Ватьеганское месторождение

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,47 Мб
  • Опубликовано:
    2015-01-15
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Ватьеганское месторождение

Содержание

Введение

. Общие сведения о месторождении.

.1 История освоения месторождения

2. Геологическое строение месторождения.

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения.

.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов.

.4 Физико-химические свойства воды.

.5 Физико-гидродинамические характеристики

. Приборы, применяемые при исследовании скважин.

. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки.

.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

. Технология и техника добычи нефти и газа

.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

.1.1 Фонтанная эксплуатация

.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ.

.2.1 Требования к конструкциям скважин

.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

.2.2.1 Требования к схеме кустования скважин

.2.2.2 Требования к технологиям буровых работ

.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта

.3.2 Требования к технологиям освоения скважин

6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин

7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения

.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки

.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды

.3 Контроль энергетической характеристики залежей

.4 Контроль состава добываемой продукции

.5 Контроль продуктивности скважин

.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти

.7 Контроль технического состояния скважин

.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта

.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти

.9 Рекомендации по регулированию разработки

8. Техника безопасности и охрана труда

.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН

.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

. Охрана окружающей среды.

.1Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

.2 Основные мероприятия по охране природной среды

Заключение

Список литературы

Введение

Ватьеганское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, Российской Федерации, приблизительно в 170 км к СВ от г. Нижневартовска и в 30 км к ЮВ от г. Когалым.

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений ближайшими из которых являются: Повховское (в 20 км к СВ), Дружное (в 8 км северо-западнее), Кустовое, примыкающее к месторождению с запада, Восточно-придорожное с юго-востока.

В 30 км к СЗ от района работ проходит трасса газа и нефтепроводов Уренгой-Холмогорское-Федоровское месторождения и ряд трубопроводов местного значения. Через месторождения идут линии трасс ЛЭП-500 «Сургут-Уренгой», ЛЭП-220 «Сургут-Холмогоры».Западнее месторождений через г. Когалым проходит железная дорога Сургут-Уренгой. Город Когалым с месторождением связан бетонной автотрассой местного значения. Транспортировка оборудования и других грузов осуществляется по отмеченной железной и бетонной дорогам.

В орогидрографическом плане территория, где расположено месторождение, относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасглиненную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа (низкими холмами, низинами и т.п.)

Речная сеть данного района принадлежит бассейну реки Аган - правого притока р. Обь. Непосредственно на рассматриваемой территории протекают реки Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также несколько мелких речек и ручьев. Наблюдается множество озер.

Климат рассматриваемого района резко континентальный и характеризуется суровой продолжительной зимой с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом и относительно жарким, но коротким летом. В июле средняя температура составляет +16,9 С, максимальная достигает +38 С, в январе средняя температура составляет - 22,4 С, минимальная - 55 С. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже - 15 С) в среднем составляет 120 дней. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Среднегодовое количество осадков составляет около 450-500 мм, зимой толщина снежного покрова достигает 70-80 см на открытых участках на до 1,5 м в лесу. Максимальная глубина промерзания грунта на площади достигает на отдельных участках 3 м, на открытых озерах и болотах сезонно промерзающие породы. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Среднегодовая скорость ветра составляет 30 м\сек.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ватьеганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовск по прямой составляет 150 км, а до г. Когалым 70 км.

В орогидрографическом отношении площадь Ватьеганского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м. до +92,6 м., увеличиваясь постепенно к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Аган, Котуха, а также множеством озер, мелких речек и ручьев.

Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м. В течении года паводки наблюдаются дважды: весной в связи с таянием снегов и осенью в период частых дождей. Река Аган судоходна в первой половине лета до с. Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. пластовой нефть буровой скважина

Наиболее крупными из озер являются Кильеэн-Ягун-Лор, Когу-Нерым-Лор, Ай-Нарма, Энтль-Нарма.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и относительно коротким летом, Среднегодовая температура - 3 С. Самый холодный месяц - январь (до - 55С), самый теплый - июль (до +34 С).

Среднегодовое количество осадков достигает 500мм., большая их часть выпадает в начале и в конце лета. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Толщина снежного покрова достигает 1м. (в лесу 1-5 м.), на озерах изменяется от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3 м. Месторождение расположено в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Верхний современный слой ММП залегает на глубине 10-15 м. Нижний (реликтовый ) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 1500 м.

Зимой скорость ветра достигает 10-15 м/сек. Весенняя распутица начинается в апреле. Ледостав начинается в октябре, ледоход в мае.

Растительный мир района представлен сосной, кедром, на заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны мохово-кустарниковые растительность. В долинах и поймах рек встречается березы и тальник. Коренное население - русские, ханты, манси.

1.1 История освоения месторождения

Поисковые работы на Ватьеганской площади были начаты в 1967 году, когда в сезон 1967-1968 гг. с/п 14/67-68 (ГТПГУ и ХМТГ) были проведены

исследования МОВ масштаба 1:100 000. На их основе в 1968 году был составлен план поисково-разведочного бурения.

Исходя из значительных размеров структуры и возможной литологической невыдержанности нефтенасыщенных коллекторов в рассматриваемом районе, проектом поисково-разведочного бурения предусматривалось бурение одиннадцати скважин, распложенных на двух профилях, ориентированных севера на юг (скв.7, 4, 1, 5, 9, 10) и с запада на восток (скв. 8, 3, 1, 2, 13,). Из них девять скважин предполагалось заложить в контуре сейсмоизогипсы 2800м - по кровле баженовской свиты, оконтуривающей Ватьеганскую структуру, и одну (скв.10) - за ее контуром, с целью уточнения амплитуды прогиба между Ватьеганской и Покачевской структурами.

В 1972 году на месторождении было пробурено всего пять скважин (6, 2, 5, 4, 3). Результатом работ было открытие залежи нефти в группе пластов АВ1-3, установление нефтеносности ачимовской толщи и пласта БВ6. Плохое качество и неполный объем работ по исследованию скважин негативно повлиял на оценки перспектив Ватьеганской площади и с 1972 года поисковое бурение здесь было приостановлено.

После проведения в 1974-1975 годах с/п, 4/74-75 детализированных исследований МОВ ОГТ масштаба 1:50000 бурение на Ватьеганском месторождении в 1978 году было возобновлено. До 1981 года работы шли медленными темпами - было пробурено всего пятнадцать скважин. Однако, несмотря на это, за период с 1976 г. по 1980 г. были получены следующие результаты:

1    В 1976-1977 гг. в южной части площади скв.87 и 85 были открыты небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю1 и АВ1-2.

2       Открыты две залежи в пласте Ю1 на севере - в районе скв. 7, и в юго-восточной части - в районе скв.8, 9, 15, 18. В сводной скв.14 из пласта Ю1 получена вода, что говорит о сложности объекта.

         В скв.14 получен приток нефти из ачимовской толщи. Коллектора ачимовской толщи вскрыты также скв.11 и 18.

         Скв. 17 открыта залежь нефти в пласте БВ10.

         Скв. 14 открыта залежь нефти в пласте БВ6.

         Скв. 15 открыта залежь нефти в пласте БВ1.

Все скважины (кроме скв.19) вскрыли нефтяную залежь в пластах АВ1-2 - основную на месторождении по запасам.

На основании данных поискового бурения и проведенных в 1978-1979 годах силами с/п. 6/78-79 и 8/78-79 детальных работ МОГТ масштаба 1:50 000 в 1981 голу был составлен план промышленной разведки Ватьеганского месторождения.

