Характеристика режима водонапорного бассейна

Площадь проектируемых работ тяготеет к западной части Западно-Сибирского гидрогеологического мегабассейна, разделяемого в разрезе на два, отличающихся по условиям залегания, движения и формирования подземных вод, бассейна: мезозойский и кайнозойский. Каждый из выделенных бассейнов состоит из ряда водоносных и водоупорных горизонтов. Региональнымводоупором, разделяющим мезозойский и кайнозойский бассейны друг от друга, служит мощная толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

Свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Александровского месторождения изучались по поверхностным и глубинным пробам. Принятые подсчетные параметры нефти продуктивных пластов представлены в таблице 2.3−2.6.

Таблица 2.3 Свойства пластовой нефти.

Наименование параметра.	Численные значения.
диапазон значений.	рекомендуемые.
Пласты АС1−7.
Пластовое давление, МПа.	;	22.0.
Пластовая температура, °С.	;	81.0.
Давление насыщения, МПа.	;	7.8.
Газосодержание, м3/т.	;	33.0.
Суммарный газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т.	;
Объемный коэффициент, м3/м3	— при однократном разгазировании.	;	1.12.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	;	1.10.
Плотность в условиях пласта, кг/м3	;	809.0.
Вязкость в условиях пласта, мПа•с.	;	3.39.
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	;	10.1.
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C.	— при однократном разгазировании.	;	0.992.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	;	0.825.
Плотность дегазиро-ванной нефти, кг/м3, при 20 °C.	— при однократном разгазировании.	;	870.5.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	;	866.0.
Пласт ЮС2−4.
Пластовое давление, МПа.	28.44.	28.44.
Пластовая температура, °С.	89.0.	89.0.
Давление насыщения, МПа.	4.61 -7.82.	6.337.
Газосодержание, м3/т.
Суммарный газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т.
Объемный коэффициент, м3/м3	— при однократном разгазировании.	1.178 -1.326.	1.268.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	1.250.	1.250.
Плотность в условиях пласта, кг/м3	743.1 -774.0.	759.07.
Вязкость в условиях пласта, мПа•с.	1.09 -1.86.	1.477.
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	21.22 -30.75.	26.607.
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C.	— при однократном разгазировании.	1.376 -1.387.	1.367.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	1.109.	1.109.
Плотность дегазиро-ванной нефти, кг/м3, при 20 °C.	— при однократном разгазировании.	844.8 -845.5.	845.0.
— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.	833.3.	833.0.

Таблица 2.4 Физико-химические свойства и состав пластовой нефти.

</…

Выбор схожих объектов производился на основе сопоставления геолого-физических характеристик пластов Алекандровского месторождения с характеристиками объектов соседних месторождений. Результаты анализа опыта разработки пластов соседних месторождений представлены ниже.

Пласты АС1, АС5, АС7.

Наиболее близким аналогом является Северо-Селияровское месторождение, на котором разрабатывается объект АС5. Также в районе Александровского месторождения имеются залежи пластов АС1 Средне-Назымского, АС7 Приобского, АК1−3 Красноленинского, которые находятся в разведке. Объект АС3 Большого Ольховского месторождения находится в опытно-промышленной разработке. Геолого-физические параметры этих залежей представлены в Табл. 3.2.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 2.1 до 5.5. м, по пластам группы АС Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается на уровне 3.4−5.5 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.3 до 7 мД, по Александровскому месторождению проницаемость оценивается на уровне от 1 до 3 мД по керну (от 2.5 до 5.6 мДпо ГИС), коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 0.38 до 0.495 д.ед., по Александровскому месторождению данный параметр составляет 0.46 д.ед.

Таблица 3.2. Основные технологические решения по пластам группы АС соседних месторождений.

Продуктивный пласт.	ЮС2−4.
Количество исследованных.
скважин.
проб.
Пластовое давление, МПа.	28.44.
Пластовая температура, °С.
Давление насыщения, МПа.	6.337.
Газосодержание, м3/т.
Объемный коэффициент пластовой нефти, д.ед.	1.250.
Плотность нефти, кг/м3
в пластовых условиях.	759.07.
в стандартных условиях.	743.57.
Месторождение.	Система воздействия проектная.	Форма сетки.	Расстояние между скважинами, м.	ГТМ.
Северо-Селияровское.	трехрядная и девятиточечная.	квадратная.		ГРП, ЗБС, ОПЗ, МУН.
Большое. Ольховское.	девятиточечная.	квадратная.		ГРП, ЗБС, ОПЗ, МУН, ОРЗ.

На меловых объектах соседних месторождений запроектированы квадратные сетки с расстоянием между скважинами 500 и 800 м; трехрядная и обращенная девятиточечная системы. Предусмотрен широкий набор технологий повышения нефтеотдачи — бурение боковых стволов, проведение ГРП, физико-химические МУН, нестационарное заводнение и перфорационные работы.

Пласт ЮС0.

В районе Александровского месторождения залежи нефти, приуроченные к пласту Ю0баженовской свиты, выделены на Сыньеганском, Западно-Камынском, Сахалинском, Тундринском, Южно-Мытаяхинском месторождениях (Рис. 3.3). В разработке находятся Ай-Пимское (Приобский НГР), Галяновское (Красноленинский НГР) и Средне-Назымское (Ляминский НГР) месторождения. Основные геолого-физические параметры данных объектов представлены в табл. 3.3.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 4.2 до 9.3 м, на Тортасинском месторождении — на уровне 5.8 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.02 до 4.2 мД, по Тортасинскомуместорождению проницаемость оценивается на уровне 4.6 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.81 до 0.86 д.ед., по Тортасинскому месторождению данный параметр составляет 0.85 д.ед.

