|
Год проведения
работ
|
Метод
исследования, масштаб
|
Краткие
результаты исследований
|
|
|
1958 г.
|
Рекогносцировочно-площадные
сейсмические работы MOB
|
Оконтурено
Фроловское поднятие. Два других поднятия находятся одно к юго-востоку, другое
к западу от него. Построены структурные карты по горизонтам 1,11,111, IV, V.
1-гориз.-коньяк-сантон-кампан; 11-сеноман; 1П-баррем; ГУ-кровля юрских
отлож.; V-низы платформенного мезозоя.
|
|
|
1960 г.
|
СЗ MOB 1:500000
|
Выявлены Шапшинское,
Леушинское, Б. Салымское и Пилюгинское поднятия.
|
|
|
1967 г.
|
MOB 1:100000
|
Выявлены и
подготовлены под глубокое бурение Ханты-Мансийская и Нялинская структуры,
оконтурены западный склон нового локального поднятия. Построены структурные
карты по отражающим горизонтам «Б», «М» и «Г».
|
|
|
1969 г.
|
MOB 1:100 000
Батовская площадь
|
Выявлено и
оконтурено Верхне-Шапшинское поднятие, уточнено геологическое строение
восточного борта Ханты-Мансийской впадины, получены данные о строении
западного склона Ляминской структуры. Построены структурные карты по
отражающим горизонтам «Б», «М» и «Г»
|
|
|
1970 г.
|
MOB 1:100 000
Шапшинская площадь
|
Детализированы
и подготовлены под глубокое бурение Верхне-Шапшинская и Западно-Салымская
структуры. Уточнено геологическое строение восточного борта Х-Мансийской
впадины Построены структурные карты по отражающим горизонтам «Б», «М» и «Г».
|
|
|
1975 г.
|
MOB l: l00 000
Тундринская котловина
|
Уточнена зона
сочленения Зенковского кп с Верхне-Шапшинским, Салымским кп и Пойкинским
валом. Построены структурные карты по горизонтам «Б», «М», «Г», «Э».
|
|
|
1978-1979 гг.
|
Детальные
сейсморазведочные работы MOB ОГТ 1:50 000
|
Выявлены
Приобское, Репьевское, Чусинское, Севское, Алексинское поднятия, два
подготовлены к бурению. Выявлены линии глинизации пластов БС6 и БС4-5.
|
|
|
1979-1980 гг.
|
MOB ОГТ
комплексом «Вибросейсм» по региональным профилям 1:200000
|
Детально
изучено строение разреза мезозойско-кайназойских отложений по региональным
профилям. Выделены зоны развития промежуточного комплекса, намечены наиболее
перспективные участки для постановки поисковых работ и заложения скважин.
|
|
|
1981-1982 гг.
|
МОГТ 1:50 000
|
Уточнено
геологическое строение Верхне-Шапшинского, Восточно-Фроловского поднятий.
Верхне-Шапшинское поднятие подготовлено к поисковому бурению по горизонту «Т.»
|
|
|
1981-1982 гг.
|
МОГТ 1:50 000
|
Уточнено
геологическое строение Средне-Шапшинского, Западно-Салымского поднятий.
Средне и Нижне-Шапшинское поднятия подготовлены к поисковому бурению по
горизонту «T».
|
|
|
1983-1984 гг.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Уточнено местоположение
и конфигурация Приобского поднятия. Выявлен структурный нос на севере площади
и вытянутый приподнятый участок в центральной ее части. Выявлена
литологически экранированная ловушка на Верхне-Шапшинском поднятии по
горизонту Т2. По результатам сейсмо-стратиграфического анализа и бурения
выделены четыре сейсмические фации в неокомских отложениях.
|
|
1985 г.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Уточнено
тектоническое строение Приобского месторождениия. Выявлены и подготовлены
Сахалинское, Светлое, Западно-Приобское, Приобское, Ханты-Мансийское,
Западно-Сахалинское, Южно-Сахалинское поднятия.
|
|
1985 г.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Детализированы
Нялинская, Западно-Нялинская и Сыньеганская локальные поднятия.
|
|
1985 г.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Детализированы
Гамбитовая, Ханты-Мансийская, Южно-Селияровская положительные структуры.
|
|
1986 г.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Подготовлено к
бурению Метельное поднятие. Закартировано и подготовлено к поисковому бурению
северное продолжение Приобской зоны (Сахалинское, Южно-Сахалинское,
Западно-Горшковское, Южно-Студеное поднятия). Выделены по горизонту Т2
предполагаемые структурно-стратиграфические ловушки. Обработка данных МОГТ по
комплексу «залежь» позволила установить 5 сейсмических образов записи,
соответствующих различным типам строения пластов группы АС10 (0) - АС11 (2).
|
|
1987 г.
|
Выполнены
работы ВСП на 11 скважинах на Приобской (скв.NN 185, 236, 240), Галяновской
№18
|
Получено 16
сейсмограмм ВСП. По материалам ВСП проведена стратиграфическая привязка
отражающих горизонтов. Построено 11 сейсмогеологических разрезов. Получены
значения средних и пластовых скоростей, величины горизонтального градиента на
Приобской, Родниковой и Русскинской площадях. Проведено обобщение данных
сейсмокаротажа на Приобской площади.
|
|
1988 г.
|
Площадные
работы МОГТ 1:50 000
|
Выявлены и
детализированы Фроловская, Восточно-Фроловская, Новофроловская,
Северо-Фроловская, Восточно-Ханты-Мансийская, Мало-Фроловская,
Верхне-Шапшинская, Елыковская, Варовая, Высокоостровская, Южно-Селияровская
структуры.
|
|
|
|
|
|
Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на
Приобском месторождении послужили материалы сейсморазведочных работ МОВ, МОВ
ОГТ и открытие залежей нефти на соседних площадях Салымского нефтегазоносного
района.
В 1972 г. была пробурена первая поисковая скважина 1vsh, по материалам сп
8/68-69 ГТПГУ «Хантымансийскгеофизика», в наиболее приподнятой части этого
поднятия. При опробовании в ней двух интервалов пласта ЮС0 открытым
забоем были получены притоки безводной нефти 5,5 и 20,0 м3/сут.
Рисунок 1.2.1 Схема геолого-геофизической изученности
Приобского месторождения
1.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное
бурение
Поисково-разведочные работы на Приобском месторождении в
пределах современных границ имеют определенную площадную и временную
стадийность. Обусловлено это тем, что площадь месторождения включает в себя
целый ряд локальных структур, опоискованных в разное время по индивидуальным
проектам поисково-разведочных работ.
Скв. 3vsh, заложенную на очень близком расстоянии (1,7 км)
от предыдущей, следует считать не совсем удачной, ибо из 5 опробованных в ней
объектов четыре (АС5, АС6, АС9, Ач2)
оказались водонасыщенными и лишь пласт ЮС0 - нефтенасыщенным с
получением фонтанного притока нефти 2,0 м3/сут, а пласты АС10-АС12
и Ач1, Ач3 - представленными неколлекторами.
Скв. 2vsh была пробурена в краевой, южной части
Верхне-Шапшинского поднятия на расстоянии 9,6 км от двух предыдущих. При
опробовании в ней пластов АС5 и ЮС5 были получены притоки
воды; опробованные совместно пласты Ач4, Ач5 и ЮС0
оказались бесприточными, хотя по данным ГИС последний из них является
нефтенасыщенным.
После 12-летнего перерыва глубокое разведочное бурение было
продолжено в достаточно больших объёмах - за период 1987-1992 гг. было
пробурено 11 скважин. Основанием для этого послужили структурные построения.
Определённую роль при этом сыграл «Проект глубокого бурения Приобского
месторождения», составленный в 1981 г. По результатам бурения и опробования
этих скважин подтвердилась нефтеносносность пласта ЮС0 баженовской
свиты, а также была выявлена промышленная значимость пластов ачимовской толщи и
группы АС10 - АС12.
В дальнейшем, разведочные скважины закладывались по
профильной системе. Весьма выигрышное размещение разведочных скважин
заключается в том, что они формируют разноориентированные профили, близкие к
субширотным и субмеридианальным. Такое размещение разведочных скважин позволило
получить наиболее полную информацию о геологическом строении и нефтеносности
юрских и нижнемеловых отложений в сокращенные сроки и меньшим количеством
скважин.
На Приобском месторождении в пределах лицензионных границ ОАО
«Газпромнефть» по состоянию на 1.01.2012 года пробурено 75 разведочных скважин.