С 1981 года резко возросла интенсивность геолого-разведочных работ. Их задачей являлось уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологии и коллекторских свойств продуктивных горизонтов, их гидродинамики, физико-химических свойств нефти.

До начала пробной эксплуатации месторождения в 1983 году было пробурено 46 скважин и получены следующие результаты:

1    Скв. 25 и 13 - выявлены новые залежи нефти в пластах БВ71 и АВ8, которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

2       Более детально изучено строение горизонта Ю1, залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу Ю1. Две основные залежи отнесены к залежам литологически экранированного типа.

         Уточнено положение залежи нефти АВ1-2. Выявлено, что пластово-сводовая залежь имеет сложное геологическое строение, породы-коллекторы обладают значительной литологической изменчивостью как по разрезу, так и по строению.

После начала пробной эксплуатации на месторождении продолжалась детализированная сейсмическая съемка МОВ ОГТ масштаба 1:50 000. Эти работы проводились в разные годы силами с/п. 15/83, 6/84, 80/86, 14/87 и 15/87.

Однако, все эти работы оказались недостаточными для построения детальной геологической модели месторождения из-за чрезвычайной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов. Поэтому, начиная с 1994 года на Ватьеганском месторождении проводится трехмерная сейсморазведка - 3Д.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения

 

В пределах Ватьеганского месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста, начиная с верхней части отложений Тюменской свиты. О составе и строении нижезалегающих пород промежуточного комплекса и фундамента можно судить по данным бурения, анализа кернового материала, полученного при бурении скважины 182р, вскрывшей отложения палеозоя, а также по данным бурения на близлежащих площадях.

Наибольшая вскрытость отложений осадочного чехла в пределах Ватьеганского месторождения составляет 3116 м (скв.6).

2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения

Пласт А1-2.

Пласт А1-2 характеризуется большой площадью распространения на территории Западной Сибири, но в то же время известен как наиболее неоднородный и низко продуктивный. Особенностью пласта А месторождений Западной Сибири является пониженная нефтенасыщенность пластов, которая на Ватьеганском месторождении составляет 0,60 в чисто нефтяной зоне и 0,57 в водонефтяных зонах. Как показала практика разработки пластов группы А, эксплуатация их сопровождалась поступлением с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после обводненности до 15-20% начался прорыв закачиваемых вод по высокопроницаемым пропласткам.

На Ватьеганском месторождении горизонт А1-2 представлен чередованием песчано-алевролитового и глинистого материала и характеризуется сильной литологической изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Разбуривание эксплуатационной сеткой скважин Ватьеганского месторождения показало, что какая-либо закономерность в распространении коллектора в горизонте, в изменении эффективных толщин, коллекторких свойств отсутствует. Поэтому по разведочной сетке скважин, невозможно было объективно спрогнозировать продуктивность пласта на разных участках площади. Суммарно нефтенасыщенные толщины по разведочным скважинам изменяются от 1,6 м до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 9,1 м. Залежь горизонта А1-2 осложнена небольшими поднятиями, в связи с чем, толщина пласта в соседних скважинах может отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто нефтяная зона пласта), имеющей нефтенасыщенную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт нефтенасыщен, соответственно, в пределах 3,6, 22,8 и 6,0 м.

Песчанистость горизонта меняется от 23 до 92%, количество проницаемых пропластков колеблется от 2 до 12, средний коэффициент расчлененности равен 6,52, что также подтверждает повышенную неоднородность горизонта.

По подсчету запасов проведенному в 1983 году, пласт А1-2 содержит 78% балансовых запасов, соответственно из них 81% извлекаемых запасов месторождения, и является основным объектом разработки.

Литологические особенности строения позволяют в пределах чисто нефтяной зоны горизонта А1-2 выделить пласты А13 и А2, разделенные на большей части площади глинистыми перемычками от трех до двенадцати метров, составляющими в среднем 4,9 м. По данным эксплуатационного бурения наличие раздела в большей части скважин подтверждается.

Пласт А13 характеризуется , как правило, малой нефтенасыщенной толщиной от 1,4 до 4 м. Лишь в единичных скважинах толщина превышает пять метров, составляя в среднем 3,5 м. Пласт представлен одним-двумя пропластками, коэффициент песчанистости равен 71%.

Пласт А2 характеризуется не повсеместным распространением, повышенной прерывистостью, нефтенасыщенная толщина меняется от 20,8 до 1,8 м на расстоянии 3-4 км, средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,5 м, коэффициент песчанистости составляет 0,55, коэффициент расчлененности - 4,2. Водонефтяная зона горизонта А1-2, в основном, представлена пластом А13.

В границах горизонта А1-2 выделяются следующие типы разрезов.

Первый тип характеризуется наличием обоих пластов А13 и А2, представленных песчаниками различной толщины и разделенных глинистыми породами толщиной 0,8-12,2 м. Такое строение отмечается по данным разведочных скважин на большей части чисто нефтяной зоны горизонта А1-2.

Второй тип - горизонт представлен монолитным песчаником толщиной 15-23 м, пласты А13 и А2 сливаются, отмечается в районе скважин 23, 45 на юго-западном, в районе скважин 41, 15 на юго-восточном крыле залежи и в районе скважины 13, на северном окончании залежи.

Третий тип характеризуется присутствием в разрезе только верхнего пласта А13. Пласт А2 представлен либо маломощными пропластками (скв. 42, 26, 16), либо отсутствует. Такое строение характерно для большей части водонефтяной зоны.

По коллекторским свойствам выделенные пласты также различаются. По данным геофизических исследований проницаемость пласта А13 в три раза ниже, чем по А2, по данным керновых исследований - в два раза.

Сопоставление интервалов отбора керна и ГИС показало, что керн отобран из наиболее проницаемых интервалов пласта и не отражает средней величины проницаемости горизонта. Средний дебит по пласту А2 составил 46,2 т/сут, при притоке на метр толщины - 3,4 т/сут (максимальный дебит 110 т/сут, минимальный - 5,6 т/сут ). Опробование пласта А13 проводилось в большинстве скважин при неоднократном снижении уровня до 800-1378 м. Учитывая отношение проницаемости и величины полученных дебитов пласты А13 и А2 выделены в самостоятельные объекты разработки.

Фонтанные притоки получены в пяти скважинах. Средний дебит испытанных скважин составил 10,4 т/сут. при колебаниях от 0,2 до 41,0 т/сут., причем в 50% скважин дебит не превышает 5 т/сут. Средний приток на метр толщины пласта равен 2,7 т/сут., в том числе 22% скважин имею приток мене 1 т/м, 56% скважин - от 1 до 2,5 т/сут, и лишь в 22% скважин приток превышает 2,5 т/сут.

Пласт А3

Залежь пласта А3 вскрыта скважинами №5, 14, расположенными в своде поднятия размером 8х14 км. Извлекаемые запасы залежи по категории С1 составляют 6,6 млн. т, т.е. 1,9% всех запасов месторождения.

В разведочных скважинах 5,14 пласт от вышележащего горизонта А1-2 отделен глинистой перемычкой, соответственно, 10,8 и 2,8 м. По данным эксплуатационного бурения глинистый раздел сокращается до 1-2 м. По литологической и коллекторской характеристикам пласт А3 сходен с пластом А2.

Учитывая сходную коллекторскую характеристику пластов А2 и А3, небольшую величину раздела между ними, водоплавающий характер залежи пласта А3, разработку его предлагается проводить скважинами пласта А2, выделенного в самостоятельный объект.

