коэффициент продуктивности - 27,6 т/(сут.∙МПа)
удельный коэффициент продуктивности - 2,294 т/(сут.∙МПа)
гидропроводность - 61,18 см/(мПа∙с)
проницаемость - 0,125 мкм2
Средние значения параметров горизонта АВ1 при нестационарных режимах фильтрации.
гидропроводность - 65,29 см/(мПа∙с)
проницаемость - 0,125 мкм2
пьезопроводность - 3548 м2/с∙10-3
2.4.3 Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1
Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды, не связанной.
При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора - это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположены на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами.
Нефтенасыщенность пласта АВ14 - 0,503-0,366 (коэффициент нефтенасыщенности.). По пласту АВ13 нефтенасыщенность изменяется от 7,3 до 43,6% в скв. №1679 и от 35,7 до 84,5% в скв. №64.
Средние значения, определенные по двум пропласкам в скв. №64 равны 52%, а в скв. №1679 по пяти пропласткам изменяются в пределах по скв. №64 от 34,2 до 80,8%, по скв. №320бис 26,6 - 67,5%, а по скв. №1679 от 7,8 до 58,5%. Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ1(1+2а). Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.
Средневзвешенное по толщине значение нефтенасыщенности плата АВ1(1+2а) в скв. №320бис равно 47%, в скв. №64 составляет 63%, по скв. №1679 нефтенасыщенность определялась по четырем песчаным пропласткам, входящих в пласт АВ1(1+2а), и среднее значения по пропласткам изменяются от 27,6 до 41,3% и в целом по пласту равно 42,2%. [1]
2.4.4 Физико-химическая характеристика нефти горизонта АВ1
Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847,56 кг/м3, сравнительно маловязкой, вязкость нефти при температуре 20оС - 7,58 мм2/с, при 50оС - 3,67 мм2/с. Содержание серы 0,75% весовых, асфальтенов - 2,0%, селикагеливых смол-8,83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2,23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций: отгон до 200оС составляет 31%, выход фракций до 300оС - 52%. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58 - 63%. Нефть характеризуется следующими параметрами:
плотность сепарированной нефти 851,95 кг/м3;
плотность пластовой нефти 777,7 кг/м3;
объемный коэффициент 1,182 м3/м3;
вязкость пластовой нефти 1,66 МПа∙с;
давление насыщения - 8,2 МПа;
газосодержание 67,47 м3/т.
Компонентный состав газа в процентах молярной концентрации составляет: метана 77,37%, этана 5,76%, углекислого газа 0,29%, удельный вес газа 0,944кг/м3.
Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеновому типу по классификации Добрянского. Нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном. [4]
Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа
Рисунок
2.5 Компонентный состав нефтяного газа
2.5 Гидрогеологическая характеристика
месторождения
Советское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами.
Первый водоносный комплекс включает в себя трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты. Второй водоносный комплекс - верхняя часть васюганской свиты (верхняя юра). Третий водоносный комплекс - мегионская свита и нижняя часть васюганской свиты. Четвертый водоносный комплекс - верхняя часть вартовской и алымской свит. Пятый водоносный комплекс - покурская свита. Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения.
Первый водоносный комплекс выдержан на месторождении и сложен песчаными пластами линзовидного строения. Толщина комплекса 200 - 350 м. Температура пластовых вод 90оС. Воды данного комплекса напорные.
Второй водоносный комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70 - 80 м. Температура пластовой воды 80оС. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит. Толщина водоупорных отложений 25 - 30 м.
Третий водоносный комплекс литологически представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного комплекса 280 - 330 м. В разрезе этого комплекса выделяются горизонты БВ8, БВ6, БВ4, БВ3, БВ1. Воды высоконапорные, самоизливающиеся. Пластовое давление, в зависимости от глубины залегания горизонта, составляет 21,5 - 22,9 МПа, пластовая температура 71 - 74оС.
Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит, имеет широкое распространение и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Отложения представлены чередованием песчаных, алевролитовых и аргиллито-глинистых пород. Толщина комплекса 200 - 250 м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16 - 17,8 МПа, температура 52 - 54оС.
Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского возраста. Толщина комплекса 700 - 800 м и залегает на глубинах 900-970м.
Воды комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях 1010 кг/м3, тип воды хлоркальциевый.
Шестой водоносный комплекс представлен отложениями палеоген-четвертичного возраста и практически не изучен. Воды этого комплекса пресные, гидрокарбонатонатриевые, используются для питьевых целей.
В результате анализа данных, приведенных в таблице 1 видно, что по химической характеристике пластовые воды Советского месторождения по классификации В.А. Сулина хлоркальциевого типа, жесткие, бессульфатные, слабой минерализации, которая с глубиной увеличивается от 18,3 кг/м3 (покурская свита) до 38,6 кг/м3 (пласт ЮВ1 Васюганской свиты).