Из них 31 - ликвидирована, 24 - в работе, 10 - законсервированы, 10 -
переведены в пъезометрический фонд.
Разведочные скважины бурились роторно-турбинным способом по
групповым или индивидуальным рабочим проектам. Конструкция скважин
двухколонная. Бурение из под кондуктора производилось на естественно нарабатываемом
в процессе бурения глинистом растворе. Начиная с глубины 1800-1900 м раствор
обрабатывался химреагентами УЩР (угле-щелочной реагент) с добавлением КМЦ
(карбоксилметил-целюза). При вскрытии продуктивных пластов раствор доводили до
следующих параметров: удельный вес 1,14-1,16 г./см3, вязкость 25-30
сПз, водоотдача 6-7 см3/30 мин, содержание песка до 1%. Во избежание
осложнений при бурении после глубины 1900-2000 м в раствор добавляли до 1 м3
нефти.
Для крепления стенок скважины применялась следующая
конструкция: кондуктор 245 мм на глубину 350-450 м с подъемом цемента до устья.
При обсаживании скважин применялась эксплуатационная колонна диаметром 146 мм и
168 мм. Эксплуатационная колонна спускалась до забоя с подъемом цемента до
устья. На герметичность эксплуатационные колонны испытывались гидравлическим
давлением 15 МПа. Горно-геологические условия позволяют успешное и безаварийное
бурение скважин при условии соблюдения технологии проводки скважин.
При строительстве эксплуатационных скважин применяется
кустовое наклонно-направленное бурение. Наклонные скважины бурятся по трех и
четырех интервальным профилям. Для наклонно-направленных скважин со смещением
300 м и более принимается четырехинтервальный профиль с вертикальным участком,
участком набора, стабилизации и естественного уменьшения зенитного угла. Для
скважин со смещением от вертикали до 300 м трехинтервальный профиль, включающий
вертикальный участок, участок набора проектного угла и участок естественного
снижения зенитного угла.
При цементировании кондуктора для ускорения сроков
схватывания цементного раствора применяется ускоритель (хлористый кальций) в
количестве 3% от веса цемента. Контроль за подъемом цемента до устья
осуществляется визуально.
Эксплуатационная колонна в интервале залегания продуктивных
пластов группы «А», «Б» и юры цементируется «чистым» цементом, плотностью
1,80-1,85 г./см3. Выше ствол скважины до устья цементируется
гельцементным раствором. Гельцементный раствор готовится путем затворения сухой
смеси цемента и бентонитового глинопорошка.
Следует отметить, что в разведочных и добывающих скважинах
после вторичного вскрытия пласта независимо от того, проводились ли в них
мероприятия по интенсификации притока, имеют место как положительные, так и
отрицательные значения скин-фактора.
.4 Геофизические исследования скважин в процессе
бурения
В скважинах ЮЛТ Приобского месторождения проводился следующий
стандартный комплекс геофизических исследований:
· стандартный каротаж (СП и КС);
· боковое электрическое зондирование (БЭЗ);
· индукционный каротаж (ИК);
· боковой каротаж (БК);
· микрозондирование (МКЗ);
· микробоковой каротаж (МБК);
· радиоактивный каротаж (НКТ, НГК, ГК) и
гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК-П);
· ядерно-магнитный каротаж (ЯМР);
· электрический пластовый микросканер (FMI);
· гидродинамический каротаж на кабеле (MDT);
· акустический каротаж (АК);
· кавернометрия (КВ);
· резистивиметрия;
· инклинометрия;
· акустическая цементометрия (АКЦ).
Основные регламентированные различия в комплексах ГИС
эксплуатационных и разведочных скважин состоят в следующем:
· исследования МКЗ, МБК, КВ в
эксплуатационных скважинах проводят при углах наклона ствола скважины до 150;
· радиоактивные методы НК и ГК в
эксплуатационных скважинах проводят в обсаженном стволе, а в разведочных скважинах
- в открытом;
· исследования акустическим и
гамма-гамма-плотностным методами не входят в обязательный комплекс
геофизических исследований эксплуатационных скважин;
· в наборе зондов БКЗ эксплуатационных
скважин не предусмотрены исследования большим восьми метровым зондом.
Технические условия проведения ГИС
Отложения мелового возраста вскрываются бурением турбинным
способом долотами 190 мм (разведочные скважины) и 216 мм (эксплуатационные
скважины) в основном на пресной глинистой промывочной жидкости (ПЖ), которая
характеризуется
следующими технологическими параметрами - плотность 1,12-1,22
г./см3, условная вязкость 25-40 с, водоотдача 7-9 см3 за
30 мин. Удельное электрическое сопротивление ПЖ при пластовой температуре
составляет 1,0-4,0 Омм.
Пластовые давления близки к гидростатическим. Температура в
исследуемых продуктивных отложениях изменяется от 70 до 950С.
1.5 Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования в скважинах Приобского
месторождения проводились как на стадии поисково-разведочных работ 1987-2000
гг. (468 опробований и исследований в 90 скважинах), так и на стадии
эксплуатации. К категории ГДИС отнесены только исследования, направленные на
определение фильтрационных и энергетических свойств пластов. Замеры забойного
давления, статического и динамического уровня и др. отнесены к категории
технологических измерений.
Программа и методика исследований
Исследования, проведенные в указанные периоды, подробно
описаны в «Дополнении к технологической схеме опытно промышленной разработки
южной лицензионной территории Приобского месторождения». В названном документе
дан анализ гидродинамических исследований как при проведении
поисково-разведочных работ, так и работ, выполненных на стадии эксплуатации
месторождения. Отмечалось применение новых методик ГДИС, таких как:
- исследования с применением испытательного
комплекса «КИИ-95» в обсаженной скважине в условиях закрытия скважины на забое
после длительного свабирования;
- комплекс циклических ГДИС с целью
мониторинга за изменением энергетического состояния залежей и уточнения ФЕС
пластов;
- определение параметров трещин
гидроразрыва, контроль дизайна ГРП, процессов освоения скважины с первым циклом
эксплуатации - с использованием автономных глубинных датчиков давления и
температуры;
- «on-line» мониторинг (с помощью встроенной измерительной
системы «Феникс») - с установкой дистанционного цифрового манометра-термометра
под прием ЭЦН;
- проведение исследований КСД при запуске
скважины в работу (с помощью ЭЦН) (продолжительность записей составляет до 4000
часов);
- гидродинамические и
промыслово-геофизические исследования при совместной эксплуатации скважиной
нескольких пластов;
- определение плотности флюида в стволе
скважины по изменению градиента давления с помощью двух и более глубинных
манометров.
На основании анализа проведенных работ и требований
проектирования разработки месторождения были обоснованы:
- перечень скважин опорной сети для
проведения исследований (фонд ППД);
- требования к исследованиям добывающих
скважин для контроля совместно эксплуатируемых продуктивных пластов АС101,
АС121, АС122;
- требования к исследованиям добывающих
скважин при контроле разработки совместно эксплуатируемых пластов АС121,
АС122;
Всего в реестр опорных скважин, предназначенных к плановым
исследованиям, был занесен 151 объект. Работы планировались для определения
следующих параметров:
- продуктивность скважин;
- характеристики текущего энергетического
состояния пластов;
- основные фильтрационные характеристики
пластов (гидропроводность, подвижность, проницаемость и пр.) и их изменение во
времени;
- полный набор характеристик совершенства
вскрытия, включая скин-фактор, радиальную неоднородность, параметры трещины
гидроразрыва (полудлину, проводимость, загрязнение трещины) и изменение
продуктивности после капитального ремонта скважин или интенсификации притока с
воздействием на призабойную зону;
- параметры, характеризующие геологическое
строение, включая радиус дренирования скважин, наличие или отсутствие
изолирующих разломов, глинизация, неоднородность и анизотропия коллекторов.
Указанная информация использовалась при совместном площадном
анализе промысловой и геофизической информации с целью оценки характера
выработки залежи, а также установления оптимальных режимов работы скважин.
Кроме того, эти данные крайне необходимы при гидродинамическом моделировании
процессов разработки, оценке эффективности принятой системы разработки,
обосновании и контроле эффективности ГТМ, в конечном счете - для повышения
добычи. Для выполнения гидродинамического контроля разработки рекомендовались
следующие мероприятия:
- Более широко использовать возможности
автономных и дистанционных датчиков давления и температуры при контроле
эксплуатации добывающих скважин.