В скважинах объекта А2-3 в первую очередь рекомендуется вскрывать пласт А3 после обводнения которого производить дострел пласта А2.

Пласт А8

Залежь нефти пласта А8 приурочена к небольшой по размерам зоне в районе скважины №13, при испытании которой получен приток нефти с водой, равный 22,3 м3/сут (18,8 т/с). Залежь водоплавающая, ее размеры 5х3 км, извлекаемые запасы отнесены к категории С1 и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отметке 2195 м, что на 300 м ниже отметок ВНК по горизонту А1-2. С учетом этого пласт А8 выделен в самостоятельный объект разработки.

Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А13 , пласты А2-3 и А8.

Пласт Б1

Продуктивный горизонт Б1 является вторым по величине извлекаемых запасов объектом разработки (43,3 млн. т по категории С1 или 12,5% от общих по месторождению).

Горизонт Б1 нефтеносен в центральной части месторождения, залежь пластово-сводовая, размерами 31,5х14 км. Нефтенасыщенная часть вскрыта пятнадцатью разведочными скважинами. Горизонт представлен 3-7 прослоями песчаников, разделенных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффициент песчанистости самый низкий по месторождению - 0,43, расчлененности - 5,38.

Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания семи разведочных скважин.

Опробование проводилось снижением уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получен по скважине 41.

Средний дебит нефти получен равным 20 т/сут. Средняя удельная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б1 выделен в самостоятельный объект разработки.

Пласт Б62

Небольшая по размерам залежь пласта Б62 (размером 6,5х2,2 км) расположена в центре залежи пласта Б1, вскрыта одной скважиной №14 (получено 3,5 м3/нефти при депрессии 139,4 кгс/см2). ВНК отбит на отметке 2377 м (по пласту Б1 - 2245 - 2255 м). Залежь содержит 334 тыс.т извлекаемых запасов, средняя нефтенасыщенная толщина - 1,2 м, максимальная - 3,4 м.

Залежь предлагается разрабатывать скважинами пласта Б1, не выделяя в самостоятельный объект разработки до уточнения ее величины и запасов. Скважины пласта Б1 в этом районе бурятся со вскрытием Б62.

Пласт Б71

В пределах контура нефтеносности пласта Б1 в юго-западной части залежи выделяется залежь пласта Б71 с глубиной залегания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине 25 средний дебит за период притока (12часов) составил 16,3 м3/сут при динамическом уровне 896 м.

Коэффициент продуктивности равен 0,18 м3/сут ат., гидропроводности - 3,3 д.см/сп.

По предварительным данным пласт представлен двумя почти равными по толщине пропластками. Залежь содержит 3,223 млн. т нефти извлекаемых запасов категории С1 и 2,4 млн. т - категории С2.

Учитывая разницу в глубинах объектов Б1 и Б71, залежь пласта Б71 предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, с возможным использованием скважин для повышения степени выработки запасов вышележащего пласта Б1.

Пласт Б10

На северо-западном окончании основной залежи месторождения, горизонта А1-2, выделяется структурно-литологическая залежь пласта Б10, вскрытая четырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт залегает на глубинах 2700-2750 м, имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 6,7 м, содержит извлекаемых запасов категории С1 - 3,3 млн. т, выделенных в районе скважины 17. При опробовании пласта в скважине 17 получен приток нефти равный 5,45 м3/сут при среднединамическом уровне 1316 м. Исследование пласта производилось методом прослеживания уровня жидкости.

Учитывая возможность использования скважин пласта Б10 для выработки запасов горизонта А1-2, предлагается считать его самостоятельным объектом разработки, в случае подтверждения его промышленной нефтеносности.

Ачимовская толща, пачка II

На Ватьеганском месторождении в ачимовских отложениях выделены две залежи - северная и южная.

Северная залежь представляет собой структурно-литологическую залежь размером 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 2,2 м3/сут при среднем динамическом уровне 1112 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 4 равна 6,4 м, в среднем по залежи - 2,6 м. Глубина залегания пласта - 2760 - 2790 м.

Южная залежь представляет собой вытянутую в меридиональном направлении структурно-литологическую залежь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Залежь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по трем из них получен приток безводной нефти от 0,9 до 8,2 м3/сут при динамических уровнях 1242 - 1636 м.

Залежь содержит 1,56 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С1 и 5,4 млн. т - категории С2.

Особенностью ачимовских отложений является переслаивание песчаных и алевролито-глинистых пород и низкая продуктивность.

Для обоснования параметров отделом петрофизики СибНИИНИ изучены 2000 образцов, представляющих эффективную часть разрезов 38 скважин 9 месторождений Сургутского свода, и около 1000 образцов по 24 скважинам 7 месторождений Нижневартовского района.

В промышленной эксплуатации ачимовские отложения находятся на Аганском месторождении Нижневартовского района и на Бистринском месторождении Сургутского района.

На Аганском месторождении ввод в разработку ачимовских отложений начат в 1983 году, было введено 14 скважин. Средний дебит скважин составил 5,1 т/сут, причем по двум скважинам дебиты составили 7,9 и 17 т/сут, по остальным восьми - 3,3 т/сут. Начальные дебиты скважин составляли 10-3 т/сут. В 1984 году введено 25 скважин. Средний дебит скважин за 1984 год составил 8,7 т/сут. Все скважины оборудованы ШГН.

Таким образом, результаты эксплуатации также подтверждают очень низкие фильтрационные свойства пластов ачимовских отложений.

Изучение результатов опробования и освоения показывает, что пласты окончательно не осваиваются компрессированием при пусковых муфтах на глубинах 708-980 м. В большинстве скважин сохраняется столб воды. Поэтому для окончательного решения вопроса о целесообразности ввода пластов Б18-21 в промышленную разработку необходимо усовершенствовать методы освоения и приобщения пластов, глино-кислотных обработок, ГРП и т.д.

Для решения вопроса о целесообразности ввода в разработку и повышения отдающей способности ачимовских отложений на Ватьеганском месторождении в настоящее время ведутся исследования в «КогалымНИПИнефть».

Пласт Ю1

Пласт Ю1 содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.

Залежь пласта Ю1 выделена в юго-восточной части месторождения в районе скважин 23. Это поднятие размером 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с нефтенасыщенной толщиной 4,4-4,8 м. При освоении пласта были проведены повторная перфорация, трехкратное снижение уровня, в результате чего методом прослеживания уровня определен приток нефти равный 26,6 м3/сут при среднединамическом уровне 1340 м, коэффициент продуктивности - 0,2 м3/сут ат, гидропроводности - 3,9 д.см/сп.

Извлекаемые запасы по залежи определены равными 0,508 млн.т и относятся к категории С1.

Залежь пласта Ю1 в районе скважины 23 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.

Залежь, выделенная по результатам бурения скважины 87, располагается на 5 км южнее скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Залежь представляет собой небольшое поднятие размером 3,5х5,5 км. Пласт Ю1 опробован в скважине 87, имеющей нефтенасыщенную толщину 4,8 м. После двукратного снижения уровня скважина начала фонтанировать (в течение 48 часов), исследована на 3-х режимах (штуцера 4, 6, 8 мм) проведена запись КВД на 8-мимиллиметровом штуцере.

В результате испытания получен дебит безводной нефти, при работе скважины через 8-миллиметровый штуцер, равный 61,8 м3/сут. Коэффициент продуктивности определен равным 0,465 м3/сут. ат., коэффициент гидропроводности - 9,3 д см/сп, по данным КВД коэффициент гидропроводности - 9,9 д см/сп.

