Материал: Ватьеганское месторождение

Химический состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболее представительных проб минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л, плотность 1,014 -1,017 г/см³. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см³).

Следующий водоносный комплекс связан с породами ачимовской толщи. Пробы пластовой воды были отобраны из трех скважин. Общая минерализация в среднем составляет 15,8 г/л, плотность с глубиной не изменяется.

Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 анализов. Минерализация по исследованным пробам достигает 25,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см³.

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов. Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридо-кальциевого типа.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

По методике СибНИИНП /7/ в лаборатории физики пласта под руководством Паникаровского В.В. были праведены опыты на моделях пласта из естественного керна и нефтях продуктивных горизонтов АВ_1-2, БС₁ и Ю₁ Ватьеганского месторождения. Всего выполнено 10 опытов

Полученных данных недостаточно для построения графиков зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна. Результаты лабораторных исследований-используются для привязки к соответствующей статистической зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости образцов для отдельных групп пластов месторождения Сургутского и Нижневартовского районов. Данные опытов по пластам АВ, БВ и Ю₁ на Ватьеганском месторождении хорошо согласуются с результатами по определнию этого параметра соответственно плстов АВ₁³-АВ_2-5 месторождений Нижневартовксого района, БС_10-11 на северном погружении Сургутского свода и Ю₁ месторождений Среднего Приобья:

b=-0,01610(lg K)² + 0,1610lg K + 0.3704;

b=-0,0273(lg K)² + 0,1867lg K + 0,4053;

b =-0,0300(lg K)² + 0,1942lg K + 0,4290,

где К - проницаемость образцов керна, мД.

Между изучаемыми параметрами имеется тесная корреляционная связь: корреляционные соотношения равны соответственно 0,92, 0,9 и 0,89, поэтому указанные зависимости могут быть использованы при расчете среднего коэффициента вытеснения нефти водой продуктивных пластов.

Наиболее точные результаты при обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой получаются при расчете по графикам зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна с учетом массовых анализов керна и толщины пропластков, из которых отобран керн.

По Ватьеганскому месторождению керн в достаточном количестве исследовался только по пластам АВ_1-2 и Ю₁^1а, а по остальным продуктивным пластам керн изучен в небольшом объеме с близкими значениями проницаемости образцов или совсем не исследовался. В связи с этим при геологическом и экономическом обосновании коэффициента нефтеизвлечения Ватьеганского месторождения /2, 3/ для учета неоднородности пластов по проницаемости средний коэффициент вытеснения нефти водой от средней проницаемости продуктивных пластов А месторождений Среднего Приобья (для пластов АВ₃ и АВ₈) и БС северной части месторождений Сургутского свода (для пластов БВ₁, БВ₆², БВ₇¹, БВ₁₀ и ачимовской толщи). Указание зависимости получены по данным обоснования средних коэффициентов вытеснения нефти водой соответственно 42 м 12 продуктивных пластов и имеют следующий вид:

b=-0,01980(lg K)² + 0,2021kgK + 0,2721;

b=0,0945lg K + 0,4691,

где К - средняя проницаемость пластов, мД.

На основе анализа имеющихся геолого-промысловых данных были приняты следующие средние значения проницаемости для пластов АВ₃ - 170мД, АВ - 120мД, БВ₁ - 80мД, БВ₆² - 30мД, БВ₇¹ - 47мД, БВ₁₀ - 49мД и ачимовской пачки - 18мД.

При обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой указанными способами получены следующие величины:

АВ_1-2 - 0,64; АВ₃ - 0,62; АВ₈ - 0,61; БВ₁ - 0,65; , БВ₆² - 0,61; БВ₇¹ - 0,63; БВ₁₀ - 0,63; ачимовская пачка - 0,59; Ю₁^1а - 0,62.

В лабораторных условиях с образцами керна и пластовыми жидкостями продуктивных пластов Ватьеганкого месторождения опыты по определению фазовых проницаемостей и кривых капиллярного давления в зависимости от водонасыщенности модели пласта не проводились.

3. Приборы, применяемые при исследовании скважин

Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм с помощью лебедки ЛС - 16 , ЛСГ - 1, установки для исследования скважин типов Азинмаш -8 А, Азинмаш-8 В, 3УИС, дистанционные приборы - на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройство (УЛА -1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН -5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД -36) дифманометрами (прямого действия ДГМ -4М и компенсационными «Онега -1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25-36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 Мпа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 Мпа, область рабочих температур от- 10 до + 400 С. Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД -2М, «Кобра-36Р», ДГД -6Б, ДГД -8)и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26-42 мм, пределы измерения 5 -200 м3/сут, 50 Мпа, 120 С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек -3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 - 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сдут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 С.

В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры-влагометры ВРГД-36, «Кобра-36РВ», дистанционный прибор ДРМТ -3 (для измерения до 60 Мпа и температуры до 180 С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток 5» (для измерения давления до 25 Мпа, температуры до 100 С, расхода 6-60 или 15 -150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм, имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки

.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 01.01.2002 г. общий фонд пробуренных и принятых на баланс добывающими предприятиями скважин составлял 3364 единиц, в том числе стволов и 46 разведочных скважин. Распределение фонда по предприятиям показано в таблице 3.4. В пределах лицензионных участков Ватьеганской площади пробурены 122 разведочные скважины.

