Материал: Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

1.5    Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения представлена по пластам ЮС11, ЮС12, ЮС13, и ЮС2. Исследования нефтей и газов выполнены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, лабораторией геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» и СибНИИНП. Нефти Угутского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (28 - 29 МПа) и температур (87 - 89 °С). В пластовых условиях нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется от 10,9 МПа (ЮС2) до 11,3 МПа (ЮС11). Свойства пластовой нефти представлены в таблице 1.1. Нефти пластов ЮС11 - ЮС2 относится к средним, плотности нефтей ступенчатой сепарации меняются от 855 кг/м3 (ЮС11) до 885 кг/м3 (ЮС2)]. В пластовых условиях нефти характеризуются как маловязкие, их вязкости меняются от 1,07 мПа·с (ЮС11) до 2,10 мПа·с (ЮС2) (таблица 1.2).

По данным исследований поверхностных проб нефти Угутского месторождения характеризуются как малосмолистые - содержание смол силикагелевых от 6,31 % (ЮС11) до 8,16 % (ЮС12), сернистые - содержание серы от 1,46 % (ЮС2) до 1,81 % (ЮС13), парафинистые - содержание парафинов от 2,06 % (ЮС11) до 3,42 % (ЮС2). Шифр технологической индексации нефтей - IIТ1П2. Содержание метана в нефтяном газе при ступенчатой сепарации изменяется от 61,3 % (ЮС13) до 76,8 % (ЮС2); молекулярная масса нефтяного газа - от 22,0 г/моль (ЮС2) до 26,5 г/моль (ЮС13); плотность - от 0,91 кг/м3 (ЮС2) до 1,10 кг/м3 (ЮС13). По углеводородному составу нефть всех пластов относится к смешанному типу. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный.

Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Угутского месторождения

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Угутского месторождения

2       ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Действующим в настоящее время технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Угутского месторождения» выполненное в 2011 году и утвержденное ЦКР Роснедра (протокол №5302 от 26.12.2011 г). Ниже приводится постановляющая часть протокол.

В принятой работе в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки Угутского месторождения» по авторскому варианту следующие основные положения и технологические показатели:

выделение объектов разработки ЮС11, ЮС12+3, ЮС1 и ЮС2;

система разработки девятиточечная, плотность сетки - 25 га/скв.;

-       - фонд скважин: всего - 931, в том числе добывающих - 679, нагнетательных - 252;

-       фонд скважин для бурения - 621 (из них 35 резервных), в том числе 468 добывающих (из них 5 горизонтальных), 153 нагнетательных;

-       проектные уровни:

o добыча нефти - 2804 тыс. т/год - в 2020 г.;

o   добыча жидкости - 9699 тыс. т/год - в 2024 г.;

o   добыча растворенного газа - 167,6 млн. м3/год в 2020 г.;

o   закачка воды - 12161 м3/год - в 2024 г.

o   КИН по категории ВС1 - 0,342, по категории С2 - 0,309;

o полное использование растворенного газа.

запасы газ нефть скважина

2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

На Угутском месторождении промышленная нефтеносность установлена в пластах юрских отложениях - ЮС11, ЮС12, ЮС13 и ЮС2. Геологические запасы в целом по месторождению составляют 209884 тыс. т., извлекаемые - 70552 тыс.т, рисунок 2.1. Основная часть запасов промышленных категорий В+С1 сосредоточена в пласте ЮС11 - 60382 тыс. т (35.4%) геологических и 22401 тыс.т (40.3%) извлекаемых и пласте ЮС13 - 63570 тыс.т (37,2%) геологических и 21232 тыс. т (36%) извлекаемых. Доля геологических. запасов категории С2 от общих по месторождению составляет 39090 (18,6 %), извлекаемых - 12069 тыс.т (17,1%). Большая часть геологических запасов категории С2 приурочена к пласту ЮС13 - 18499 (47,3%) и пласту ЮС2 - 14509 тыс.т. (37%).

а) геологические                                      б) извлекаемые

Рисунок 2.1 - Распределение геологических и извлекаемых запасов нефти Угутского месторождения по пластам

По состоянию на 01.01.2011 г. на Угутском месторождении пробурено 393 скважин, в том числе:

в северо-западной части 383 скважины (218 добывающих, 94 нагнетательных, 9 наблюдательных, 50 поисково-разведочных и 12 водозаборных скважин),

в юго-восточной части - пять добывающих скважин (в том числе три горизонтальных), четыре нагнетательных и одна водозаборная скважина.

Месторождение до 2003 г. находилось в стадии растущей добычи нефти, дальнейший период разработки характеризуется периодом падения добычи нефти, рисунок 2.2.

Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки Угутского месторождения

Выработка запасов нефти на месторождении осуществляется с проведением геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи и улучшение показателей использования и эксплуатации скважин.

С начала разработки месторождения в эксплуатационном добывающем и нагнетательном фонде перебывали 330 скважин, из них 328 - в добывающем, т.е. практически все нагнетательные скважины были в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 52,3 тыс. т., на одну скважину добывающего фонда - 81,9 тыс.т. Больше среднего значения по пласту отобрали нефти 116 скважин (35,5 % скважин), рисунок 2.3. Более 80 тыс.т. на скважину отобрали 75 добывающих скважин (23% скважин перебывавших в добыче) работающие раздельно на пласт ЮС1 в северной части участка и совместно работающие скважины с ГРП в северо-восточной части участка. Суммарный отбор нефти по этой группе скважин составляет более 60% накопленной добычи нефти по пласту. Более половины скважин (50,3 %) перебывавших в эксплуатации отобрали менее 30 тыс. т. на одну скважину: половина из них (51,4%) нагнетательные скважины после отработки на нефть. Средняя накопленная закачка воды на одну скважину составляет 498,4 тыс.м3. Высокие значения суммарной закачки (более 800 м3/сут) отмечаются по скважинам расположенным в высокопродуктивной зоне на севере разбуренного участка, рисунок 2.4.

Рисунок 2.3 - Распределение скважин по накопленному отбору нефти

Рисунок 2.4 - Распределение скважин по накопленной закачке воды

По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд месторождения составляет 276 скважины, в том числе 163 добывающих и 113 нагнетательных скважин. Действующий фонд составляет 136 добывающих скважин и 90 нагнетательных скважин, соответственно 27 и 23 скважины составляют бездействующий фонд.

Действующий добывающий фонд характеризуется среднесуточным дебитом нефти и жидкости, соответственно 10,7 и 81,5 т/сут. С высокими значениями среднесуточного дебита жидкости (от 100 до 400 м3/сут) работают скважины высокопродуктивной северо-восточной зоны и горизонтальные скважины, рисунок 2.5. Почти половина действующего фонда 53 скважин (40%) работают с дебитами до 40 м3/сут, относятся они к низкопродуктивной западной части (зона совместного залегания пластов). Основная часть действующих скважин (60% фонда) характеризуется дебитами нефти менее 10 т/сут, рисунок 2.6 Доля суточной добычи малодебитных скважин составляет 71,4% от общей суточной добычи (2224,4 т/сут). 37% фонда скважин имеют дебит от 10 до 40 т/сут, на них приходится более 28 % суммарной суточной добычи нефти. Доля высокодебитных скважин (свыше 40 т/сут) составляет 4 % (пять скважин).

Рисунок 2.5 - Распределение действующих скважин по дебиту жидкости

Рисунок 2.6 - Распределение действующих скважин по дебиту нефти

При средней обводненности продукции скважин 86,8%, треть скважин действующего фонда скважин (25,5%) характеризуются обводненностью менее 50%. Высокообводненный фонд (более 90%) составляют 47 скважин или 37 %, рисунок 2.7. Низкообводненные скважины (до 20 %) обеспечивают 31,0 % от общей суточной добычи нефти. Средний дебит по нефти и жидкости составляет 22,9 и 25,2 т/сут соответственно. Почти 35 % суммарной суточной добычи нефти приходится на скважины, обводненность, которых изменяется от 0 до 40 %, средний дебит по нефти таких скважин составляет 30,7 т/сут. На долю высокообводненного фонда скважин приходится 25 % суточной добычи.

Рисунок 2.7 - Распределение действующих скважин по обводненности продукции

Как видно из анализа, в структуре действующего фонда скважин есть две выраженные группы скважин: низкообводненные, с небольшим дебитом жидкости и высокобводненные с большим дебитом жидкости. Первая группа скважин вносит весомый вклад в общую добычу нефти и именно на нее должны быть направлены основные усилия при работе с фондом и снижению обводненности.

2.3 Контроль за разработкой месторождения

Основной задачей контроля за разработкой Угутского месторождения является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи, оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию, оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.

Основные способы получения информации при контроле - это измерение дебита и обводненности продукции скважин на поверхности, замер пластовых и забойных давлений, исследование профилей притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин.

Виды, объемы и периодичность исследований необходимые для контроля разработки Угутского нефтяного месторождения рекомендуются в соответствии с регламентирующими документами «Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений». Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Имеющиеся 12 контрольных скважин северо-западной части равномерно распределены по площади. На не разбуренной юго-восточной части залежи для контроля за процессом разработки месторождения необходимо дополнительное бурение контрольных скважин (5 % от общего фонда скважин).