Запасы залежи определены равными по категории С1 извлекаемые 0,607 млн. т, по категории С2 - 0,577 млн. т.

Залежь пласта Ю1 в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Третья залежь пласта Ю1 выделена на северо-западном крыле месторождения, нефтенасыщенная толщина вскрыта тремя скважинами №7, 13, 24. Залежь структурно-литологического типа, имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 3,6 м, среднюю - 2,5 м.

Пласт Ю1 опробован в скважинах 7 (с нефтенасыщенной толщиной 2 м) и 24 (с нефтенасыщенной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в течение 68 часов на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, в результате дебит безводной нефти через восьмимиллиметровый штуцер оставил 48 м3/сут (40,7 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 0,404 м3/сут ат., гидропроводности - 6,8 д.см/сп.

Скважина 24 после 16-тичасовой отработки была исследована в течение 41 часа на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм. Дебит нефти при работе через восьмимиллиметровый штуцер составил 86,4 м3/сут (72 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 1,25 м3/сут ат. (1,04 т/сут ат.), гидропроводности - 29 д.см/сп. (по КВД - 26,1 д.см/сп.).

Учитывая низкую нефтенасыщенную толщину пласта Ю1 на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю1пробурить две девяти точечные ячейки в районе скважин 7 и 24. Вопрос о целесообразности ввода в разработку остальной части залежи решить после ее доразведки, в ходе которой должны быть уточнены коллекторские свойства и толщины пласта на этой залежи.

Наибольшая по толщине залежь в юрских отложениях выделена на юго-западе месторождения. Залежь структурно-литологического типа, размеры 12х13 км со средней нефтенасыщенной толщиной в пределах запасов категории С1 - 3,9 м (извлекаемые запасы составляют 3,745 млн. т), С2 - 6,1 м (извлекаемые запасы составляют 5,718 млн. т).

В отличие от остальных южная залежь характеризуется более низкими дебитами. Опробовано шесть скважин, по которым дебит составил от 5 до 16 м3/сут, в среднем 7,9 м3/сут или 6,6 т/сут. Притоки получены при неоднократном компрессировании.

Анализ имеющейся информации по ачимовским и юрским отложениям указывает на то, что пласты обладают очень низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, не исключено, что возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью, обладающие нерентабельными дебитами скважин.

Поэтому на южной залежи пласта Ю1 необходимо оценить целесообразность ввода в разработку.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3.8 охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ1-2, Ю1. Пласты БВ1, БВ62, БВ71, БВ10 и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.

Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для платсов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1. Газосодержание нефтей с глубиной повышаеттся от 43,6 м3/сут до 69,3 м3/сут. Вязкость и плотность с глубиной уменьшаются соответственно с 2,8сп и 0,815 г/см3 для АВ1-2 до 0,75сп и 0,742г/см3 для Ю1.

Дегазируемые нефти свех пластов маловязкие, малопарафинистые (1,6-2,9%), среднесернистые (от 0,5 до 0,94%). По углеводородному составу нефть Ватьеганского месторождения относится к смешанному типу.

2.4 Физико-химические свойства воды

На Ватьеганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ1-2, БВ1 и Ю1, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Всего по Ватьеганскому месторождению проанализированы 24 пробы пластовой воды, в том числе 8 проб из пластов АВ1-2.

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 АВ1-2, 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-АВ2-5 месторождений Нижневартовксого района, БС10-11 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 АВ1-2 и Ю1, 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:

АВ1-2 - 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 - 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.

В СП «Ватойл» доля низкодебитных по жидкости скважин относительно меньше, чем в ООО «ЛЗС», и составляет 26 %. В то же время, процент средне- и выеокодебитных (от 50 до 200 т/сут) скважин больше - 43%. Кроме того, СП «Ватойл» располагает относительно наибольшим фондом скважин, дающих более 200 т/сут жидкости (30 скважин или 9 % от действующих добывающих скважин компании).

Распределение добывающего фонда по способам эксплуатации отражает сложившуюся структуру дебитов скважин по жидкости. С самого начала разработки добывающие скважины эксплуатировались механизированным способом, и лишь малая доля их - всего 104 скважины - некоторое время фонтанировали. Последние фонтанные скважины были переведены под насосную эксплуатацию в 1997 году. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован, основными способами эксплуатации являются установки ЭЦН и ШГН, и на объекте АВ1-3 две скважины фонтанируют.

В целом по объекту АВ1-3 на 01.01.02 число скважин с ШГН составило 785 (47,3% от общего числа действующих скважин), с ЭЦН - 871 (52,5 %). Подобное распределение характерно для СП «Ватойл», где больше половины действующего фонда работало с ЭЦН, тогда как на участках смежников большую долю составляли скважины с ШГН. В ООО «ЛЗС» действовало 624 скважины с ЭЦН (47% от общего числа действующих скважин), в ЗАО «Еганойл» -16 скв. (71%) ЭЦН и 7 скв. (30%) ШГН.

Средние дебиты скважин за декабрь 2001 г., оборудованных ШГН, во всех компаниях примерно одинаковы и составляли по ООО «ЛЗС» - 2,5 т/сут нефти (6,5 т/сут жидкости), СП «Ватойл» -2,8 т/сут (5,4 т/сут) и ЗАО «Еганойл» -1,9 т/сут (7,5 т/сут). Дебиты скважин с ЭЦН в ООО «ЛЗС» составляли в среднем 16,6 т/сут нефти (74,3 т/сут жидкости), тогда как в СП «Ватойл» они были выше - 20,8 т/сут (106,5 т/сут).

Характер обводнения скважин в пределах объекта изменяется в самых широких пределах - от длительной работы скважин с относительно низкими величинами обводненности (не более 10 - 15%) до быстрой, фактически мгновенной, обводненности до величин 60, 70 и более процентов, причем последний случай является достаточно широко распространенным.. В пределах месторождения достаточно сложно выявить закономерность положения скважин, характеризующихся тем или иным характером обводнения (он зависит от целого набора геолого-физических и технических факторов), однако краткий анализ показал, что первый тип динамики обводнения чаще встречается в скважинах, эксплуатировавших только верхний пласт АВ1, тогда как второй характеризует те скважины, где вскрыт пласт АВ25 либо весь продуктивный интервал АВ1-2.

Безводную нефть дают лишь единичные скважины, находящиеся на участке ООО «ЛЗС». Число скважин с невысокой обводненностью до 20% составляет на дату анализа по объекту 157 скважин (9,4 %). 1226 скважин или 73,2 % от общего числа имеют обводненность от 50 до 90% и около 22 % обводнены более чем на 90%. По отдельным предприятиям картина отличается от общей незначительно. Для всех предприятий характерно, что практически весь добывающий фонд дает нефть с водой и более половины скважин имеют обводненность выше 50%. В СП «Ватойл» доля скважин с низкой обводненностью выше, чем в среднем по горизонту, но и высокообводненных скважин также больше.

За период разработки объекта в эксплуатации на нефть перебывало всего 2502 скважины. В среднем на одну скважину, участвовавшую в разработке, отобрано 38,6 тыс.т нефти против 76,5 тыс.т удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину (с учетом добывающих, нагнетательных и резервных) по проекту . Для ООО «ЛЗС» средний отбор на скважину составляет 36,2 тыс.т, СП «Ватойл» - 50,3 тыс.т и ЗАО «Еганойл» - 27 тыс.т.

