Особенности разработки нефтегазоконденсатного месторождения Томской области

Введение. Нефтегазоконденсатное месторождение Х располагается в Томской области и относиться к Васюганской нефтегазоносной области Западносибирской нефтегазоносной провинции. В разрезе месторождения выделены 5 объектов разработки: Ю1 1, Ю1 2, Ю1 3-4, Ю3 и Ю4-5. Изученные объекты являются сложными с точки зрения геологического строения и фазового состояния флюидов. К осложняющим разработку факторам относятся: низкая проницаемость коллекторов, наличие водонефтяных и газонефтяных зон, сложный состав флюид, фазовое состояние залежи близкое к критическому. Изучение опыта разработки сложных объектов является актуальной задачей. Полученная в результате информация может быть в дальнейшем использована при проектировании разработки месторождений-аналогов.
Материалы и методы исследований. Объектом исследования выступают эксплуатационные объекты нефтегазоконденсатного месторождения Х. В статье представлены результаты проведённого анализа разработки месторождения, изучена динамика технологических показателей, структура фонда и изучено энергетическое состояние введённых в эксплуатацию объектов. В качестве информационного источника использована проектно-техническая документация на разработку месторождения Х, в том числе включающая в себя материалы исследований методом кривой восстановления давления (КВД), на основании которых было установлено влияние снижения пластового давления на продуктивность добывающих скважин.
Результаты исследований и их обсуждение. На Месторождении Х в разработку введены объекты Ю1 1 и Ю1 2, включающие нефтяную и нефтяную залежь с газовой шапкой. Газоконденсатные объекты не эксплуатируются. В целом месторождение находится на начальной стадии разработки. Для пласта Ю1 1 по проектному документу реализуется треугольная сетка размещения скважин с шагом 700 м с фор-мированием обращенной семиточечной системой заводнения. На объекте Ю1 2 – трехрядная система разработки 700 × 700 м. Несмотря на низкие фильтрационно-ёмкостные свойств коллекторов входные дебиты скважин высокие, что объясняется свойствами флюидов месторождения Х. Единственным применённым на месторождении на данный момент методом интенсификации добычи является гидроразрыв пласта. Неблагоприятные факторы с точки зрения разработки месторождения были выявлены в ходе анализа динамики изменения пластового давления. На месторождении был проведён ряд исследований для определения влияния снижения пластового давления на процесс добычи углеводородного сырья.
Выводы. В ходе проведённых на месторождении исследований выявлено необратимое негативное влияние снижения пластового давления ниже давления насыщения на продуктивность скважин. Рост газового фактора отмечается даже при незначительном снижении пластового давления, особенно на пласте Ю11. Ввод нагнетательных скважин позволил стабилизировать пластовое давление, но основные проблемы разработки данных сложных объектов остаются нерешенными. Для оптимизации дальнейшей эксплуатации данных залежей необходима комплексная реализация предлагаемых проектных решений.

1. Астафьев В.И., Федорченко Г.Д. Асимптотический анализ процесса развития трещины ГРП // Математическое моделирование и краевые задачи. 2010. № 1. С. 32–36.

2. Ваганов Е.В., Сохошко С.К., Саранча А.В. и др. Результаты ликвидации притоков воды в скважинах, дренирующих газоконденсатные залежи // Наука. Инновации. Технологии. 2022. № 2. С. 7–24.

3. Вагнер А.М., Телишев А.А. Анализ проведения ГРП на примере месторождений Ноябрьского района // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 1997. № 6. С. 80.

4. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Сметанин А.В., Журова Е.Л., Воронков А.А. Оценка фазового состояния залежи одного из месторождений углеводородов Томской области // Горный журнал. 2012. № 4. С. 21–32.

5. Дружинская Ю.А. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещин ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" // Научный обозреватель. 2017. № 7. С. 48–50.

6. Земцов Ю.В., Баранов А.В., Гордеев А.О. Обзор физикохимических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 7. С. 11–21.

7. Казаков И.М. Заканчивание скважин – важнейший этап в их строительстве // Бурение и нефть. 2021. № 1. С. 55–56.

8. Казетов С.И., Исмагилов С.Ф. Прогнозирование индикаторных диаграмм на базе модификации формулы Вогеля // Булатовские чтения. 2019. № 2. С. 97–100.

9. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Нормативно-методическая документация. М.: ЕСОЭН, 2016. 320 с.

10. Логинов А.В., Колесник В.П. Прогноз продуктивности скважин после проведения ГРП и геометрия трещин разрыва // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегагабассейна (опыт, инновации). 2012. № 1. С. 193–196.

11. Мастриков А.В. Определение параметров трещины ГРП из кривой падения давления, полученной при мини-ГРП // Форум молодых учёных. 2018. № 12–3. С. 242–248.

12. Меледин А.С. Методика обоснования скважин для многостадийного гидроразрыва пласта на примере юрских отложений Западной Сибири // Проблемы геологии и освоения недр. 2016. С. 363–364.

13. Мулявин С.Ф., Маслов В.Н. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Монография в двух частях. Часть I. Тюмень: ТИУ, 2016. 268 с.

14. Мулявин С.Ф., Маслов В.Н. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Монография в двух частях. Часть II. Тюмень: ТИУ, 2016. 150 с.

15. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Изменение продуктивности скважин в бобриковских терригенных отложениях месторождений верхнего прикамья при высокой газонасыщенности пластовой нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 5. С. 63–69.

16. Сабитов Р.Р., Швечиков К.Д. Модель принятия решений на основе линейной регрессии для планирования ГРП объекта ЮВ1 Нивагальского месторождения // Территория нефтегаз. 2014. № 5. С. 88–91.

17. Соколов И.С., Павлов М.С., Босых О.Н. Опыт разработки низкопроницаемого пласта горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом // Нефтепромысловое дело. 2020. № 7. С. 10–16.

18. Технологическая схема разработки Х нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012 г.

19. Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Фахретдинов Р.Н. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков // Интервал. 2003. № 9. С. 4–22.