поднятия, значительно удаленные от платформы. Бурение этих скважин связано с повышенным риском вследствие меньшей геологической