- Увеличить количество раздельных
опробований пластов комплексами на трубах (ОПТ) с закрытием скважины на забое
(оборудование типа «КИИ»). Требуемый охват ОПТ - не менее 10-15% фонда скважин,
бурящихся на каждый пласт.
- Проводить регулярные гидродинамические
циклические исследования добывающих скважин по технологии ИД-КВД.
- Проводить исследования скважин,
эксплуатирующих совместно несколько пластов, комплексом методов ПГИ и ГДИС
(включая индивидуальный мониторинг пластов).
- Широко внедрить систему индивидуального
мониторинга разрабатываемых совместно пластов с применением систем ОРД и ОРЗ, а
также стационарных автономных или дистанционных глубинных
контрольно-измерительных приборов с включением в комплекс датчиков: расхода,
состава, давления и температуры.
- В случае, если на разбуриваемых участках
появятся предположения о присутствии непроницаемых экранов, исследовать
свойства межскважинного пространства методами: гидропрослушивания и
трассирования потоков индикаторами.
- Проводить регулярные системные
гидродинамические исследования нагнетательных скважин - согласно списка скважин
опорной сети по технологии ИД-КПД.
- Для решения задач, связанных с изучением
динамики вытеснения по показаниям комплексов ГДИС-ПГИ, исследовать опорные
добывающие скважины после каждого увеличения в продукции доли воды на одну
треть.
- Провести исследования на приемистость с
целью определения забойного давления, при котором продолжается распространение
(рост) трещины ГРП, и давления частичного закрытия трещины гидроразрыва при
эксплуатации.
Первичная обработка и интерпретация результатов ГДИС
проводилась согласно действующим регламентным документам: федерального РД
153-39.0-109-01 и внутреннего регламента скважинных исследований Компании
«Газпром нефть».
Качество и достоверность ФЕС пласта, полученных после
интерпретации, оценивалось по следующим критериям:
- вид исследований и порядок приоритета
методик исследований (КИИ-КВД, КВД, КСД, КПД, КВУ-З - замер на забое, КВУ-У -
замер на устье, технологических измерений ТИ);
- время (продолжительность) регистрации
изменения давления и дебита;
- качество зарегистрированных кривых
(соблюдение требований по технологии и программы исследований,
интерпретируемость результатов исследований);
- тип применяемой измерительной аппаратуры,
ее класс точности и метрологическая обеспеченность;
- методика обработки и использованный
программный продукт.
Кривые КВД, КСД и КПД обрабатывались в следующей
последовательности. В первую очередь пересчитывались показания манометра на
глубину ВНК. Затем производилось построение кривых в декартовых координатах Р=ƒ(t). После этого в «log-log» координатах logΔP=logƒ(t) и координатах Хорнера
Р=logj(t) проводилась диагностика
режимов течения и оценивались параметры пласта.
Для оценки параметров использовались методы характерных
кривых, касательной и совмещения (ПО «PanSystem» и «Гидра-Тест-М»). Качество совмещения
являлось дополнительным критерием достоверности модели интерпретации.
Аналогично, если наблюдался радиальный режим фильтрации, обрабатывались
длительные КВУ-З. Часть исследований по технологии КВУ-З обработаны ПО «Гидра-Тест-М»
методом «совмещения», с учетом переменного дебита послепритока. В этом случае
для интерпретации использовалась кривая изменения дебита во времени,
рассчитанная по темпу изменения давления. Кроме того, по кривым давления и
дебита в перечисленных скважинах определена продуктивность методом
«псевдоиндикаторной» (Яковлева).
Результаты исследований, полученные при гидродинамическом
прослушивании, обрабатывались методом «точки начала реагирования».
Данные глубинных дистанционных манометров, зарегистрированные
при мониторинге ЭЦН комплексами типа «Феникс», обрабатывались в ПО «PanSystem» и «Saphir».
Объем проведенных исследований
За период 2006-2008 гг. на пласты АС101,
АС121, АС122 было проведено 535
гидродинамических исследований в 455 скважинах. В таблице 1.5.1 представлено
распределение объемов работ по пластам в течение 2006-2008 гг. Распределение
исследований по методам в период с 2006 по 2008 гг. представлено в таблице
1.5.2.
Наибольшее количество исследований составляет контроль
проведения - 72 исследования по комплексной методике мониторинга ГРП + КВД.
Таблица 1.5.1. Распределение ГДИC по пластам
|
Пласт
|
Период
проведения исследований
|
Количество
исследований за весь период
|
Количество
исследованных скважин
|
|
2009
|
2010
|
2011
|
|
|
|
АС101
|
16
|
44
|
64
|
124
|
104
|
|
АС121
|
1
|
11
|
8
|
20
|
20
|
|
АС122
|
28
|
42
|
204
|
274
|
224
|
|
АС101+121
|
-
|
1
|
16
|
17
|
13
|
|
АС101+122
|
3
|
3
|
58
|
64
|
56
|
|
АС121+122
|
1
|
-
|
16
|
17
|
14
|
|
АС10-1+121+122
|
8
|
-
|
11
|
19
|
19
|
Таблица 1.5.2 Распределение ГДИC по методам исследований
|
Метод
исследований
|
Период
проведения исследований
|
Количество
исследований за весь период
|
Количество
исследованных скважин
|
|
2009
|
2010
|
2011
|
|
|
|
ГДП
|
-
|
|
6
|
6
|
6
|
|
ГРП+КВД
|
9
|
19
|
44
|
72
|
61
|
|
КВД
|
2
|
|
|
2
|
2
|
|
КВУ
|
16
|
2
|
46
|
64
|
53
|
|
«КИИ-146»
|
2
|
6
|
7
|
15
|
12
|
|
«КИИ-95»
|
16
|
4
|
21
|
41
|
38
|
|
КПД
|
2
|
10
|
31
|
43
|
32
|
|
КСД
|
5
|
5
|
135
|
145
|
138
|
|
Рпл
|
|
|
55
|
55
|
31
|
|
Рпл(ГРП)
|
5
|
56
|
23
|
84
|
68
|
|
∑общ
|
57
|
102
|
368
|
527
|
441
|
В таблице 1.5.3 представлены значения скин-факторов в
эксплуатационных скважинах до и после проведения ГРП. По результатам
проведенных исследований были рассчитаны средние значения параметров пластов
(для нагнетательных и добывающих скважин), которые представлены в таблице
1.5.4.
Таблица 1.5.3. Изменение скин-факторов до и после проведения
ГРП
|
Пласт
|
До ГРП
|
После ГРП
|
|
Количество
исследований
|
Скин
|
Количество
исследований
|
Скин
|
|
АС10
|
94
|
3,4
|
49
|
-4,0
|
|
АС10+121
|
-
|
-
|
6
|
-3,7
|
|
АС10+121+122
|
|
-
|
27
|
-4,2
|
|
АС10+122
|
1
|
12,0
|
23
|
-4,0
|
|
АС121
|
14
|
2,0
|
7
|
10,5
|
|
АС121+122
|
|
-
|
7
|
-3,6
|
|
АС122
|
37
|
2,6
|
70
|
-3,8
|
|
В целом
|
146
|
3,1
|
189
|
-3,4
|
Гидропрослушивание между скважинами: 15245-15275, 15244,
15232, 15246, 473Р.
Условия проведения исследований методом ГДП на скважинах
15245, 15275, 15244, 15232, 15246, 473Р
|
№Скв.
|
Статус
|
Дебит, м3/сут
|
% воды
|
Растояние между
скважинами, м
|
Время (сут) и
способ регистрации давления
|
возмущающая.
(закачка)
|
- 135 (до
становки) - 219 (запуск - 2 этап)
|
100
|
-
|
15, на приеме
насоса
|
|
15275
|
реагирующая
|
61
|
35
|
475,5
|
13, динамич.
уровень. Р в затрубье
|
|
15244
|
реагирующая
|
115
|
65
|
494,1
|
8, диннамич.
уровень. Р в затрубье
|
|
473Р
|
реагирующая
|
71
|
30
|
672,9
|
13, динамич.
уровень. Р в затрубье
|
|
15232
|
реагирующая
|
88
|
44
|
504,8
|
18, на приеме
насоса
|
|
15246
|
реагирующая
|
107 ~117
|
30
|
449,5
|
18, на приме
насоса
|
На первом этапе исследований скважина 15245 была остановлена
(27.03.2008 г.) для регистрации КПД, что также являлось первым динамическим
импульсом для реагирующих скважин. До остановки скважина работала с
приемистостью 135 м3/сут., реагирующие скважины весь период
исследований находились в работе. Наблюдения за поведением забойного давления в
скважинах 15275, 15244, 473Р проводилось регистрацией уровня в затрубном
пространстве, в скважинах 15245, 15246 и 15232 регистрация изменения забойного
давления производилась глубинными манометрами, установленными на хвостовике НКТ
(входящие в комплект контрольного оборудования ЭЦН).