Воды основных комплексов по гидрогеологическим данным носят застойный характер. Согласно общих гидрогеологических предпосылок, а также гидродинамических исследований, можно сделать вывод, что режим залежей Советского месторождения - упруговодонапорный.
Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи.
Таблица 2.3 - Характеристика пластовой и закачиваемой воды
3. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1
.1 Анализ текущего состояния разработки продуктивного горизонта АВ1
В 1967 году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели технологической схемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990 гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Для изучения промысловых характеристик в первой технологической схеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м, из-за низкого начального нефтенасыщения и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1. В дальнейшем в связи со сложностями ее быстрого разделения с одновременным обеспечением высоких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систему разработки; при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточечной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.
В связи с этим в проекте разработки 1990 года принято решение по формированию трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек, для исключения негативных факторов площадной системы. И в итоге плотность сетки составит 230 тыс. м2/скв. при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:2,8.
В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 76% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 154,504 млн.т нефти, что составляет 66,4% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,282, обводненность продукции 88%. [4]
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг.
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1(1+2а) с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.
С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или 51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,195, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается, как по организационным причинам, так и из-за ограниченности материально-технических средств. Максимальный отбор нефти 3709 тыс. т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. при обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.
Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ1(1+2а) при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ12б+3+4. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ12б+3+4, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое завышение указанного коэффициента за счет не герметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.
График динамики добычи нефти объекта является характерным для крупных низкопродуктивных пластов с длительным периодом освоения. Текущая среднесуточная добыча жидкости по пласту АВ1 составляет 36 тыс. тонн в день из которых всего 6,4 тыс. т в сутки - добыча нефти. Столь низкий уровень добычи нефти сопровождается второй проблемой - высокой обводненностью добываемого флюида. Эти две основных проблемы системы разработки обусловлены следующими причинами:
. Сложное геологическое строение пласта АВ1: Чрезвычайно низкая продуктивность верхнего пропластка АВ1(1+2a) в сравнении с нижележащими AВ13-4.
. Недонасыщенность пласта АВ1(1+2a) нефтью (наличие подвижной воды) обусловливает 20% начальную обводненность во вновь пробуренных скважинах.
. Заколонные перетоки в нагнетательных скважинах вызывают снижение эффективности системы поддержания пластового давления. Нагнетаемая вода закачивается в нижележащие высокоприемистые пропластки AВ13-4 которые на настоящий момент истощены и имеют обводненность 98%. Как следствие происходит уменьшение нефтеотдачи пласта АВ1 в целом. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 0,96% в год.
. Использование технологии гидроразрыва пласта на добывающих скважинах
приводит к вовлечению нижних высокообводненных пропластков AВ13-4
в процесс разработки в 70% случаев. Кроме того, скважины с ГРП исключают
последующее проведение на них ремонтно-изоляционных работ.
Рисунок 3.1 График динамики добычи нефти и жидкости
Рисунок 3.2 Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1
Рисунок 3.3 Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1
Таблица 3.1 - Показатели разработки Советского месторождения за период с
2002 по 2005 года
Таблица 3.2 - Показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения
за период с 2002 по 2005 года
3.2 Особенности выработки запасов
нефти пласта АВ1(1+2а)
Начальные извлекаемые запасы продуктивного горизонта АВ1 составляют 148 млн. тонн нефти. Накопленная добыча нефти составила 74,66 млн. тонн, причем 29 млн. тонн (40%) этих запасов приходится на пласт АВ1(1+2а) “рябчик”, который в разработку практически не вовлечен. Сначала разработки (1966г) из этого пласта было добыто не более 3 млн. тонн нефти. Такое состояние разработки обусловлено рядом факторов:
сложность геологического строения и низкая проницаемость пласта АВ1(1+2а);
пласт АВ1(1+2а) “рябчик” представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин, толщина пропластков изменяется от 1 до 50 см.
Суммарная эффективная толщина его изменяется от 0 до 9,3 м. и в среднем по месторождению составляет 5,2 м. Пласт характеризуется повышенной слоистой и рассеянной глинистостью. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Коэффициент пористости 24,4%. Коэффициент проницаемости от 20 до 60 мД.
В поровом пространстве коллекторов помимо остаточной воды и нефти присутствуют определенное количество воды. Значение нефтенасыщенности по пропласткам изменяется от 38 до 80%.
Толщина глинистого раздела пластов АВ1(1+2а) и АВ1(2б) небольшая (1-4м) и, как следствие, проблематична их надежная изоляция в условиях необходимости создания больших перепадов давления.
Система разработки была принята в целом по продуктивному горизонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ1(1+2а) практически отсутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются интервалы пластов АВ1(2б-4) более высокой проницаемости.