По величине накопленного отбора нефти скважины распределены крайне неравномерно. Наибольшие объемы нефти были получены из нескольких скважин на юго-востоке центральной части залежи на территории деятельности ООО «ЛЗС» и СП «Ватойл», где добыча на одну скважину достигла 402 - 517 тыс.т (скв. 1994, 622, 1979-ООО «ЛЗС» и 1927,1928,8733- СП «Ватойл»). Более 200 тыс.т нефти дали 95 скважин.

Согласно данным отчетности предприятий доля проблемных скважин в структуре добывающего фонда достаточно стабильна ж составляла в 1998 году 55% (1400 скв), в 1999 году 52% (1344 скв), в 2000 году 52% (1362 скв). Можно говорить и об определенной стабильности «нерентабельной» составляющей проблемного фонда при колебаниях цены на нефть. Расчеты показали, что при снижении цены с 19 до 15 долларов/баррель, то есть на 20%, фонд нерентабельных скважин возрастет на 100 единиц или на 10%. Аналогично, при увеличении цены до 23 долларов/баррель фонд нерентабельных скважин уменьшится на 120 единиц или 12%.

Диапазон дебитов нефти достаточно широк. Минимальные значения по объектам составляют от 0,02 т/сут (скв. 4608, БВ1-2) до 0,3 т/сут (скв. 4460, АВ8), максимальные 2,2 т/сут (св. 8141, АВ8) - 4,4 т/сут (скв. 5191, АВ1-3).

Средние нерентабельные дебиты нефти по объектам и недропользователям практически одинаковы и составляют 1,1 - 1,4 т/сут. Дебиты жидкости по этой группе скважин меняются в достаточно широких пределах от 0,2 т/сут (скв. 4372, объект БВ1-2) до 214 т/сут (скв. 5191, объект АВ1-3), их средние значения по объектам и недропользователям варьируют от 2,8 т/сут (ЮВ1, ЛЗС) до 29,4 т/сут (БВ1-2, Ватойл). На рис.3.26 представлены гистограммы распределения нерентабельных скважин по дебитам нефти и жидкости.

Почти 40% скважин работали с дебитами нефти менее 1 т/сут, более половины отбирали от 1 до 2,5 т/сут и лишь 7% скважин имели суточную производительность более 2,5 т/сут, в том числе 1 скважина более 4 т/сут.

Анализ данных по дебитам жидкости позволяет в первом приближении обозначить основные факторы, обусловившие нерентабельность эксплуатации рассматриваемых скважин.

Определяющим фактором для скважин с дебитами жидкости менее 3 т/сут, а они составляют почти 40% нерентабельного фонда, является их низкая продуктивность. Такие скважины убыточны даже при безводной эксплуатации. Еще 40% нерентабельных скважин, имеющих дебиты жидкости от 3 до 10 т/сут, составляют промежуточную группу, для которой и продуктивность и обводненность оказывают существенное влияние на их экономический статус. Для скважин, имеющих дебиты жидкости более 10 т/сут, основным фактором пребывания в группе нерентабельных является высокая обводненность добываемой продукции.

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В период с начала разработки по 1989 г. включительно проектными для месторождения являлись показатели, рассчитанные в Технологической схеме разработки 1984 г. (протокол ЦКР МНП № 1173 от 25.12.1985 г.) и в дополнении к ней (БашНИПИнефть, 1987 г. протокол Главгеологии МНП № 14 от 19.02.1988 г.), определившем проектные решения и уровни добычи по первоначально не рассматривавшемуся объекту АВ8. В этот период основные несоответствия достаточно быстро обнаружились между реальными и предполагавшимися продуктивными характеристиками пластов. Фактические дебиты новых скважин по жидкости и нефти оказались заметно ниже проектных (на 40-50%). Для поддержания проектных уровней добычи с 1986 г. были увеличены объемы эксплуатационного бурения и уже к 1990 г. фонд пробуренных скважин превышал проектный на 25%. Тем не менее за рассмотренный период фактическая накопленная добыча нефти все время отставала от проектной и на 01.01 1990 г. была ниже на 10%.

В 1989 г. фактическая годовая добыча жидкости впервые достигла проектного уровня, а добыча нефти превысила проектную на 7% за счет более низкой средней обводненности скважин. К этому времени заканчивается период интенсивного разбуривания месторождения и из стадии освоения оно переходит в стадию поддержания стабильного уровня добычи нефти, продолжающуюся с колебаниями вплоть до настоящего времени. Среднегодовая фактическая добыча в период 1990-1998 г.г. составила 7950 тыс. т с отклонениями от плюс 14% до минус 11%. К моменту перехода месторождения во вторую стадию разработки проектный фонд предусмотренный техсхемой (без учета резервных скважин) был разбурен на 52%. Неразбуренными оставались обширные периферийные зоны месторождения, содержащие запасы преимущественно более «низкого качества», чем центральная часть.

Основные проектные показатели разработки были скорректированы на период 1990-1995 г.г. в рамках работы по авторскому надзору. В течение двух первых лёт указанного срока фактическая добыча нефти даже превышала проектную несмотря на незначительное отставание в отборе жидкости. С этого же времени фактические средние дебиты скважин по жидкости соответствуют откорректированным проектным, а по нефти превышают их на 3-5%. Вместе с тем из-за значительного снижения темпов бурения, набранное к 1990 г. превышение фонда над проектом, быстро теряется и в период после 1991 г. отставание фактического действующего фонда от проектного все более увеличивается, достигая почти 10% к 1996 г. Еще более значительное отставание от проекта наблюдается по нагнетательному фонду скважин. Причем в отличие от добывающего, фактический нагнетательный фонд был ниже проектного с самого начала разработки месторождения. В период 1990-1995 г.г. по отношению к скорректированному (уменьшенному) в авторском надзоре проектному фонду нагнетательных скважин наблюдалось постоянное увеличение несоответствия, составившее к 1996 г. почти 40%. Этим объясняется начавшееся с 1992 г. отставание от проекта объемов закачки, хотя средняя приемистость была по прежнему выше проектной.

В 1996 г. основные проектные показатели разработки месторождения были пересмотрены ИКР Минтопэнерго РФ (протокол № 1954 от 01.12.1995г.). Проектный уровень добычи нефти был снижен с 9,3 млн. т до 8,1 млн. т и в период 1996-1998 г.г. расхождение фактических показателей и проектных имело в целом несущественный характер. Отметим лишь, что в эти годы фактическая обводненность впервые превысила проектную, причем это превышение имеет тенденцию роста.

В связи с образованием в 1995 г. двух новых добывающих предприятий (СП "Ватойл" и ЗАО «Еганойл») и выделением в пределах площади месторождения соответствующих участков деятельности, проектные показатели на период 1996-2000 г.г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ как в целом по месторождению, так и по каждому предприятию отдельно. Проектные уровни до 2015 г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ в 1999 г. (протокол № 2464 от 27.10.99г. и протокол №2401 от26.08.99г.), где были скорректированы показатели 1999 г. и 2000 г.

В период 1999 - 2001 г.г. фактическая добыча нефти и жидкости превышали проектные показатели. Фактические средние дебиты скважин по жидкости и по нефти превышали проектные на 17-25 %. После 1998 г. сохранялся рост обводненности и превышение ее над проектной. Вместе с тем наблюдается снижения темпов бурения в период после 1991 г и только в 2001 г. объемы эксплуатационного бурения превысили проектные.