В процессе регистрации КПД уровень в возмущающей скважине
упал ниже отметки установки манометра (1010 м). Поэтому из 145 часов
регистрации для обработки была пригодна запись, проведенная в первые 44 часа
исследования данным удалось получить информативные обзорный и диагностический «log-log» графики и определить
параметры пласта: скин-фактор интегральный (-2.1), фазовая проницаемость по
воде 4.0 мкм2*10-3, пластовое давление на ВНК пласта АС101
15.42 МПа, гидропроводность 13.1*10-9 м3/Па сек,
продуктивность 14.7 м3/(сут*МПа).
На втором этапе исследований скважина 15245 была запущена
(02.04.2008 г.) с поглощением 234 м3/сут. Весь процесс регистрации
давления в скважине 15245 продолжался 360 часов, из которых время записи КСД
составило 215 часов. Регистрация девиации давления в реагирующих скважинах
продолжалась от 8 до 10 суток.
Причем необходимо отметить, что дебит скважин и процент
обводненности флюида во всех добывающих скважинах остался практически
неизменным. Графики, построенные по результатам измерений - рисунок 1.5.5,
отражают сложные процессы, накладывающиеся на режим добычи и изменения
забойного давления. В результате изменений работы насоса, образовались шумовые
колебания фазового раздела. Также работа скважин сопровождалась периодическими
остановками насоса по причине недостаточной нагрузки, при этом образовывалась
резкие скачки забойного давления. Манометры, поставляемые в комплекте с ЭЦН,
обладают чувствительностью 1 атм, пласт-коллектор - слабопроницаемый, поэтому
реакции на импульсы возмущения пласта визуально не прослеживаются. В результате
поставленные перед исследованием цели не достигнуты.
Сравнивая все три описанных межскважинных исследования
методом ГДП можно сделать следующий вывод. Для получения материала исследований
высокого качества необходимо перед созданием возмущения остановить скважину и
дождаться ее восстановления, применять высокоточные глубинные чувствительные
манометры, установленные на хвостовике НКТ. Соблюдать условие «технологической
тишины», при котором исключаются остановки (пуски) и изменения режимов работы
ближайших эксплуатирующихся скважин (расположенных вблизи и на исследуемом
участке). Именно несоблюдение этих условий не позволило получить
интерпретируемый материал при исследовании скважин 15245-15275-15244, 15233,
15246, 473Р.
Совместная эксплуатация нескольких пластов требует
постоянного контроля гидродинамического состояния скважины, состава флюида
поступающего из каждого пласта в отдельности, а также исключения межпластовых
перетоков. Для решения этих задач были предложены различные методики
исследований, апробированные в 2005-2008 гг. и описанные ниже.
Изменение пластового давления и депрессии с 2001 по 2009 гг.
|
Пласт
|
Рпл, МПа/ΔРМПа
|
|
2001-2004 гг.
|
2005-2007 гг.
|
2008-2009 гг.
|
2010-2012 гг.
|
|
|
|
|
|
|
АС101
|
20.78/10.84
|
22.12/16.74
|
19.93/7.48
|
20.61/10.53
|
|
АС121
|
25.74/13.53
|
24.24/14.96
|
25.43/14.77
|
24.22/13.68
|
|
АС122
|
25.96/12.05
|
20.09/10.88
|
24.36/10.02
|
24.3/13.29
|
1.4
Исследования пластовых флюидов
Исследование свойств пластовых углеводородных (УВ) смесей
Приобского месторождения проводилось на основе изучения данных о составах и
физико-химических свойствах глубинных и поверхностных проб нефти. В результате
осуществленного анализа получены осредненные компонентные составы и свойства УВ
флюидов, насыщающих продуктивные пласты АС10, АС12.
Пластовые пробы флюидов отбирались, в основном, глубинными
пробоотборниками типа ВПП-300.
На 1.01.2012 г. глубинные пробы получены из 59 скважин.
Данные о степени изученности залежей нефти глубинными и поверхностными пробами
представлены в таблице 2.7.1.
Идентичность глубинных проб определялась по совпадению
значений давления в приемных камерах пробоотборников при температуре окружающей
среды и по результатам сходимости свойств пластовых нефтей в параллельно
отобранных пробах.
Для обеспечения отбора представительных (качественных) проб
пластовой нефти необходимо, чтобы в точке отбора УВ смесь находилась в
однофазном состоянии. Наиболее характерными причинами некондиционности
глубинных проб являются такие, как их отбор при забойном давлении ниже давления
насыщения или в зоне газожидкостного потока в стволе скважины. Данные по
некачественным пробам не учитывались при расчете средних значений параметров
пластовых УВ флюидов. В случае наличия только некачественных проб из расчета
значений параметров исключалась и соответствующая скважина.
Таблица 1.4.1. Состояние изученности глубинными и
поверхностными пробами
|
Пласт
|
Глубинные пробы
(количество скважин)
|
Поверхностные
пробы (количество скважин)
|
|
Стандартная
сепарация
|
Ступенчатая
сепарация
|
|
|
Всего
|
Учтено
|
Всего
|
Учтено
|
Всего
|
Учтено
|
|
АС10
|
29 (10)
|
19 (7)
|
29 (10)
|
19 (7)
|
6 (6)
|
6 (6)
|
|
АС12
|
11 (6)
|
8 (4)
|
11 (6)
|
8 (4)
|
3 (3)
|
3 (3)
|
|
Итого
|
40 (16)
|
27 (11)
|
40 (16)
|
27 (11)
|
9 (9)
|
9 (9)
|
Нефть пласта АС10 изучена по результатам
исследования 29 глубинных проб, отобранных из 10 скважин и 6 поверхностных проб
из 6 скважин.
Нефть смолистая, среднепарафинистая, с незначительной
вязкостью. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу 3
(тяжелая), по массовой доле серы - к классу 2 (сернистая).
Нефть пласта АС12 изучена по результатам
исследования 11 глубинных проб, отобранных из 6 скважин и 3 поверхностных проб
из 3 скважин.
Нефть смолистая, среднепарафинистая, с незначительной
вязкостью. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу 3
(тяжелая), по массовой доле серы - к классу 2 (сернистая).
Свойства пластовой нефти представлены в таблице 2.7.2.
Таблица 1.4.2. Свойства пластовой нефти Приобского
месторождения
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
приведена в таблице 1.4.3.
Сведения о компонентном составе растворенного газа,
дегазированной и пластовой нефти приведены в таблице 1.4.4.
При описании физических свойств и химического состава
подземных вод Приобского месторождения принят во внимание ионный состав вод
соседних месторождений. Использована классификация природных вод по их
химическому составу В.А. Сулина.
Свойства и состав пластовых вод представлены в таблице 1.4.5.
