Анализ и оптимизация системы разработки нефтяной оторочки Западно-Аянского нефтегазоконденсатного месторождения Восточной Сибири

В процессе работы на основе изучения данных добычи продукции, изучения падения пластового давления, интерпретации гидродинамических исследований скважин, решения уравнений материального баланса, было выявлено геологическое строение резервуара. Были классифицированы неопределенности и адаптирована гидродинамическая модель резервуара. С учетом геологических неопределённостей и процессов рассоления закачиваемой воды в резервуаре были определены меры по внесению изменений в разработку резервуара.

Реферат ………………………………………………………………………………………………………… 12

Abstract …………………………………………………………………………………………………………. 13

Введение ………………………………………………………………………………………………………. 14

1 Сведения о месторождении …………………………………………………………………………. 16

1.1 Общие сведения……………………………………………………………………………………. 16

1.2 Литолого-стратиграфический разрез ……………………………………………………… 19

1.3 Тектоника …………………………………………………………………………………………….. 29

1.4 Геологическое строение продуктивных пластов ……………………………………… 34

1.5 Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов .. 37

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов ………………………………………………….. 39

2 Литературный обзор …………………………………………………………………………………… 43

2.1 Месторождения-аналоги ……………………………………………………………………….. 43

2.2 Заводнение в истощенных резервуарах ………………………………………………….. 48

3 Анализ отклика резервуара на разработку…………………………………………………….. 53

3.1 Текущая ситуация разработки ……………………………………………………………….. 53

3.2 Геологические предпосылки………………………………………………………………….. 56

3.3 Анализ падения пластового давления …………………………………………………….. 59

3.4 Исследования ГДИС для определения геометрии резервуара…………………… 62

3.5 Существование водоносного горизонта ………………………………………………….. 64

3.6 Расчёты материального баланса …………………………………………………………….. 65

3.7 Изменения газового фактора при изменениях в добыче …………………………… 69
4 Оптимизация разработки …………………………………………………………………………….. 72

4.1 Заводнение истощенного резервуара ……………………………………………………… 72

4.2 Подбор добывающих скважин кандидатов для перевода в нагнетательный
фонд …………………………………………………………………………………………………………. 78

4.3 Надежность гидродинамической модели ………………………………………………… 82

4.4 Результаты расчетов ГДМ …………………………………………………………………….. 87

5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение ………… 98

5.1 Ресурсоэффективность и ресурсосбережение …………………………………………. 98

5.2 Технико-экономическое обоснование эффективности оптимизации
разработки нефтяной оторочки месторождения …………………………………………. 101

6 Социальная ответственность ……………………………………………………………………… 107

6.1 Мероприятия по охране недр, окружающей среды и человека при
эксплуатации скважин ……………………………………………………………………………… 107

6.2 Мероприятия по обеспечению рационального использования и утилизации
попутного нефтяного газа …………………………………………………………………………. 112

ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………………………………………… 114

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………… 115

Приложение А. ANALYSIS OF RESERVOIR BEHAVIOR TO PRODUCTION …. 118

A.1 Current production……………………………………………………………………………….. 118

A.2 Reservoir architecture background………………………………………………………….. 126

A.3 Reservoir pressure analysis ……………………………………………………………………. 130

A.4 Well test interpretation for boundaries …………………………………………………….. 133

A.5 Aquifer presence issue ………………………………………………………………………….. 135

A.6 Material balance studies ……………………………………………………………………….. 136
A.7 Gas-oil ratio response to production changes ……………………………………………. 148

A.8 Analysis of reservoir behavior to production summary ………………………………. 148

Основной целью проекта являлось изучение архитектуры резервуара и
обоснование оптимизации его разработки. Для этого были выполнены следующие
мероприятия:
– проанализирована история добычи месторождения;
– исследованы закономерности падение пластового давления при
разработке;
– проинтерпретированы гидродинамические исследования скважин для
уточнения строения резервуара;
– решены уравнения материального баланса для выделения зон
дренирования;
В результате работы было уточнено геологическое строение резервуара.
Основной геологической неопределённостью является связь района скважины 210
и центральной зоной резервуара. Неопределенным является и степень явления
рассоления при заводнении. Перевод скважин в поддержание пластового давления
имеет пограничный технико-экономический эффект. Для перевода в ППД
рекомендуется скважина 82, коэффициент компенсации 0.7. Это может стать
пилотным проектом заводнения на месторождении для уточнения эффектов
рассоления закачиваемой воды в пласте. Центральная зона месторождения не
рекомендуется к заводнению и к закачке газа в газовую шапку.
Перед реализацией проекта заводнения рекомендуется повести наблюдение
за разработкой резервуара, обеспечить исследования в виде гидропрослушиваний
для уменьшения степени геологической неопределённости.