Следствием чего является превышение проектного действующего фонда скважин над фактическим с 1990 г. по 2001 г. включительно. Кроме того, наблюдается значительное отставание от проекта нагнетательного фонда скважин, хотя тенденция отставания от проекта объемов закачки начатая в 1992 г. после корректировки проектных показателей, в 1999 г., не сохранилась. В период с 1999 по 2001 г.г. фактическая годовая закачка превышает проект.

При сопоставлении проектных и фактических объемов годовой добычи нефти по недропользователям видно, что как ООО "ЛЗС", так и СП "Ватойл" в 1996-2001 г.г. ежегодно в различной степени превышали утвержденные цифры, а имевшее место незначительное невыполнение проектных объемов по месторождению в целом полностью относится на счет ЗАО «Еганойл».

Можно констатировать, что в пределах лицензионного участка ООО «ЛЗС» в рассматриваемый период времени расхождения фактических и проектных показателей по добыче и закачке в целом минимальны и лежат в пределах точности прогноза. В основном наблюдается превышение фактических показателей над проектными. Отставание по эксплуатационному разбуриванию, наблюдавшееся с 1996 г., было преодолено только в 2001 г.

В пределах лицензионного участка СП "Ватойл" в части показателей добычи отмечалось заметное перевыполнение проектных цифр, кроме 2001г., когда фактическая добыча нефти снизилась на 6 %. Суммарная добыча нефти за три года (с 1999 г. по 2001 г.) практически равна проектной, а фактическая добыча жидкости примерно на 14 % превысила проект. Действующий фонд добывающих скважин в 2001 г. был больше проектного на 13%. Такое превышение проектных уровней добычи по жидкости объясняется постоянным ростом средней продуктивности действующего фонда, особенно за счет вводимых из бурения новых скважин, по которым средний фактический дебит жидкости превышает проектный с 1996г. по 2001 г. включительно. В целом в 1996-2001 г.г. разработка участка СП "Ватойл" сопровождается мероприятиями, направленными на форсирование отборов жидкости, одним из следствий которых является и более высокая, чем планировалось, обводненность добывающей продукции.

Резюмируя сказанное выше, можно констатировать, что в истории освоения Ватьеганского месторождения выделяются три этапа планирования и осуществления проектных решений и прогноза технологических показателей разработки. Первый этап охватывает период времени с начала проектирования разработки месторождения по 1989 г., когда были проанализированы первые итоги реализации первоначальных проектных решений. Второй этап (1990-1995 г.г.) характеризуется, главным образом, совершенствованием ранее принятых проектных решений в части их увязки с существенно обновившимися данными о геологическом строении месторождения. Проектные показатели на этот период времени были скорректированы с учетом фактических данных о реальной продуктивности скважин и сложившейся ситуации с разбуриванием. Третий этап, начавшийся с 1996 г., можно квалифицировать как период дальнейшего развития уже реализованных и выработки новых проектных решений по разработке месторождения, базирующихся на генеральном пересчете запасов нефти, проведенным по состоянию на 1.01.99г.

Ниже приводятся сведения о соотношении проектных и фактических показателей по основным объектам разработки.

Поскольку в технологической схеме пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались как самостоятельные объекты, в данном разделе информация по их разработке приводится как совместно, так и раздельно.

Эксплуатационное разбуривание залежей АВ1-2 и АВЗ было начато в 1984-85 гг. на первоочередном участке в районе кустовых площадок №№32, 33, 38, 39, 40, 41,42, 46 и 47 по самостоятельной квадратной сетке 5 00x5 00м на каждый объект, согласно технологической схеме СибНИИНП 1984 г [12].

Закачка воды в пласты АВ1-2 осуществлялась с середины 1985 года. Согласно проекту, для закачки используют воды двух типов - сеноманскую и промысловую сточную. Начальная приемистость скважин составляла около 330 м3/сут при давлении на устье 11,5- 12,5 МПа.

Система нагнетания преимущественно рядная, однако ее формирование не завершено до сих пор, и большое количество скважин в нагнетательных рядах либо находится в отработке на нефть, либо простаивает по разным причинам. В пределах месторождения можно выделить 14 рядов нагнетательных скважин. Кроме того, в центральной части месторождения расположено еще несколько десятков нагнетательных скважин, формирующих сочетание площадной и избирательной (очаговой) систем воздействия на пласт. Элементы такой системы формируются в настоящее время также в юго-восточной части залежи, в пределах лицензионного участка деятельности СП "Ватойл".

Начальная стадия разработки объекта АВ1-3 продолжалась до 1991 года, когда был достигнут максимальный уровень добычи нефти 7962 тыс. т в год (по пласту АВ1-2 7950,9 тыс.т.). В этот период показатели текущей и накопленной добычи нефти и жидкости практически совпадали с проектными благодаря интенсивному разбуриванию горизонта и формированию системы воздействия на него. Однако проектные отборы нефти на начальной стадии были обеспечены, главным образом, за счет опережающего ввода добывающих скважин в 1987-1989 гг. Впоследствии объемы эксплуатационного бурения были снижены, и проектные показатели по вводу новых скважин не выдерживались. В то же время, средние величины дебита скважин по нефти и по жидкости в эти годы (кроме 1991 г.) были ниже запроектированных. Дебиты новых скважин горизонта АВ1-2 по нефти в первые годы были близки к проектным и составляли от 27 до 32 т/сут, но, начиная с 1986 года, также оказывались постоянно ниже (16,6 - 22 т/сут). Фактическая динамика нарастания обводненности продукции пластов АВ1-2 на начальной стадии оказалась более благоприятной, чем проектная. В то же время, обводненность по АВЗ практически с самого начала его эксплуатации была высокой и составляла от 70 до 88 %, тогда как по проекту на этот период предусматривался постепенный рост с 25 до 73 %. В течение 1985-1991 гг. средняя обводненность продукции горизонта АВ1-2 варьировала от 20,7 % до 25,4 % и в 1991 году составила 23,2%.

Создание системы поддержания пластового давления отставало с точки зрения ввода под закачку новых нагнетательных скважин. Ежегодно вводили всего от одной четвертой до двух третей от запроектированного количества нагнетательных скважин, в результате чего к концу 1991 года под закачкой находилось всего 215 скважин вместо 282 по проекту (пласт АВ1-2). Несмотря на это, объемы закачки воды в пласты горизонта АВ1-2 были постоянно близки к проектным или превышали их вплоть до 1991 года, когда эти показатели практически сравнялись на уровне порядка 14,5 млн. м3 в год. Фактически средняя приемистость скважин в первые годы в два с половиной раза превышала проектную и составляла по пласту АВ1-2 в 1985 году 333 м3/сут и в 1986 году - 272 м /сух. В дальнейшем величина среднегодовой приемистости постепенно снизилась до 216 м /сут. в 1991г. Согласно последней уточненной разбивке пластов АВ1-2 и АВЗ все нагнетательные скважины оказались освоенными в интервале пласта АВ1-2, то есть непосредственно в пласт АВЗ закачки не было. Текущая и накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях в 1991 году по горизонту АВ1-3 в целом составила 119 и 120 % соответственно.

