Рассмотрению особенностей выработки нефти из нефтяных оторочек в своей магистерской диссертации поспособствовали итоги производственных и преддипломной практики в Западной Сибири. Разработка подгазовых зон в регионе ведется давно (Самотлорское, Лянторское, Фёдоровское и др.). Запасы таких залежей относятся к категории ТРИЗ. Изучение возможностей разработки нефтяных оторочек и осложнения, возникающие в процессе, позволят вывести определённые геолого-технические критерии применимости тех или иных способов разработки, применения МУН.
Анализ литературных данных, большого объема геолого-промысловой информации и опыта разработки подгазовых зон нефтегазовых месторождений Западной Сибири и других регионов позволил сделать ряд выводов и дать рекомендации по выработке запасов УВ нефтяных оторочек.
1. Бесспорным является тот факт, что рентабельная на сегодняшний день добыча нефти из оторочек сводового типа возможна с применением горизонтальных скважин. Рассмотренные технико-экономические показатели (глава 8), сравнение показателей разработки с применением ВС и ГС (глава 6), а также особенности геологического строения группы изучаемых пластов (глава 5) демонстрируют выигрышность горизонтальных технологий на оторочках залежей пластового сводового типа.
2. Для оторочек залежей пластового сводового типа характерно наличие неблагоприятных (с точки зрения выработки запасов нефти) условий из-за преждевременного прорыва газа и воды, тем более для тонких оторочек [8]. В принципе обводненность - неизбежное явление и для добычи нефти горизонтальными скважинами. Анализируя обводненность продукции по ГС и ВС на начальном этапе разработки [25], водонефтяное отношение обоих категорий скважин в среднем около единицы. При дальнейшей добыче хоть и
наблюдается рост обводненности, но количество добываемой чистой нефти не уменьшается, т.е. добыча нефти остаётся в выигрыше. Учитывая геологию изучаемой группы пластов (средняя толщина нефтяной оторочки 12 м, отсутствие выдержанных экранов на уровне ВНК), очевиден тот факт, что рано или поздно продукция в скважинах начнёт обводняться. В связи с этим рекомендуется [5] располагать горизонтальный участок скважины на определенном расстоянии от контакта, чтобы исключить скорую обводненность [25]. Прорыв подошвенных вод в нефтяную оторочку возможен также при высоких пусковых депрессиях. По проектам (ТСР 1995 г.) определены пусковые депрессии при испытании, обуславливающие прорыв воды в скважины, равные соответственно 7,8 и 9,0 МПа на Моховой и Восточно-Моховой площадях Федоровскогоместорождения. В подтверждение этому - высокая начальная обводненность даже в тех скважинах, где проведенные геофизические исследования интерпретируют только нефтенасыщенность [25]. Надо отметить, что специальные исследования для определения пусковых депрессий в горизонтальных скважинах не проводились. Исходя из опыта работ в вертикальных скважинах (3 - 4 МПа), можно предположить, что оптимальными депрессиями для ГС станут 0,5 - 1 МПа [2]. Следует также считать, что глинистый раздел толщиной в 1 м будет достаточно надежным экраном от прорыва газа при депрессии не выше 0,7 МПа и экраном от воды при депрессии не выше 1,5 МПа [25]. Сохранение естественных экранов в пласте позволит эффективнее выработать запасы нефтяной оторочки.
3. Ориентация и положение горизонтального участка в пласте, судя по накопленному опыту, также влияют на обводненность. При ориентации ГУ в нефтенасыщенной толще к ГНК начальная обводненность и темп минимальные (10 - 20% и возрастает плавно) [25]. Проводка ГУ с отклонением от проектного (допустимые погрешности измеряются десятками см) обуславливает не только росту обводненности, но и увеличению газового фактора. В работе [5, 30] 77
упомянуто, что при отклонении положения горизонтального участка от проектного наблюдаются: средний дебит нефти в 1,3 раза ниже (согласно проекту - 33,4 и с отклонением - 25 т/сут); возрастает газонефтяной фактор (в 1,7 раза - от 789 до 1332 м3/т).
4. Прорывы газа в оторочку и, как следствие, повышение газового фактора в добываемой продукции приводят к перемещению ГНК, уменьшению объема нефтяной оторочки, снижению подвижности нефти и к необратимым потерям нефти из-за того, что нефть оказывается в «сухой» газонасыщенной части коллектора, где она становится неподвижной и добыча её не представляется возможной [4]. Максимально достижимые КИН в таком случае не превышают 10-20%. В подобных ситуациях логично предложить использовать такие методы воздействия, при котором оторочка и «газовая шапка» будут разграничиваться. Например, барьерное заводнение. Создается водяной барьер на уровне ГНК, позволяющий вести разработку отдельно нефтяной и отдельно газовой части. Созданию барьера способствуют высокая проницаемость и анизотропия и однородность пласта [8].
5. Разновидностью барьерного заводнения (глава 7) и как один из эффективных методов выработки запасов нефти из оторочек является полимерное (создание экранов на контакте «нефть-газ» с первоначальной невысокой вязкостью, которая в дальнейшем закупоривает контакт). Применение этого метода неразрывно с такими трудностями как: 1) трудно закачать агент в пласт так, чтоб он распространился вдоль контакта; 2) полимеры являются достаточно дорогостоящими агентами. Вместо них часто используют дешевые химические продукты, например пена. По этой технологии закачивается раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) на уровне ГНК, а пена образуется при фильтрации газа через слой ПАВ [23]. Чем выше неоднородность пласта, тем эффективнее применение пенных барьеров.
6. Вариант разработки нефтяной оторочки на естественных режимах (длительность процесса, низкие отборы) может привести к ухудшению технико¬экономических показателей (рассмотрено в главе 7). Рекомендуется применение систем разработки с законтурным и приконтурным заводнением. Для пластовых сводовых залежей (сюда относится и залежь группы пластов АС4-8) бурятся горизонтальные добывающие скважины в верхней части оторочки и вертикальные нагнетательные скважины в нижней части. Большому коэффициенту охвата вытеснением нефти водой способствует однородность пласта [8].
7. Для залежей с небольшой толщиной оторочки, характеризующейся высоким коэффициентом анизотропии, неоднородностью и низкой проницаемостью применима система разработки с разрезанием нефтяной зоны на блоки [8] самостоятельной разработки (применяется на изучаемом месторождении). При разработке тонких оторочек образуются конусы газа и языки обводнения. Для снижения скорости их образования рекомендуется разрабатывать залежи горизонтальными скважинами на малых депрессиях [8]. Нагнетание воды в данном случае вовлекает в разработку основные запасы оторочки.
Самобытность группы пластов АС4-8 не нуждается в доказательствах. Проблемы, возникающие при выработке запасов нефти из оторочек в данных пластах, требуют неординарных решений при подборе систем разработки, методов увеличения нефтеотдачи. Уникальность геологического строения каждой отдельно взятой залежи, а также огромное количество запасов углеводородов, содержащихся в них, требуют адресного подхода к изучению геологии и разработки нефтяных оторочек.


Купить