Интенсивное разбуривание месторождения было начато в 1985 г. Объемы проходки вплоть до 1991 г. составляли 800-1100 тыс. м в год, что позволило ежегодно вводить в среднем по 400 новых скважин. В 1992-1995 г.г. объемы бурения сократились до 150 тыс. м, а в последующие три года - до 60-80 тыс. м в год. Соответственно замедлились и темпы ввода новых скважин: вначале до 120-140, а в 1995-1999 г.г. до 40 скважин в год (табл. 4.1, рис. 4.1). С 2000г. темпы разбуривания месторождения вновь возросли, ввод новых скважин в 2000 г. составил 73 единицы, а в 2001 г. -108.

Сначала освоения месторождения в его разработке участвовали 3364 скважины (98 % пробуренных), в том числе добыча нефти осуществлялась из 3321 скважины, под закачку воды использовали 613 скважин, из которых 569 первоначально отрабатывалась на нефть (см табл. 4.1).

Наблюдаемое количественное несоответствие между фактической принадлежностью части скважин и их проектным назначением обусловлено двумя основными причинами. Во-первых, большинство проектных скважин пласта АВЗ были сразу освоены на объект АВ1-2 (причины излагаются ниже), и, во-вторых, 117 скважин либо поочередно, либо одновременно, эксплуатировали 2 и более объектов.

Рисунок 4.1 а) Динамика ввода скважин в эксплуатацию б) Динамика пробуренного и действующего фонда скважин

На 01.01.2002 г. в действующем добывающем фонде числились 2182 скважины, в том числе в 23 скважинах совместно эксплуатировались два и более объекта. Закачка воды велась в 517 скважин, 563 нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. В бездействии и консервации находились 580 добывающих и нагнетательных скважин (501 добывающая и 79 нагнетательная). За весь период разработки на месторождении ликвидированы 54 скважины, в контрольный и пьезометрический фонд переведены 85 скважин. Легко видеть, что как по предприятиям, так и по месторождению в целом 89% фонда обслуживают два наиболее крупных и освоенных объекта, которые в основном и определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения. Распределение скважин, участвовавших в добыче нефти по ее накопленной величине, показано на рис. 4.2а.

Рисунок 4.2 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) накопленной добычи нефти; б) накопленной добычи жидкости; в) накопленной закачки воды.        

Практически вся накопленная на дату анализа добыча нефти (порядка 95%) получена из 60 % перебывавших в эксплуатации скважин. Остальные 40% (более 1300 единиц) отобрали примерно 3,5 млн. т нефти или около 3 тыс. т на скважину, Доля высокопроизводительных скважин (суммарная добыча более 50 тыс. т) составляет 18%, в их число входят 315 скважин, отобравших 100 и более тыс. т нефти каждая. В среднем, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится по 33,8 тыс. т нефти.

Дифференциация скважин нагнетательного фонда по объемам накопленной закачки выражена слабее (рис. 4.2в). Около 30 % скважин характеризуются средней величиной объема закачки до 200 тыс. м³, или в 5-10 раз ниже, чем по наиболее "приемистым" скважинам. Доля последних в нагнетательном фонде составляет всего 7 %. В среднем в каждую скважину закачано 463 тыс. м³ воды.

Основные показатели эксплуатации скважин действующего добывающего и нагнетательного фонда за декабрь 2001 г. приведены на рис. 4.3. Средние дебиты нефти и жидкости составили 10.1 и 40 т/сут при диапазоне изменения 0.03-179 и 0.3-399 т/сут соответственно. Более половины добывающих скважин работали с дебитом нефти менее 5 т/сут. Практически все скважины добывали обводненную продукцию (безводный фонд составлял 0.7 %). С обводненностью до 20 % работали 343 скважины (16% действующих), с обводненностью 80-99% - 789 скважин (36%).

Приемистость нагнетательных скважин варьировала от единиц до 1447 м³/сут при средней величине 180 м³/сут. Половина скважин нагнетательного фонда работала со средней приемистостью порядка 60 м /сут.

Основными способами эксплуатации скважин на месторождении на дату анализа являлись установки ЭЦН и ШГН, причем доля ШГН составляла более 47% (1052 скважин) доля ЭЦН - 80% (1158 скважин). Основная часть добычи нефти получена за счет ЭЦН и чуть более 20% - установки ШГН.

Рисунок 4.3 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) дебита нефти; б) дебита жидкости; в) обводненности; г) приемистости.

Рисунок 4.4 Показатели работы новых скважин, введенных в 2001 г.

Основную часть фонда составляют скважины оборудованные ШГН - 51,8%, ЭЦН - 48,1% и две скважины объекта АВ1-3 фонтанируют.