К концу 1991 года в целом по горизонту АВ1-2 в эксплуатационном фонде числилось 1416 добывающих и 215 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составила 29,5 млн. тонн. Накопленное водонефтяное отношение 0,3. В последующие 3 года (1992 - 1994 гг.) произошло резкое падение добычи нефти до 6140 тыс. т/год в 1994г., добыча жидкости поддерживалась на постоянном уровне 10,2 -13,0 млн. т/год. Главными причинами снижения отборов нефти являлись: более низкие, чем по проекту, дебиты скважин по жидкости (до 1991г.); нарастание обводненности, которая достигла в 1994 году 43,4 %; отставание в темпе ввода новых скважин с 1990г. и ускоренное выбытие скважин добывающего фонда. На конец 1994 года общий добывающий фонд составил 1616 скважин вместо 1930 по проекту. Дебиты новых скважин по нефти были до 1997г. постоянно на 5 - 70 % ниже запроектированных. Годовой объем закачки воды, составивший в 1992 году 14,9 млн. м3, был резко снижен до 11,4 млн. м3 в 1994 году (59 % от проектного), что не компенсировало отбора жидкости в пластовых условиях (текущая компенсация 91 %, накопленная 113,9 %).

Затем, начиная с 1994 года и до 1998 г., вследствие наращивания добывающего фонда, увеличения объемов нагнетания воды и проведения геолого-технических мероприятий отборы жидкости постоянно увеличивались при более интенсивном нарастании обводненности. Отмечался рост уровней добычи нефти с 6140 тыс. т в 1994 году до 6848 тыс. т в 1998 году. В то же время, по ряду основных показателей даже проектные цифры, скорректированные в сторону уменьшения Протоколом ЦКР 1995 г. , как правило, не выполнялись. Уровни добычи нефти составляли 95 - 97 % от проектных, количество введенных новых добывающих скважин - от 40 % до 93 %, объемы нагнетания воды составляли в среднем 90 %.

За 1998 год по пласту АВ1-2 в целом было добыто 6848 тыс. тонн нефти (96 % от проекта) и 19352,7 тыс.т. жидкости. Годовой темп отбора нефти составил 2.4 % от начальных извлекаемых запасов (по проекту 3,1 %. протокол ЦКР 1954 от 01.12.95). Среднегодовая обводненность продукции достигла 64,6 % против 56,8 % по проекту (по АВЗ - 79,8 % против 87,9 %). Объем закачки воды - 18,966 млн.м3/год (88 % от проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях-90,2 %.

В 1999 г. были пересмотрены и утверждены новые проектные показатели до 2015г. (протоколы ЦКР №2462 от 27.10.99г. и №2401 от 26.08.99г.). Пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались в этих проектных документах как единый объект. Фактические уровни добычи нефти в течение 1999-2001г.г. составляли около 94% проектных уровней, и в 2001 г. добыча нефти составила 6465 тыс.т. против 6818 тыс.т. по проекту. Годовая добыча жидкости также превышает проект. Превышение фактических показателей над проектными обусловлено более высокой производительностью новых скважин, чем по проекту (2000-2001г.г.), хотя ввод новых добывающих скважин в 1999г. и 2000г. был ниже проектного на 15%. Только в 2001г. объемы эксплуатационного бурения были увеличены и фактический ввод новых скважин превысил проектный на 20%. Среднесуточные годовые дебиты нефти и жидкости и дебиты новых скважин в течение 1999-2001г.г. были выше проектных, кроме 1999 г., когда дебиты нефти новых скважин были на 30% ниже проекта. Среднегодовая обводненность продукции в 2001г. достигла 76,7 % против 70,7 % по проекту. Объем закачки воды составил 29354,4 тыс.м3/год (на 35 % выше проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях -100,4 %.

На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти составила 96693 тыс.т. (99% от проекта). Водонефтяной фактор составил 0,5, накопленная компенсация отбора закачкой -102 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 1681 скважину (86% от проектного), в том числе 280 нагнетательных в отработке на нефть, действующий фонд нагнетательных скважин составил 419 скважин (на 7 % выше проектного).

Таким образом, в настоящее время разработка залежей горизонта АВ1-3 в целом находится во второй стадии, характеризующейся постоянной добычей нефти. Текущая и накопленная добыча нефти близки к проектным, тогда как фонд добывающих скважин был ниже проектного, а обводненность продукции - выше. Объемы закачки воды и нагнетательный фонд скважин выше проектных значений. Принимая во внимание текущую высокую обводненность продукции и быструю динамику ее нарастания, следует ожидать в ближайшие годы начала падения добычи нефти, то есть перехода к третьей стадии разработки горизонта.

До 1995 года, то есть момента создания компаний СП "Ватойл" и ЗАО "Еганойл", разработку всего Ватьеганского месторождения вело ООО "ЛЗС". После выделения самостоятельных участков деятельности двух новых предприятий в ведении ООО "ЛЗС" осталась площадь цехов 1, 2, 3, 5 и 6, на которой было расположено около 82 % от общих начальных геологических запасов и где в 1994 году было добыто 77 % от годовой добычи нефти из горизонта АВ1-3. Геологические запасы на участке цеха 4, отошедшего к СП "Ватойл", составляют порядка 18 % от общих по объекту, на участке ЗАО "Еганойл" - менее 1 %. Ниже дается краткий анализ процесса разработки объекта после 1995 года отдельно по площадям, разрабатываемым тремя компаниями.

Участок ООО «ЛЗС»

По площади характер изменения добычи нефти был неодинаков: в центре и на юго-восточной периферии (цеха 1 и 5) уровни добычи в течение нескольких последних лет падали, на севере (цеха 2 и 6) поддерживались примерно на постоянном уровне, а на западе и юго-западе (цех 3) - возрастали.

Анализ динамики добычи по группам скважин с разной величиной накопленной добычи нефти на одну скважину на 01.01.2002г. показал, что темпы добычи нефти из скважин, отобравших более 100 тыс.т нефти (222 скв.), в последние годы снизились из-за резкого обводнения продукции, тогда как среднегодовой действующий фонд оставался постоянным и составлял от 90 до 100 % от общего числа скважин в группах. В группах с добычей от 20 до 100 тыс.т/скв в последние годы число действующих скважин увеличивалось благодаря проводимым геолого-техническим мероприятиям, а обводненность нарастала с небольшим темпом. Текущая добыча из скважин в группах со средним накопленным отбором от 50 до 100 тыс.т/скв была примерно постоянной, а с пониженным отбором от 5 до 50 тыс.т/скв - заметно увеличивалась как следствие того, что именно на этих скважинах проводилось большинство ГТМ. В группах с добычей от 5 до 10 тыс.т/скв и менее 5 тыс.т/скв число работающих скважин снижалось вследствие остановки низкодебитного высокообводненного фонда. Участие групп скважин в текущей добыче нефти характеризовалось возрастанием доли средне- и низкопродуктивных скважин.

За 2001 год на площади ООО "ЛЗС" из пластов объекта АВ1-3 было добыто 4370,2тыс.т нефти и 13663.3 тыс. т воды. Среднегодовая обводненность продукции достигла 75,8%, объем закачки воды - 19,219 млн.м3/год, текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях 100.9 %.

5. Технология и техника добычи нефти и газа

Ватьеганское нефтяное месторождение освоено путем кустового бурения. Сложившаяся система сбора и промысловой подготовки продукции скважин на участках всех недропользователей практически одна и та же.

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

За прошедший период эксплуатации объектов месторождения основной объем добычи нефти обеспечен механизированными способами (табл.5.1): электроцентробежными насосами (ЭЦН), штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками ЭЖЕ (струйные насосы), диафрагменными насосами (ЭДН) и винтовыми насосами (ЭВН).

Таблица 5.1 Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации.