Таблица 3.3. Основные технологические решения по пластам ЮС₀ соседних месторождений.

Месторождение.	Проектная система воздействия.	Форма сетки.	Расстояние между скважинами, м.	ГТМ.
Средне-Назымское.	естественный режим + термогазовое воздействие.	квадратная.		ГРП.
Сыньеганское.	естественный режим.	неравномерная.	49 га/скв с уплотнением дао 24.5 га/скв.	приобщение скважин Ю2−4
Северо-Лабатьюганское.	естественный режим.	неравномерная.	50 га/скв.	ГС.
Западно-Сахалинское.	площадная.	64 га/скв.	ГС 300 м.
Западно-Камынское.	Бурение ГС с горизонтальными ответвлениями, вскрытие пласта на депрессии.
Галяновское.	избирательная.	квадратная.		ГРП.
Ай-Пимское.	Девятиточечная, естественный режим.	квадратная.		ГС, ГРП.

Наиболее распространённой системой воздействия для пластов баженовской свиты является естественный режим. Проектные сетки скважин характеризуются достаточно большим расстоянием между скважинами. Основными технологиями, рекомендованными для баженовских объектов, является гидроразрыв пласта (в том числе неоднократный), а также горизонтальные скважины.

Пласты ЮС2, ЮС4.

В районе Александровского месторождения залежи пластов средней юры выделены на Южно-Мытаяхинском, Апрельском, Назымском, Рогожниковском, Итьяхском, Емангальском, Мытаяхинском, Северо-Лабатьюганском, Галяновском, Западно-Камынском и др. месторождениях. В разработке находятся Сергинское, Песчаное и Сыньеганское месторождения. Основные геолого-физические параметры объектов средней юры представлены в табл. 3.4.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 1.6 до 11.3 м. По объектам Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается по пласту ЮС2 на уровне 12.0 м, ЮС4 — 6.4 м. Проницаемости пластов соседних месторождений составляют от 0.44 до 25.5 мД, по Тортасинскому месторождению проницаемость пласта ЮС2 оценивается на уровне 2.2 мД, пласта ЮС4 — 1.1 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.46 до 0.710 д.ед. По Александровскому месторождению данный параметр для пласта ЮС2 составляет 0.46 д.ед., для ЮС4 — 0.52 д.ед.

Таблица 3.4. Основные технологические решения по пластам средней юры соседних месторождений.

Месторождение.	Система воздействия проектная.	Форма сетки.	Расстояние между скважинами, м.	ГТМ.
Ай-Пимское.	обращенная девятиточечная.	;	16 га/скв.	Во всех скв. ГРП, БС при РИР.
Галяновское.	пятиточечная.	;		ГРП, ОРЗ.
Песчаное.	семиточечнаяочагово-избирательная.	треугольная.		БС, ГРП, ОПЗ.
Тундринское.	пятиточечная.	;	26.2 га/скв.	МРС.
Западно-Камынское.	пятиточечная.	квадратная.	25 га/скв.	ГС, ГРП, ГОС, ВУС, ОПЗ.
Сергинское.	избирательная, девятиточечная.	квадратная.		ВГВ, БГС, ГРП.
Сыньеганское.	пятиточечная.	квадратная.	500−700.	ГРП, ОПЗ,.
Рогожниковское.	однорядная.	квадратная.	700(с уплотнением до 500).	ГРП.
Красноленинское (Каменный ЛУ).	избирательная.	квадратная.		ГРП, ОПЗ.
Красноленинское (Лебяжий ЛУ).	пятиточечная и девятиточечная.	квадратная.	400 и 566.	ГРП, ОПЗ.
Красноленинское (Пальяновский ЛУ).	девятиточечная.	квадратная.		ГРП, ОРЗ.

Выводы Александровское месторождение находится на этапе пробной эксплуатации. В связи с минимальным опытом эксплуатации в работе были изучены основные технологические решения по выработке запасов по пластам-аналогам соседних месторождений.

Среди пластов-аналогов группы АС ближайшим разрабатываемым месторождением с достаточной историей освоения является Северо-Селияровское месторождение. На месторождении запроектирована квадратная сетка с расстоянием между скважинами 500 м, предусмотрена реализация трехрядной и девятиточечной систем воздействия. Основными технологическими решениями является проведение ГРП на стадии ввода скважины в эксплуатацию вследствие низких ФЕС. Также на месторождении имеется опыт бурения горизонтальных скважин, при этом их дебиты сопоставимы с дебитами наклонно-направленных скважин.

Более широко на соседних месторождениях представлены пласты баженовской свиты. Основными проектными решениями являются разработка на естественном режиме, размещение скважин по редкой неравномерной или квадратной сетке скважин. Основными технологиями воздействия на пласт являются применение различных видов ГРП и бурение горизонтальных скважин. На Средне-Назымском месторождении начата реализация термогазового воздействия.

На среднеюрских объектах соседних месторождениях реализуются площадные системы разработки, чаще всего пятиточечные, с расстоянием между скважинами 500−700 м. Основным геолого-техническим мероприятием для стимуляции притоков является проведение ГРП. Опыт реализации интенсивных систем воздействия выявил их низкую эффективность ввиду быстрого прорыва воды к добывающим скважинами и роста обводненности продукции.