Объект АВ1-3

Бурение эксплуатационных скважин на горизонты АВ1-2 и АВЗ было начато в 1983г. и проводилось высокими темпами вплоть до 1991г. Максимальное количество - 327 новых скважин - было введено в добычу в 1989г. В последующие годы объемы бурения и ввод новых скважин снизились, в 1999 г. было введено всего 36 новых добывающих скважин. В 2000 - 2001 г.г. введено соответственно 50 и 72 новых скважин. Наибольшее количество нагнетательных скважин было введено также в 1989 г. - 61. Целевое бурение проектного нефтяного фонда специально на пласт АВЗ было завершено в 1989 году.

По состоянию на 01.01.2002г. по объекту АВ1-3 числилось 2096 добывающих и 470 нагнетательных скважин. На объект было переведено с нижележащих горизонтов 85 добывающих и 3 нагнетательные скважины. В целом по объекту АВ1-3 в бездействии находились 143 добывающих и 37 нагнетательных скважин. По ООО «ЛЗС» эти показатели составляют, соответственно, 112 и 37, по СП «Ватойл» -.29 добывающих скважин. На участке ЗАО «Еганойл» в бездействии числялись 2 скважины. В консервации по АВ1-3 находилась всего 191 скважина (186 добывающих и 5 нагнетательных). По ООО «ЛЗС» в консервации были 185 добывающих и 5 нагнетательных, по СП «Ватойл» одна скважина в консервации.

На участке, разрабатываемом ООО «ЛЗС», расположена основная доля скважин горизонта: 81% добывающих и 82% нагнетательных. За СП «Ватойл» числятся примерно 18% добывающих и 18% нагнетательных скважин, за ЗАО «Еганойл» - менее 1% добывающих. Значительное количество скважин в нагнетательных рядах на дату анализа находилось в отработке на нефть (486 скважин или около 50 % от имеющегося нагнетательного фонда в целом по объекту). По участкам ООО «ЛЗС», СП «Ватойл» эти показатели составляют, соответственно, 416 скв., 70 скв.

В среднем по объекту на 01.01.02 дебиты одной скважины по нефти составляли 10.5 т/сут, по жидкости 46,5 т/сут. Средние дебиты были несколько меньше по ООО «ЛЗС» - 9,1 т/сут и 38,3 т/сут и примерно вдвое выше по СП «Ватойл» - 16 т/сут и 79,5 т/сут и ЗАО «Еганойл» -17,8 т/сут и 60,4 т/сут, соответственно.

По пласту в целом, так же как и по ООО «ЛЗС» (ЗАО «Еганойл» включен в ООО «ЛЗС»), более половины скважин были низкопродуктивными (менее 5 тонн нефти в сутки) - 58% от действующего фонда, причем дебиты нефти ниже 1 т/сут имели 17% от действующего фонда скважин. С дебитами нефти от 5 до 20 т/сут работало по объекту в целом 20,3% скважин и по ООО «ЛЗС» 23,6 %, с дебитами от 20 до 100 т/сут - 14,2 % (от добывающего фонда) и 13,2% (от действующего фонда). Дебиты нефти более 100 т/сут имели всего 8 скважин (0,5 %). Таким образом, основной добывающий фонд горизонта АВ1-3 низкопродуктивный и дает менее 5-10 т/сут нефти на скважину. Число скважин в группах при переходе к более высоким значениям дебита резко уменьшается.

По ЗАО «Еганойл» более половины действующих скважин компании (10 скважин) имели дебиты от 5 до 30 т/сут и 3 скважины (21%) давали от 30 до 60 т/сут нефти. В фонде ЗАО «Еганойл» нет ни одной скважины с дебитом нефти выше 60 т/сут.

В СП «Ватойл» ситуация несколько более благоприятна. Дебиты нефти менее 5 т/сут имели 43,2 % скважин, в том числе менее 1 т/сут - 12,3%. От 5 до 20 т/сут давали 32,3 % скважин, от 20 до 100 - 22,7 %, более 100 т/сут - 1,8%.

Дебиты скважин объекта АВ1-3 по жидкости изменялись в пределах от нескольких т/сут до более 398 т/сут. На 01.01.02 г. к наиболее высокодебитным относились 13 скважин СП «Ватойл», которые отбирали по 300 - 398 т/сут жидкости, в том числе скважины 2082 (398 т/сут), 2289 (380,6 т/сут), 2351 (374,8 т/сут), и скважины 2206 (302 т/сут), 5294 (355,9 т/сут) на участке ООО «ЛЗС».

В отличие от дебитов скважин по нефти, распределение скважин по дебитам жидкости характеризуется зависимостью с двумя максимумами, расположенными в области как минимальных (5 т/сут и ниже), так и средних (в диапазоне от 20 до 100 т/сут) значений. Относительный минимум приходится на группу скважин с дебитом по жидкости от 10 до 20 т/сут. Такая закономерность характерна для всех участков, разрабатываемых компаниями. Почти 40 % от общего количества скважин являются низкодебитными (до 10 т/сут). В ООО «ЛЗС» доля таких скважин несколько выше -43,2%. По объекту в целом и ООО «ЛЗС» количество скважин в группах резко снижается в области значений выше 200 т/сут.