Таблица 1.4.3 Физико-химическая характеристика дегазированной
нефти
|
Наименование
параметра
|
АС10
|
АС12
|
|
Кол-во исследованных
скважин
|
Диапазон
значений
|
Среднее
значение
|
Кол-во
исследованных скважин
|
Диапазон
значений
|
Среднее
значение
|
|
Плотность при
200С, кг/м3
|
6
|
877.1-884.6
|
881,0
|
3
|
861.7 - 889.2
|
872,0
|
|
Вязкость, мПа.с
|
|
при 20ОС
|
6
|
14.8 - 25.2
|
20,5
|
3
|
10.33 - 25.80
|
15,6
|
|
при 50ОС
|
6
|
6.12 - 8.72
|
7,8
|
3
|
4.42 - 8.94
|
6,0
|
|
Молярная масса,
г/ моль
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Температура
застывания, °С
|
6
|
- 5 - 0
|
-2,3
|
3
|
- 6 - 4
|
-2,0
|
|
Массовое
содержание, %
|
|
Серы
|
6
|
1.25 - 1.72
|
1,52
|
3
|
0.78 - 1.61
|
1,15
|
|
смол
силикагелевых
|
6
|
10.52
|
12,78
|
3
|
8.7
|
10,37
|
|
Асфальтенов
|
6
|
2.44 - 3.65
|
2,95
|
3
|
1.2 - 4.2
|
2,17
|
|
Парафинов
|
6
|
2.2 - 3.8
|
3,02
|
3
|
2.5 - 3
|
2,67
|
|
Воды
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Температура
плавления парафина, °С
|
-
|
-
|
55,5
|
-
|
-
|
59,1
|
|
Температура
начала кипения, °С
|
-
|
-
|
56
|
-
|
-
|
55,9
|
|
Фракционный
состав (объемное содержание выкипающих), %
|
|
до 100 °С
|
6
|
2.7 - 5.6
|
3,9
|
3
|
1.5 - 5.9
|
3,9
|
|
до 150 °С
|
6
|
11.2 - 13.6
|
12,2
|
3
|
6.2 - 14.7
|
11,5
|
|
до 200 °С
|
6
|
18.3 - 21.9
|
20,2
|
3
|
14.1 - 23.2
|
19,9
|
|
до 250 °С
|
6
|
|
28,5
|
3
|
23.2 - 31.9
|
28,9
|
|
до 300 °С
|
6
|
36.5 - 41.5
|
39,8
|
3
|
-
|
40,8
|
Таблица 1.4.4. Компонентный состав нефтяного газа,
дегазированной и пластовой нефти
|
Наименование
параметра
|
Пласт АС12
|
|
при однократном
разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
|
при
дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
|
пластовая нефть
|
|
выделившийся
газ
|
нефть
|
выделив-шийся
газ
|
нефть
|
|
|
- сероводород
|
Отсутствует
|
|
- двуокись
углерода
|
1,15
|
0,2
|
1,24
|
-
|
0,388
|
|
- азот+редкие
|
0,83
|
0
|
0,88
|
-
|
0,272
|
|
в т.ч. гелий
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- метан
|
58,25
|
0,27
|
61,72
|
0,00
|
18,59
|
|
- этан
|
9,90
|
0,33
|
10,73
|
0,17
|
3,45
|
|
- пропан
|
15,74
|
1,92
|
15,40
|
2,38
|
6,42
|
|
- изобутан
|
2,40
|
0,82
|
1,91
|
1,08
|
1,34
|
|
- норм, бутан
|
7,03
|
3,50
|
5,18
|
4,42
|
4,65
|
|
- изопентан
|
1,46
|
1,89
|
0,93
|
2,12
|
1,75
|
|
- норм. Пентан
|
1,90
|
3,31
|
1,19
|
3,60
|
2,85
|
|
- гексаны
|
1,33
|
6,61
|
0,82
|
6,72
|
4,89
|
|
- остаток С7+
|
0,004
|
81,34
|
0,005
|
79,52
|
54,83
|
|
Молекулярная
масса
|
29,0
|
191,8
|
27,1
|
189,0
|
157,8
|
|
- Плотность
газа, кг/м3
|
1,208
|
-
|
1,126
|
-
|
-
|
|
- Плотность
газа доли ед.
|
1,003
|
-
|
0,934
|
-
|
-
|
|
- нефти, кг/м3
|
-
|
869
|
-
|
867
|
Таблица 1.4.5. Свойства и состав пластовых вод
|
Наименование
параметра
|
Пласт
|
|
Группа АС
|
|
1
|
2
|
|
Газосодержание,
м3/т
|
2,8
|
|
Плотность воды,
кг/м3
|
|
|
- в стандартных
условиях
|
1006
|
|
- в условиях
пласта
|
980
|
|
Вязкость в
условиях пласта, мПа.с
|
0,38
|
|
Коэффициент
сжимаемости, 1/МПа × 10-4
|
4,36
|
|
Объемный
коэффициент, доли ед.
|
1,009
|
|
Химический
состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
|
|
|
Na+ +
K+
|
4492,0/195,3
|
|
Ca+2
|
188,0/9,4
|
|
Mg+2
|
39,0/3,2
|
|
Cl -
|
6886,6/198,1
|
|
HCO3-
|
1000,4/16,4
|
|
CO3-2
|
60,0/2,0
|
|
SO4-2
|
12,0/0,3
|
|
NH4 +
|
117,8
|
|
Br -
|
51,1
|
|
J -
|
10,8
|
|
В +3
|
38,2
|
|
SiO4-2
|
15,7
|
|
Общая
минерализация, г/л
|
12,8
|
|
Водородный
показатель, рН
|
7,7
|
|
Химический тип
воды, преимущественный (по В.А. Сулину)
|
гидрокарбонатно-натриевый
|
|
Количество
исследованных проб (скважин)
|
12 (12)
|
2.
Состояние разработки месторождения
2.1 Основные этапы проектирования разработки
месторождения
Всего на разработку южной лицензионной территории Приобского
месторождения было составлено три проектных документа:
С целью ввода южной лицензионной территории в разработку,
изучения геолого-физических характеристик продуктивных пластов, своевременного
оформления документов на право ведения разработки и проектирование
строительства объектов обустройства, СибНИИНП в 1997 г. составлен «Проект
пробной эксплуатации южной части Приобского месторождения АНК «Югранефть».
Работа принята в качестве «Технологической схемы опытно-промышленной разработки
южной части Приобского месторождения» (протокол №2191 от 13.11.1997 г.).
1. Выделены три участка опытно-промышленной
эксплуатации, различающиеся геолого-физическими характеристиками: участок 1 - в
районе скважины 477Р, участок 2 - в районе скважины 473Р, участок 3 - в районе
скважины 427Р. Выделен один объект разработки (пласты АС10 + АС11
+ АС12) с раздельной закачкой воды по пластам.
2. Рекомендовано применение площадной обращенной
семиточечной системы разработки с расстоянием между соседними скважинами и
плотностью сетки скважин (ПСС) по участкам:
· участок 1 - 600 м (ПСС
31.2 га/скв)
· участок 2 - 500 м (ПСС
21.6 га/скв)
· участок 3 - 400 м (ПСС
13.9 га/скв)
и с возможным переходом на избирательное заводнение.
. Суммарный фонд по трем участкам составляет 1701
скважин: добывающих (в т. ч. одна разведочная), 689 нагнетательная, 1
контрольная, 32 водозаборных.
4. Рекомендовано осуществление раздельной закачки в
пласты АС10 и АС12 с помощью оборудования ОРЗ при
дифференцированном давлении нагнетания 18 МПа (пласт АС10) и 20 МПа
(пласт АС12).
. Рекомендовано закачивать сеноманскую воду со
степенью очистки от мехпримесей до 5 мг/л.
. Рекомендовано изучить добывные возможности остальной
площади ЮЛТ путем подключения всех разведочных скважин.
С целью уточнения проектных показателей разработки и
выработки направлений по совершенствованию системы разработки в 1999 году был
составлен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей разработки»
на период 1999-2015 гг. Проектные показатели разработки были скорректированы в
соответствии с предложенными мероприятиями. Основные положения:
1. Выделены 4 зоны разработки, условно названные по
цвету:
- «зеленая» зона hн > 15 м (благоприятная для освоения);
«синяя» зона hн = 10-15 м (перспективная);
«красная» зона hн = 5-10 м (неблагоприятная);
«белая» зона hн = 0-5 м (невовлекаемые запасы).
До 2015 года в разработку вводится только часть запасов нефти
площади ЮЛТ. Расчетные запасы включают запасы категории С1 «зеленой»
зоны и часть запасов «синей» зоны (исключая водоохранные зоны).
2. Объем геологических запасов нефти расчетной зоны
оценен в 412,2 млн. т, или 34% от общих геологических запасов ЮЛТ, извлекаемых
- 94,1 млн. т, или 43% от НИЗ территории при КИН 0,227. Все запасы - промышленной
категории С1.
3. По участкам «зеленой» зоны намечено применение
трехрядной системы с поперечным разрезанием. Плотность сетки скважин - 21,7
га/скв. при расстоянии между скважинами 500 м. Вторым этапом на основных
участках «зеленой» зоны осуществляется переход на однорядную систему
разработки.
. Для участков ОПР и «синей» зоны рекомендована
площадная семиточечная система с плотностью сетки скважин в пределах 13,9 -
31,2 га/скв. при расстоянии между скважинами 400-600 м.
. Общий фонд - 1346 скважин, из них добывающих - 975,
нагнетательных - 157.
. Предусмотрено проведение ГРП в 100% добывающих и 50%
нагнетательных скважин.
