В настоящее время текущие и перспективные зоны разбуривания Приобского месторождения характеризуются сверхнизкой проницаемостью (менее 0,001 мкм2) и высокой расчлененностью. При разработке коллекторов данного типа актуальным является вопрос о целесообразности организации системы заводнения. В статье приведены результаты исследований, выполненных на Горшковской площади, которая характеризуется наихудшей проницаемостью. Ачимовские отложения Горшковской площади относятся к глубоководным конусам выноса в фондоформной части клинокомплекса, со средней эффективной проницаемостью коллектора 0,004-0,005 мкм2. В границах Горшковской площади выбраны четыре участка, один из которых разрабатывается на истощении, три – с поддержанием пластового давления (ППД). Сравнение основных показателей разработки рассматриваемых участков однозначно указывает на то, что на режиме истощения запасы вырабатываются менее эффективно, чем при применении системы ППД. На участке, который разрабатывается на режиме истощения дебит жидкости на установившемся режиме в 2 раза ниже, отбор от начальных изылекаемых запасов через 3-4 года в 1,7-2,4 раза ниже, а годовой темп отбора запасов 2,0-2,5 раза ниже.
Кроме того, для 12 участков Приобского месторождения выполнена оценка конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) как при наличии системы ППД, так и в случае ее отсутствия (режим истощения). Конечный КИН рассчитан в масштабе элементов заводнения. Для расчета прогнозного КИН выбраны участки Горшковской площади и левобережной части Приобского месторождения, аналогичные по фильтрационно-емкостным свойствам. КИН оценивался аналитическими методами (характеристики вытеснения, кривые падения дебита), для участка (сектора) в пределах Горшковской площади построена гидродинамическая модель. Конечный КИН при заводнении, рассчитанный с использованием аналитических методов и гидродинамической модели, по участкам Горшковской площади составляет 22-27 %, на режиме истощения согласно гидродинамической модели – 7 %. Эффективность применения заводнения на Горшковской площади подтверждена результатами, полученными в рамках выполнения опытно-промышленных и научно-исследовательских работ. Отмечено, что использование заводнения позволяет увеличить конечный КИН в 2-3 раза по сравнению с разработкой на истощении.
References
1. Baykov V.A., Zhdanov R.M., Mullagaliev T.I., Usmanov T.S., Selecting the optimal system design for the fields with low-permeability reservoirs (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2011, no. 1, pp. 84–98.
2. Shabalin M., Khabibullin G., Suleymanov E. et al., Tight oil development in RN-Yuganskneftegas (In Russ.), SPE-196753-MS, 2019, https://doi.org/10.2118/196753-MS
3. Rodionova I.I., Shabalin M.A., Mironenko A.A., Khabibullin G.I., Field development plan and well completion system optimization for ultra-tight and ultra-heterogeneous oil reservoirs (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2019, no. 10, pp. 72–76.
4. Wolcott D., Applied waterflood field development, Publ. of Schlumberger, 2001, 142 p.
5. Fetkovich M.J., Decline curve analysis using type curves, SPE-4629-PA, 1973, https://doi.org/10.2118/4629-PA
6. Clark A.J., Determination of recovery factor in the Bakken formation,
SPE-133719-STU, 2009, https://doi.org/10.2118/133719-STU
7. Ling Kegang, He Jun, Theoretical bases of Arps empirical decline curves,
SPE-161767-MS, 2012, https://doi.org/10.2118/161767-MS.
8. Nurlyev D.R., Rodionova I.I., Viktorov E.P. Et al., Tight reservoir simulation study under geological and technological uncertainty (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2018, no. 10, pp. 60-63.
