|
А.С. Самойлов
|
ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», ООО «ТюменНИИгипрогаз» |
Тюмень, Россия assamoilov@mail.ru |
|
С.М. Шацких
|
ООО «Газпромнефть-Снабжение» |
Тюмень, Россия |
|
В.В. Журавлев
|
Томск, Россия |
Тюмень, Россия Zhuravlev.VVi@tomsk.gazprom-neft.ru |
В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн т нефти из них в категории АВС
1 порядка 80%, в подгруппах - «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что составляет чуть более 50 млн т остаточных извлекаемых запасов. Следует отметить, что поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов и высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. В этой связи разработана систематизированная база технико-технологических параметров горизонтальных скважин (ГС) для определения следующих параметров:
• зависимости дебита ГС от длины для определенных геолого-физических условий:
• зависимости дебита ГС от геолого-физических параметров, таких как проницаемость, толщина пласта, гидпропроводность, проводимость;
• сходимости фактических показателей работы ГС с аналитическими моделями.
Материалы и методы
Одним из основных критериев эффективности используемых технологий является мониторинг динамики технологических показателей разработки с применением таких инструментов как, гидродинамическое моделирование, графоаналитические методы, регрессионно-корреляционный анализ, аналитическое моделирование.
Итоги
На основе систематизации показателей работы скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях доказана возможность и достоверность использования для прогнозирования показателей разработки нижнемеловых отложений Сургутского и Вартовского сводов «универсального параметра падения дебита нефти» совместно с выявленным эмпирическим коэффициентом экспоненциальной зависимости.
Выводы
В результате выполнения работ сформированы предложения по повышению достоверности получаемых результатов, включающие:
1) использование аналитических моделей требует адаптации на фактические показатели скважин;
2) динамику технологических показателей необходимо дополнительно (помимо геолого-гидродинамических моделей) рассчитывать с применением аналитических моделей адаптированных на историю разработки;
3) прогнозирование дебита ГС и проектной динамики выполнять с учетом результатов фактических показателей. На основе систематизации показателей работы скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях доказана возможность и достоверность использования для прогнозирования показателей разработки нижнемеловых отложений Сургутского и Вартовского сводов «универсального параметра падения дебита нефти» совместно с выявленным эмпирическим коэффициентом экспоненциальной зависимости.