С 2006 года утвержден дополнительный документ разработки
«Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки Южной лицензионной
территории Приобского месторождения» принять по третьему варианту на период
2009-2012 гг. со следующими основными положениями и технологическими
показателями:
г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
добыча нефти, тыс. т 4463,5 6410,2 8315,2 10496,2
добыча жидкости, тыс. т 5758,0 8409,0
11118,2 14225,6
закачка воды, тыс. м3 6296,3 9487,5
13470,4 17377,2
допустимое отклонение фактических показателей разработки
месторождения от проектных ±20%.
- применение ОРЗ;
проведение работ по оценке выработки запасов из каждого
продуктивного пласта путем оборудования скважин комплектами техники
совместно-раздельной добычи;
применение ГРП во всех добывающих и нагнетательных скважинах;
размещение скважин по равномерной сетке с плотностью 21,5
га/скв.;
система разработки - однорядная;
фонд скважин всего - 2317, в том числе добывающих-1170,
нагнетательных - 1109, водозаборных - 27;
фонд скважин для бурения всего - 1983, в том числе добывающих
- 974, нагнетательных - 1006, водозаборных - 3.
. Необходимо утвердить программы исследовательских работ и
ввода в эксплуатацию неработающих скважин.
2.2 Сопоставление фактических и проектных
показателей разработки
Южная лицензионная территория (ЮЛТ) Приобского месторождения
разрабатывается с 1999 года. Несмотря на 10 летний срок эксплуатации,
месторождение находится в первой стадии разработки: осуществляется бурение и
ввод в эксплуатацию новых скважин, формирование системы ППД, внедрение
различных методов интенсификации добычи нефти и увеличения КИН.
Действующим проектным документом является «Дополнение к
технологической схеме опытно-промышленной разработки южной лицензионной
территории Приобского месторождения». Анализ показателей разработки выполнен
для участков с промышленными категориями запасов в пределах лицензионного участка.
С начала разработки по месторождению отобрано 22,5 млн. т
нефти и 27,4 млн. т жидкости. Текущий КИН - 0,028, при утвержденном 0,271. По
состоянию на 1.01.2012 г. отбор от НИЗ составил 10,0%, при обводненности -
32,4%.
Уточненный проектный фонд на 01.01.2012 г. составляет 2306
скважин, из них 1170 добывающих, 1109 нагнетательных, 32 водозаборных.
Разбуривание месторождения ведется опережающими темпами: на
01.01.2012 г. превышение составило 184 скважины. По состоянию на 01.01.2012
года на месторождении пробурено 1877 скважин, в т.ч. в добывающем фонде
числится 1073 скважин, в нагнетательном - 753, водозаборных - 51, проектный
фонд реализован на 80%. Коэффициент использования фонда скважин в 2012 г. до
0,97 - по добывающим скважинам, 0,95 - по нагнетательным скважинам против
проектных значений равных 0,92.
Таблица 2.2.1. Распределение фонда скважин
|
№ п/п
|
Категория фонда
|
Месторождение
|
|
1
|
Утвержденный
проектный фонд, всего
|
2317
|
|
в том числе:
|
|
|
-добывающие
|
1170
|
|
-нагнетательные
|
1109
|
|
-газовые
|
-
|
|
-контрольные
|
-
|
|
-водозаборные
|
27
|
|
-поглощающие
|
11
|
|
2
|
Фонд скважин на
01.2013 г., всего
|
1877
|
|
в том числе:
|
|
|
-добывающие
|
1073
|
|
-нагнетательные
|
753
|
|
-газовые
|
-
|
|
-контрольные
|
-
|
|
-водозаборные
|
51
|
В 2007-2008 г. превышение фактических уровней добычи нефти
над проектными составило 93-147% (727-1606 тыс. т). Добыча жидкости была выше
проектной на 783-1945 тыс. т (87-150%). Такие показатели обусловлены
опережающими темпами разбуривания месторождения: фонд добывающих скважин выше
проектного в 1,7 - 1,9 раза (34-88 ед.), дебиты также выше заложенных в проект:
по жидкости - на 32-74%, по нефти - на 37-72%.
После принятия нового проектного документа в 2008-2009 гг.
расхождения в уровнях годовой добычи нефти сократились до 3,4 - 2,0%, жидкости
- на 12-9%.
Однако выполнение проектной добычи осуществлялось за счет
опережающего ввода скважин из бурения и превышения фонда добывающих скважин в
1,1-1,25 раза.
Дебиты скважин по жидкости меньше проектных на 25-32%,
обводненность ниже проектной на 6-8 абс.%. Дебиты нефти при этом ниже на
18-26%.
Добыча по новым скважинам превышает проект, отставание
вызвано снижением дебитов жидкости переходящих скважин.
Отрицательная динамика по переходящим скважинам связана с
одной стороны со снижением пиковых приростов дебитов от ГРП, с другой стороны -
с отставанием в формировании системы ППД. На отдельных участках из-за
недостаточной компенсации отбора закачкой наблюдалось падение дебитов жидкости
за год на 25-30%, а дебитов нефти - на 35-40%.
В 2010 году вышеописанная тенденция сохранилась: превышение
фонда добывающих скважин над проектным в составило 178 единиц, действующий фонд
нагнетательных скважин ниже проектного на 45 единиц.
Плюс к этому, в 2011 году наблюдается двукратное отставание
фактических дебитов нефти по новым скважинам, которое объясняется разбуриванием
новых участков, характеризующихся ухудшенными геолого-физическими
характеристиками. Все вышеприведенные факторы привели в 2011 году к отставанию
фактической годовой добычи нефти от проектной на 1204,6 тыс. т или на 14,5%.
В связи с опережающим бурением, объемы ГРП перевыполнены на
607 скважино-операций, за три анализируемых года фактическая эффективность
составила 14,2 млн. т, что на 4,5 млн. т выше проектной. При этом эффективность
на 1 скважино-операцию составила 12 тыс. т (проектная - 16,8 тыс. т).
Из запланированных 10 горизонтальных скважин пробурено три:
дополнительная добыча составила 50 тыс. т или 16,7 тыс. т на одну
скважино-операцию, что существенно ниже показателей, заложенных в проект (86,5
тыс. т/скв.-опер).
Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
на 2010-2012 гг. включала мероприятия по 26 скважинам. По 18 из них мероприятия
выполнены, скважины запущены в работу, 8 скважин переведены в консервацию по
причине отсутствия обустройства.
Реализация программы ГТМ
|
ВИД ГТМ
|
2010
|
2011
|
2012
|
Всего
|
|
проект
|
факт
|
проект
|
Факт
|
проект
|
факт
|
проект
|
факт
|
|
1. ГРП
|
|
а) количество
опер.
|
174
|
378
|
211
|
485
|
191
|
320
|
576
|
1183
|
|
б) доп. добыча
нефти, тыс. т
|
2253,5
|
3440,6
|
3190,2
|
5081,3
|
4205,2
|
5637,1
|
9648,9
|
14159,0
|
|
2.
Горизонтальные скважины
|
|
а) количество
пробур. скважин
|
4
|
0
|
3
|
3
|
3
|
0
|
10
|
3
|
|
б) доп. добыча
нефти, тыс. т
|
120,8
|
0
|
213,8
|
22,7
|
530
|
27,3
|
864,6
|
50,0
|
|
3. Зарезка
вторых стволов
|
|
а) количество
пробур. скважин
|
1
|
0
|
1
|
0
|
1
|
0
|
3
|
0
|
|
б) доп. добыча
нефти, тыс. т
|
7,3
|
0
|
13,2
|
0
|
17,9
|
0
|
38,4
|
0
|
|
добыто нефти,
т.т
|
2381,6
|
3440,6
|
3417,2
|
5104,0
|
4753,1
|
5664,4
|
10551,9
|
14209,0
|
2.3 Анализ структуры фонда скважин и показателей
их эксплуатации
По состоянию на 01.01.2012 года на ЮЛТ Приобского
месторождения пробурено 2306 скважин: 1170 добывающих, 1101 нагнетательных, 32
водозаборных, 36 добывающих скважин ликвидированы.
В действующем фонде числятся 1074 добывающих (в т.ч. 331
нагнетательных в отработке на нефть) и 648 нагнетательных скважин, в
бездействующем фонде - 15 нагнетательных скважин. Характеристика фонда скважин
представлена в таблице 4.2.
Весь фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным
способом с использованием установок.
Из механизированных способов явное предпочтение отдано
использованию ЭЦН, которые подбирались индивидуально для каждой скважины в
зависимости от добычных возможностей.
Коэффициент использования фонда скважин составил 0,97 - по
добывающим скважинам, 0,95 - по нагнетательным скважинам.
