Список сокращений и специальных терминов 3
Аннотация 4
Введение 5
1 Общие сведения о месторождении 7
1.1 Физико-географическая характеристика района 7
2. Геолого-физическая характеристика месторождения 9
2.1 Тектоническое районирование 9
2.2 Стратиграфия 10
2.3 Коллекторские свойства по данным исследований керна, ГИС и ГДИС 18
2.4 Запасы нефти и растворенного газа 20
3. Состояние разработки месторождения 21
3.1 Краткий анализ выполнения действующего ПТД 21
3.2 Текущее состояние разработки 22
3.3 Технологические показатели разработки 24
3.4 Анализ выработки запасов нефти из пластов 28
3.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки 32
4. Проектные варианты разработки месторождения 33
4.1 Цифровые модели месторождения 33
4.1.1 Цифровая геологическая модель 33
4.1.2 Процесс создания геологической модели 33
4.1.3 Цифровая гидродинамическая модель 37
4.1.4 Процесс создания гидродинамической модели 37
4.1 Особенности разработки Приразломного месторождения 41
4.2 Технологические показатели и выбор рекомендуемого варианта разработки 44
4.2.1 Вариант 0 44
4.2.2 Вариант 1 46
4.2.3 Вариант 2 49
4.2.4 Сравнение и выбор рекомендуемого варианта разработки 51
4.3 Экономическая оценка вариантов разработки 53
Заключение 56
Список использованной литературы 57
Приразломное нефтяное месторождение, открытое в 1989 г., расположено в акватории Печорского моря на континентальном шельфе Российской Федерации. В 55 км к северо-западу от месторождения находится п. Варандей, в 320 км порт Нарьян-Мар, в 980 км морской порт Мурманск. Глубина моря в пределах месторождения не превышает 20 м.
Лицензия на право пользования недрами выдана ООО «Газпром нефть шельф», срок окончания действия лицензии - 2043 г. Лицензия выдана с целевым назначением и видами работ: добыча нефти на Приразломном нефтяном месторождении, поисков и оценки залежей углеводородов.
Приразломное месторождение введено в разработку в 2013 году. Промышленная нефтеносность Приразломного месторождения связана с карбонатными нижнепермскими отложениями горизонта I и нижнепермскими-верхнекаменноугольными отложениями горизонта II.
В настоящей работе представлены варианты разработки горизонта I, на него приходится 90,9% от начальных геологических запасов (НГЗ) нефти и 96,8% от начальных извлекаемых запасов всего месторождения. 88, 3% НГЗ объекта приходится на запасы категории А+В1 (в том числе, 61,9% - запасы категории А). Горизонт II не учитывался и не рассматривался далее ввиду нерентабельности его разработки.
Моделирование и расчеты вариантов разработки проводится на основе исторических данных (по состоянию на 01.01.2020 года), так как более актуальные данные являются закрытой информацией. Для сохранения конфиденциальности исторические данные представлены в виде округленных значений, дающих представление об их порядке.
На момент написания данной работы в эксплуатационном фонде находится 19 скважин (11 добывающих, 7 водонагнетательных и 1 поглощающая (шламовая)), все скважины действующие. Ликвидировано 5 скважин, все 5 - скважины поисково-разведочного бурения, 4 из которых выполнили свое назначение, 1 скважина не была добурена до горизонта I в связи с аварией при бурении. Отобрано 12 200 тыс.т. нефти, текущий КИН - 0, 047 при утвержденном 0, 300.
Наблюдается отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных. В ближайшие 2 года прогнозируется отставание более 30 %. В связи с этим необходимо пересмотреть и оптимизировать действующую систему разработки с учетом имеющейся информации. Это в свою очередь обуславливает актуальность данной работы.
Настоящая работа основана на анализе и выборе оптимального варианта разработки целевого горизонта с использованием трехмерных цифровых моделей.
Основными целями являются:
• уточнение и корректировка проектных решений и технологических показателей разработки;
• выбор оптимального варианта разработки горизонта I Приразломного месторождения.
Для достижения поставленных целей необходимо выполнение следующих задач:
• создание трехмерной геологической модели месторождения;
• создание трехмерной гидродинамической модели месторождения на основе трехмерной ГМ;
• создание нескольких вариантов разработки месторождения
• обоснование систем разработки используя цифровые модели
• прогноз технологических показателей разработки;
• технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта разработки месторождения;
Данная работа выполнена при поддержке Газпромнефть НТЦ. Выражаю глубокую благодарность моему научному руководителю, доценту кафедры геологии месторождений полезных ископаемых Лушпееву Владимиру Александровичу, за постановку задачи и постоянное руководство работой, а также Шелепову Илье Валентиновичу за обсуждение и обучение созданию 3D геологических моделей и Сутормину Сергею Евгеньевичу за консультации и обсуждение проектных вариантов разработки. Моим товарищам Гончаруку Даниле и Гончаровой Валерии за участие в обсуждении различных вопросов, связанных с выпускной квалификационной работой и обучении использования специализированного ПО.
Эффективная разработка Приразломного месторождения является сложной, но решаемой задачей. При проектировании геолого-технических мероприятий, вариантов разработки и различных других работ на МЛСП необходимо учитывать ее ограничения и условия, которые позволяют создавать инновационные решения в нефтегазовой сфере.
Ознакомившись с данными по Приразломному месторождению и после их детального анализа, были выявлены следующие важные факторы влияющие на дальнейшую разработку залежи:
На месторождении наблюдается отставание фактической добычи от проектной, которое произошло в результате неподтверждения геологических свойств коллектора. [1]
Действующая на данный момент система разработки оптимальна, однако необходима ее корректировка с учетом новых данных, а также режимов нагнетательных скважин с целью ее оптимизации.
В связи с этим были предложены варианты разработки месторождения, позволяющие нивелировать неоднородность геологических свойств и повысить показатели добычи нефти. Все варианты были смоделированы в специализированном ПО для оценки их эффективности и реалистичности. По результатам моделирования и экономических расчетов был выделен наиболее привлекательный вариант, имеющий наибольшее значение накопленной добычи нефти и интегрального показателя соответственно. В то же время, в рекомендуемом варианте разработки не удалось достичь максимального КИН, который может быть гораздо больше проектного, но принят таковым ввиду ограничения по времени эксплуатации МЛСП.
В результате проделанной работы, можно также сделать вывод о том, что увеличение количества нагнетательных скважин позволяет нивелировать низкую приемистость коллектора, тем самым достичь высоких дебитов и КИН соответственно.