1. Boge,M. Troll Oseberg Gas Injection. Offshore Technology Conference,
Houston, Texas, 1994. – 10 p.
2. Mahendra Pratap, Zahari B. Ibrahim, Mohd. G. Karim. Reservoir simulation
study of Baronia field, offshore Sarawak, Malaysia indicates higher Reserves and OIIP.
SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 16-18 October, Brisbane,
Australia, 2000. – 22 p.
3.Sabanchin, I. V., Titov, R.V., Petrakov, A. M., Egorov, Yu. A.,
Lebedev, I.A., Nenartovich, T.L., Starkovskiy, V.A. Physical simulation of gas injection
at oil-gas-condensate fields of Eastern Siberia. Neftyanoe Hozyaistvo, 2017. – 5 p.
4. Oleynik, V, Stepanov, N. Optimized approach to develop oil fields with gas
caps. Neftyanoe Hozyaistvo, 2012. – 10 p.
5. Bui, T., Forrest, J. K., Tewari, R. D., Henson, R. M., Abu Bakar, M.
Improving recovery from thin oil rim by simultaneous downdip gas and updip water
injection Samarang Field, Offshore Malaysia. SPE EOR Conference at Oil & Gas West
Asia, Muscat, Oman, 2010. – 12 p.
6. Parrish, M. Jr., Meadows, P. Oil recovery from 17 water-injection projects in
Clay, Jack, Montague, and Wise counties, Tex. US Dept. of the Interior, Bureau of
Mines, 1965. – 75 p.
7. Hoss, R. L. Factor affecting the performance of water-flood projects in the
Denver-Julesburg Basin. Drilling and Production Practice, New York, 1963 – 7 p.
8. Adisoemarta, P. S.,Frailey, S. M.,Lawal, A. S. Waterflooding: Review of
West Texas experience. SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, 15-17
May, Midland, Texas, 2001. – 4 p.
9. Nolan, W.E., Williams, R.M. Flooding of semi-depleted solution gas reservoir
in Fullerton Field. Journal of Petroleum Technology, 1958. – 4 p.
10. Syed, M. Hasan. Flooding of semi-depleted solution gas reservoir in
Fullerton Field. Journal of Petroleum Technology, 1974. – 6 p.
11. Hayworth, W.R. Water flooding a sandstone reservoir with a mobile gas
saturation: Sooner Unit field case history. Low permeability reservoirs symposium,
Denver, Colorado, 1991. – 6 p.
12. Holmgren, C.R., Morse, R.A. Effect of free gas saturation on oil recovery by
water flooding. Journal of Petroleum Technology, 1951. – 6 p.
13.Ligthelm,D.J.,Reijnen,G.C.A.M.,Wit,K.,Weisenborn,A.J.,
Scherpenisse, V. Critical gas saturation during depressurisation and its importance in the
Brent Field. Offshore Europe, 9-12 September, Aberdeen, United Kingdom, 1997. – 8 p.
14. Bikram M. Baruah, Keng Seng Chan. Water injection in Brown Field: never
too late. Offshore Technology Conference-Asia, Kuala Lumpur, Malaysia, 2014. – 12 p.
15. Abd Karim, Mohd Ghazali, Abd Raub, Mohd Razib Bin. Optimizing
development strategy and maximizing field economic recovery through simulation
opportunity index. SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and
Exhibition, Abu Dhabi, UAE, 2011. – 6 p.
16. Burdakov, D. A., Rukavishnikov, A. P., Tuzovskiy, M. A. East Siberian field
waterflood management. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow,
Russia, 2015. – 12 p.
17. Rahim Masoudi, Hooman Karkooti, Mohamad B. Othman. How to get the
most out of your oil rim reservoirs? International Petroleum Technology Conference,
26-28 March, Beijing, China, 2013. – 19 p.
18. Levanov, A., Kobyashev, A., Chuprov, A., Yashchenko, S., Musin, R.,
Chirgun, A., Svyashchenko, A., Grinchenko, V., Ovchinnikov, A., Burdakov, D., Zimin,
S. Evolution of approaches to oil rims development in terrigenous formations of Eastern
Siberia. SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16-18 October, Moscow,
Russia, 2017. – 37 p.
19. Johnson, H. D., Krol., D. E. Geological modeling of a heterogeneous
sandstonereservoir:LowerJurassicStatfjordFormation,BrentField.
SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 16-19 September, Houston, Texas,
1984. – 13 p.
20.Baker,L.E.Three-phaserelativepermeabilitycorrelations.
SPE Enhanced Oil Recovery Symposium, 16-21 April, Tulsa, Oklahoma, 1988. – 16 p.
21. Smith J. T, Cobb, W. M. Waterflooding. Petroleum Technology Transfer
Council (U.S.)., Midwest Office, 1997. – 584 p.
A.3 Reservoir pressure analysis