С дебитом жидкости от 5 до 10 т/сут работают 49 скважин (7%),
на 29 скважинах обводненность меньше 5%; обводненность других скважин не
превышает 50%, малодебитность скважин связана также с недоформированностью
системы ППД, низкими дебитами жидкости также характеризуются скважины,
находящихся в краевых зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами.
С дебитами жидкости от 10 до 20 т/сут работают 119 скважин
(18%), из них 117 скважин имеют обводненность менее 50% (на всех скважинах при
вводе проведено ГРП); с обводненностью свыше 50% работают 2 скважины: 11198
куст 16 обводненность 64% - обводнение от нагнетательной скважины 11219 и 17529
куст 36, обводненность 81% - скважина левобережного участка, где выявлена
недонасыщенность коллектора. Все скважины данного района отличаются высокой
начальной обводненностью.
Среднедебитный фонд (20-50 т/сут) составляют 280 скважин
(42%), 32 из них работают с обводненностью выше 50%, это скважины
нагнетательных рядов, отрабатываемые на нефть, в таких скважинах время прорыва
нагнетаемой воды существенно ниже, чем к скважинам добывающих рядов, вследствие
ориентации техногенных трещин параллельно нагнетательным рядам. Кроме того с
высокой обводненностью вступают в работу скважины левобережного участка, где
выявлена недонасыщенность коллектора. Максимальная обводненость отмечается по
скважине 17532 - 96%, скважина 17679 обводненность 83%.
С дебитом жидкости выше 50 т/сут работают 151 скважина (23%),
из них 127 скважин работают с обводненностью меньше 50%; с обводненностью выше
80% работают 4 скважины: 11259 (16 куст), 13118 (25 куст), 15222 (11Б куст),
15501 (19 куст) - высокая обводнённость скважин связана с прорывом воды от
нагнетательных скважин.
С дебитом жидкости выше 100 т/сут работают 37 скважин (5,6%),
из них 35 скважин работают с обводненностью меньше 50%; с обводненностью выше
80% работают 2 скважины, находящиеся на южном участке месторождения: 12278 куст
7 обводнённость 83% и 15978 куст 6 обводненность 87% - прогрессирующее
обводнение от нагнетательных скважин 12277 и 15961.
С начала разработки в добыче нефти приняли участие 1007
скважин. Накопленная добыча нефти по Приобскому месторождению составила 22,537
тыс. т., накопленная добыча жидкости - 27,448 тыс. т.
Таблица 2.3.1. Распределение фонда скважин Приобского
месторождения по дебитам нефти и накопленной добыче нефти (по состоянию на
01.01.2009 года)
|
Дебит нефти,
т/сут
|
Накопленная
добыча нефти, тыс. тонн
|
|
0-1
|
1-5
|
5-10
|
10-15
|
15-20
|
>20
|
|
0-5
|
38
|
93
|
94
|
33
|
26
|
66
|
|
5-10
|
5
|
86
|
17
|
6
|
3
|
11
|
|
10-20
|
12
|
77
|
22
|
30
|
21
|
46
|
|
20-50
|
12
|
27
|
26
|
26
|
31
|
168
|
|
50-100
|
5
|
8
|
13
|
7
|
8
|
71
|
|
100-250
|
1
|
12
|
1
|
0
|
0
|
5
|
|
Итого
|
73
|
303
|
173
|
172
|
89
|
367
|
· малодебитный фонд (0-15 т/сут) составляют 168
скважин, у 46 скважин накопленная добыча превышает 20 тыс. т;
· среднедебитный фонд (15-40 т/сут)
составляет 841 скважина
· высокодебитный фонд (40-200 т/сут)
насчитывает 391 скважин
Накопленная добыча нефти по скважинам напрямую зависит от
общего времени работы той или иной скважины, от геологических условий, в
которых она работала, от количества и качества проведенных мероприятий и от
сформированного режима разработки на данном участке.
3. Цифровые модели месторождения
3.1
Построение трехмерной геологической модели
Построение геологической модели выполняется в целях
дальнейшего изучения и уточнения геологического строения месторождения, более
детального анализа и оценки текущего состояния разработки. Качественная и
детальная геологическая модель позволяет повысить надежность и адекватность
прогнозных расчетов показателей разработки, а вместе с тем наиболее полно и
достоверно определить недостатки системы разработки, принять обоснованные
решения по ее усовершенствованию.
По определению, цифровая трехмерная адресная геологическая
модель (ГМ) объекта разработки является составной частью ГТМ и представляет
собой набор объемных сеток параметров модели, характеризующих:
- пространственное положение в объеме резервуара
коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
- пространственное положение
стратиграфических границ продуктивных пластов;
- пространственное положение литологических
границ в пределах пластов;
- пространственное положение начальных и
текущих флюидных контактов;
- средние значения в ячейках сетки
фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов, позволяющих рассчитать
начальные и текущие запасы углеводородов, и т.д.
Приобское месторождение (южная часть) большое по размерам 66
х 44 км, что соответственно затрудняет создание одной общей 3D модели. Поэтому
было принято решение для построения детальных ПДГТМ, разбить месторождение на
сектора (рисунок 3.1.1).
Корреляция
продуктивных пластов
Для построения трехмерной геологической модели важно
правильно описать структуру моделируемого пространства, т.е. создать
структурную модель с наиболее точным представлением о строении месторождения,
которая в свою очередь определяется корреляционными границами пластов.
Подтверждением этого, как правило, является адекватная картина литологического
распределения коллекторов. От качества выполнения детальной корреляции зависит
точность подсчета запасов, и как следствие, обоснованность технологических
решений при разработке.
Рисунок 3.1.1. Схема секторов южного лицензионного участка
Приобского месторождения
В разрезе нижнемеловых отложений на Приобском месторождении
выделены отложения черкашинской свиты (пласты АС4-АС12).
В подсчете запасов было выделено два основных нефтеносных объекта АС10
и АС12. Подсчетный объект АС10 включает в себя
продуктивные пласты АС100 и АС101.
Подсчетный объект АС12 включает в себя пласты АС121
и АС122.
Анализ
структурных построений
Основой каркаса геологической модели является построение
структурных карт по кровле и подошве пластов. Структурные поверхности получены
по результатам сейсмической интерпретации в глубинном измерении и геологическим
маркерам по скважинам. Построение геометрического каркаса продуктивных пластов
АС100, АС101, АС121
и АС122 в пределах южного лицензионного участка Приобского месторождения
производилось с использованием программного комплекса Irap RMS.
Рисунок 3.1.2. Структурная модель южного лицензионного
участка Приобского месторождения
Обоснование сеточной области трехмерной геологической модели.
Трехмерная геологическая модель представляет собой объемное
поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется признаком
породы (коллектор-неколлектор) и значениями фильтрационно-емкостных свойств
пород (начальная нефтенасыщенность, пористость, проницаемость и т.п.).
Построение 3D секторных геологических моделей продуктивных
пластов АС100, АС101, АС121
и АС122 в пределах южного лицензионного участка
Приобского месторождения производилось с использованием программных комплексов
Irap RMS и Petrel.
Для построения трехмерных геологических моделей участков
создавались самостоятельные сетки для каждого стратиграфического пласта. Каждая
из сеток строилась в стратиграфических границах, полученных на этапе
структурного моделирования. Горизонтальные размеры ячеек 50 х 50 метров.
Учитывая дальнейшие гидродинамические расчеты, степень
разбуренности месторождения и пространственным расположением залежей нефти,
было принято решение, как уже было сказано выше, разбить месторождение в
пределах лицензионного участка на сектора (см. рисунок 3.1.1).
Разбиение сеточной области на слои производилось согласно
принятой модели осадконакопления. Так, для пластов черкашинской свиты, принята
модель согласного залегания слоев относительно кровли пласта (из-за присутствия
зон выклинивания). При этом мощность слоя принята равной 0.4 м. Подробная
характеристика геометрии сеточной области секторных геологических моделей
(сектора №№2, 4 и7) продуктивных пластов южной части Приобского месторождения
приведена в таблице 5.1.1. На рисунках 3.1.3-3.1.5 в качестве примера показаны
3D геологические сетки по 2, 4 и 7 секторам Приобского месторождения.
Рисунок 3.1.4. Фрагмент сеточной области трехмерной геологической
модели сектора №4 Приобского месторождения
Рисунок 3.1.5. Фрагмент сеточной области трехмерной геологической
модели сектора №7 Приобского месторождения
Таблица 3.1.1. Размерность секторных геологических моделей
|
Объект
разработки
|
Пласт
|
Размер участка,
м
|
Размер ячеек, м
|
|
|
по X, Y
|
по Z
|
по Х, Y
|
по Z
|
|
АС10
|
АС100
|
18850 х 11450
|
0-169
|
50 х 50
|
0,5
|
|
АС12
|
АС121
|
18850 х 11450
|
2,7-122,4
|
50 х 50
|
0,5
|
|
АС122
|
18850 х 11450
|
8,4-117,8
|
50 х 50
|
0,5
|
|
АС10
|
11500 х 14300
|
23,9-163,1
|
50 х 50
|
0,4
|
|
АС101
|
11500 х 14300
|
19,9-147,1
|
50 х 50
|
0,4
|
|
АС10
|
АС101
|
14000 х 11100
|
0-131,8
|
50 х 50
|
0,4
|
|
АС12
|
АС121
|
14000 х 11100
|
10,8-118,9
|
50 х 50
|
0,4
|
Результаты построения 3D литологических моделей.
Кубы литологии моделируемых участков южной части Приобского
месторождения построены с использованием осредненных скважинных данных и 2D
тренда в виде карты песчанистости продуктивных пластов АС100,
АС101, АС121 и АС122,
полученной из 2D модели.
При построении куба литологии использовался стохастический
пиксельный метод «Facies: indicators», основанный на интерполяции вероятности
наличия того или иного типа пород. Этим методом по продуктивным пластам АС100,
АС101, АС121 и АС122
в районе моделируемых секторов выполнялись 15-17 реализаций дискретного куба
литологии, которые затем усреднялись в один непрерывный куб. Итоговый
дискретный куб литологии получен отсекающим значением, подобранным таким
образом, чтобы объем нефтенасыщенных пород по залежам укладывался в допустимые
рамки расхождений с таковым в 2Д модели. На рисунках 3.1.6-3.1.18 представлены
фрагменты кубов литологии по секторным моделям участков №2, 4, 7.
Рисунок 3.1.6. Фрагмент куба литологии (сектор №2)
Рисунок 3.1.7 - Фрагмент куба литологии (сектор №4)
Рисунок 3.1.8 - Фрагмент куба литологии (сектор №7)
3.2
Фильтрационная модель
Исходными для фильтрационной модели служат статические
цифровые геологические модели и дополнительные данные, характеризующие движение
флюидов в пластах-коллекторах.
На завершающей стадии создается фильтрационная модель как
численное решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов в
залежи.
Площадь моделирования пластов не ограничивается границей
лицензионного участка, а учитывает 1,5 км. зону за всем периметром ЮЛТ. Площадь
нефтенасыщенных коллекторов южного лицензионного участка Приобского
месторождения составляет 1932 тыс. м2.
В следствии того, что общая модель Приобского месторождения
велика, как геометрически, так и по техническим возможностям вычислительной
техники и временным трудозатратам, модель разделена на 10 секторов, рисунок
5.3.1.
Сектора отличаются сложностью геологического строения, наличием
одного или нескольких пластов на своем участке, различной степенью
разбуренности и историей разработки. На примере нескольких секторов,
продемонстрируем выполнение и качество построения гидродинамических моделей.
Методическая
основа построения фильтрационной модели.
Создание геолого-технологической модели месторождения
сопряжено с систематизацией, анализом большого количества
геолого-геофизической, промысловой и технологической информации, а также с
процессом ее качественной визуализации. В связи с этим выполнение поставленной
задачи возможно только на базе современных программных технологий. При
построении фильтрационных секторных моделей Приобского месторождения применялся
программный комплекс Eclipse 100. Построение цифровой геолого-фильтрационной модели
было реализовано в соответствии с требованиями РД.
Обоснование
типа модели
При построении трёхмерной геологической модели каждого
сектора была создана сеточная область на основе структурных карт. Прямоугольная
в плане гидродинамическая сетка с равномерным постоянным шагом (50х50 метров)
размещена на объект моделирования, полностью его перекрывая.
Обоснование шага вдоль координатных осей Х и У основано на
плотности размещения скважин при условии сохранения между ними 3-5 узлов. Для
построения фильтрационных моделей принята схема формирования каркаса на основе
геометрии «угловой точки» (CORNER POINT).
Нефть продуктивных пластов характеризуется средним значением
газового фактора 52,9 м3/т и средним давлением насыщения 8.26 МПа,
начальное пластовое давление 26 МПа. В гидродинамических расчетах принята
модель «Black Oil».
Рисунок 3.2.1. Схема выделения на месторождении
Создание гидродинамической модели сектора №2. В качестве
основы для создания фильтрационной модели использовалась секторная
геологическая модель района кустов №41-44 Приобского месторождения, построенная
на основе всей исходной сейсмической и геолого-физической информации полученной
на 1.01.2009 г. Геологическая модель данного района представлена тремя сетками
(гридами) по пластам АС101, АС102 и
АС12. При переходе от геологической к гидродинамической модели,
выполнена процедура объединения геологических сеток в единый куб и проведен
апскейлинг, а именно количество слоев по вертикали с 460 преобразовано в 96 слоев,
таблица 3.2.1. На рисунке 3.2.2 приведены ГСР по пластам из геологической
модели и из гидродинамической модели, из которых видно, что литологическая
зависимость хорошо сохранена. Общий вид ГДМ участка представлен на рисунке
3.2.3.
Рисунок 3.2.2. ГСР по литологии, геологическая и
гидродинамическая модели
Рисунок 3.2.3. Общий вид гидродинамической модели кустов
40-44
Таким образом, размерность сетки для секторной модели кустов
41 и 44 составила 377х229х96 ячеек, что соответствует 8287698 ячеек, из которых
активными являются 539062 ячеек. При проведении апскейлинга удалось сохранить
хорошую детальность геологического описания пласта: максимальная и минимальная
толщины ячеек фильтрационной модели составили 0,6 и 3,5 м соответственно, при
среднем значении равном 2,4 м.
Список источников
месторождение бурение пластовый скважина
1. «Разработка
и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока
пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции» Ташкалов Марат
Ильдусович, http://dlib.rsl.ru/01005375864
2. «Методические
рекомендации по разработке нефтяных и газовых месторождений» http://www.businesspravo.ru/Docum/DocumShow_DocumID_126242_DocumIsPrint__Page_1.html
3. «Регламент по
созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и
газонефтяных месторождений», РД 153-39.0-047-00,
http://snipov.net/c_4684_snip_115118.html
4. «Модели
и алгоритмы частотно-регулируемого процесса расклинивания электроцентробежного
насоса при добыче нефти в осложненных условиях» Лопатин Руслан Равилевич, http://dlib.rsl.ru/01005375864
5. «Ступени
УЭЦН с низким солеотложением». Ю. Меркушев, Д. Краев, О. Виноградов, ООО
«Ижнефтепласт», Д. Маркелов, ОАО «Юганскнефтегаз» http://neftegas.info/territoriya-neftegaz/454-stupeni-uecn-s-nizkim-soleotlozheniem.html
6. «Характеристика
Приобского месторождения, методы его разработки», http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0a65625b3bd78b4d43b88421316c27_0.htm
7. «Подсчет
запасов нефти и растворенного газа Южно-Приобского месторождения
Ханты-мансийского района Тюменской области по состоянию на 01.05.2008 г.».
Отчет. Авторы: Федорцова С.А. и др. ТТЭ, Главтюменьгеология, Москва, 2000 г.
8. «Дополнительная
записка к технологической схеме разработки Южно-Приобского месторождения».
Отчет. СибНИИНП. Тюмень, 2009 г.
. «Состояние
разработки и перспектива добычи нефти до 2009 г. по месторождениям ООО
«Газпромнефть-Хантос» (авторский надзор). СибНИИПН. Тюмень, 2009 г.
. «Отчет
о НИР «Авторский надзор за разработкой Южно-Приобского месторождения».
СибНИИНП, Тюмень, 2009 г.
11. «Математические
модели неоднородной анизотропной турбулентности во внутренних течениях»
Бубенчиков А.М., С.Н. Харламов, Томск: ТГУ, 2001 г. 448
12. «Турбулентные
стратифцированные струйные течения» Бруяцкий Е.В. Киев: Наук. думка, 1986. 296
с.
. «Дифференциальное
уравнение для масштаба турбулентности и расчета турбулентного пограничного слоя
на плоской пластине. Турбулентные течения» Глушко Г.С. М.: Наука, 1970.