5.1.1 Фонтанная эксплуатация

Добыча нефти фонтанным способом осуществлялась в начальный период разработки месторождения отдельными скважинами. Всего этим способом эксплуатировалось около 200 скважин (около 6 % фонда), в последующем переведенных на механизированную добычу. Фонтанные притоки обеспечили добычу нефти на одну скважину в среднем около 1000 т (табл.5.2). Суммарная добыча нефти по месторождению фонтанным способом составила всего 176 тыс.т или менее 1 % от всего накопленного объема. На 01.01.02 г. этим способом эксплуатировались две скважины (скв.2806 и 5793).

Таблица 5.2 Средняя добыча нефти на одну скважину.


Таблица 5.3 Расчет минимального давления фонтанирования.


При поддержании пластового давления (на уровне начального) фонтанирование скважин разных пластов возможно при депрессиях от 0.9 до 4.8 МПа. Однако, проектные уровни добычи могут быть обеспечены при дебитах скважин, полученных в условиях депрессий величиной 7.3-12.6 МПа. Соответственно, забойные давления должны быть существенно ниже предельных минимальных Рзаб фонтанирования, что и обусловило перевод основного фонда скважин на механизированную добычу с начала их эксплуатации.

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

За прошедший период на месторождении скважины эксплуатировались электроцентробежными насосами, штанговыми глубинными насосами, установками ЭЖЕ, диафрагменными и винтовыми насосами. Практически вся добыча обеспечена скважинами, оборудованными ЭЦН и ШГН (см. табл.5.1). Другие способы, испытывавшиеся в ООО «ЛЗС» (66 скважин) и СП «Ватойл» (22 скважины) не показали преимуществ перед ЭЦН и ШГН из-за высоких требований к условиям эксплуатации.

В 2001 г. 45 % скважин, дававших нефть, были оборудованы ЭЦН, 55 % оборудованы ШГН. Доля среднесуточной добычи нефти скважин, оборудованных ЭЦН, составила 84%, а скважин, оборудованных ШГН - лишь 16 %.        

При анализе технических возможностей применения ЭЦН и ШГН по состоянию на 01.01.02 г. были использованы данные, приводимые в технологическом режиме на каждый месяц недропользователями. При анализе общий объем составил 1893 скважины, из них 927 ШГН и 966 ЭЦН.

Основным параметром, характеризующим эффективность использования глубинных насосов, является коэффициент подачи - отношение дебита (реальной подачи насоса) к теоретической при оптимальных условиях эксплуатации. Для установок ЭЦН условно под коэффициентом подачи далее будем понимать отношение дебита к паспортной подаче насоса.

Основным фактором, влияющим на эффективность работы глубинных насосов в условиях Ватьеганского месторождения, можно считать разгазирование нефти и попадание газа в насос. При анализе рассмотрена взаимосвязь коэффициента подачи и погружения насоса под динамический уровень, определяющего давление на приеме насоса.

Давлению на приеме насоса, равному давлению насыщения, при котором происходит выделение газа из нефти, соответствует высота столба жидкости над насосом от 900 м (с учетом затрубного давления и плотности пластовой нефти) до 720 м (также с учетом затрубного давления и плотности водонефтяной смеси). При таком погружении обеспечивается попадание в насос водонефтяной смеси без газа. Реально на месторождении погружение насоса под уровень изменяется от куля (уровень на приеме насоса - по 3 скважинам, оборудованным ШГН) до 2800 м (высокопродуктивные скважины, оборудованные ЭЦН).

При анализе по способам эксплуатации четкой взаимосвязи коэффициента подачи и погружения под уровень не прослеживается. Однако при отдельном рассмотрении выборки по скважинам с низкими коэффициентами подачи (менее 0.5 для ШГН и 0.8 для ЭЦН) может быть отмечена тенденция к снижению коэффициента подачи при уменьшении погружения под уровень для ШГН - при погружениях менее 400 м, для ЭЦН - при погружениях менее 600 м.

Для подъема жидкости используется широкий спектр насосов отечественного и -импортного производства. Доля импортных штанговых насосов составляет 12%, ЭЦН - 18% (87 из 927 и 182 из 966 соответственно).

В среднем при больших глубинах спуска насоса импортные ШГН имеют несколько лучшие показатели по сравнению с отечественными (коэффициент подачи на 25% выше - 0.52 и 0.44 соответственно), что, возможно, объясняется их большей степенью погружения под уровень (538 и 483 м соответственно).

По сравнению с ШГН глубина спуска ЭЦН на 20% больше. По максимальной глубине спуска отечественные и импортные ЭЦН практически не различаются (около 2300 м). Коэффициент подачи отечественных и импортных ЭЦН также близки по значениям. Однако наработка на отказ импортных установок примерно вдвое выше, чем у отечественных

В промысловой практике на Ватьеганском месторождении приняты в качестве минимально допустимых погружений насоса под уровень: ШГН - 300 м, ЭЦН - 600 м. С учетом того, что ЭЦН эксплуатируют в основном скважины со значительной обводненностью, можно считать, что для этих условий выделение газа не ухудшит существенно показатели работы насоса.

Исходя из этих величин, произведена оценка технической возможности увеличения добычи жидкости. Результаты приведены в табл.6.7. При этом предельно допустимый динамический уровень рассчитан исходя из принятого для месторождений Западной Сибири допустимого забойного давления на уровне 0.8 от давления насыщения.

Как видно, условия работы глубинно-насосного оборудования допускают увеличение депрессий в среднем в 1.7-2.3 раза. Такое изменение условий работы глубинно-насосного оборудования в первую очередь возможно в 17% фонда скважин, оборудованных ЭЦН, и в 26% фонда скважин, оборудованных ШГН. В целом это может обеспечить прирост добычи жидкости в 1.7 раза.

Результаты оценки технической возможности увеличения дебитов скважин использованы при формировании предложений по оптимизации работы скважин Ватьеганского месторождения.

При прогнозировании на перспективу использованы оценки дебитов жидкости, полученные с использованием гидродинамической модели по рекомендуемому варианту разработки, и принятые при этом темпы ввода скважин в эксплуатацию.

Как видно, прогнозируется увеличение фонда скважин, оборудованных ЭЦН, который и станет основным способом механизированной добычи на проектный период.

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Основные осложняющие факторы при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения связаны с отложениями в НКТ асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО) и солей. Общее количество скважин с осложнениями оценивается на уровне 20% от действующего фонда. Для примера в табл.6.9 приведено распределение скважин по видам осложнений по ООО «ЛЗС». Как видно из данной таблицы, в 93 % случаев осложнения связаны с АСПО и только в 7 % - с солеотложениями.

Четких зависимостей осложнений от условий эксплуатации скважин и закономерности в расположении этих скважин по площади месторождения не выявлено.

В дополнение к применяющимся тепловым и механическим способам борьбы с отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ предлагается использование для их предупреждения ингибиторов. Такими ингибиторами могут быть известные реагенты СНПХ-4204Б и СНПХ-7800 и импортные ХТ-48 и ХТ-54. Выбор реагентов и технологии их применения должен быть конкретизирован по результатам специальных лабораторных и промысловых исследований.

Конкретные мероприятия по предупреждению выпадения солей в НКТ требуют проведения специальных научно-исследовательских работ.

В связи с увеличением обводненносщ продукции и использованием в системе ППД подтоварных вод возрастает коррозионное воздействие на металл оборудования скважин и трубопроводов системы нефтесбора и водоводов.        Основное воздействие коррозионных процессов отмечается в поверхностных коммуникациях.

По результатам научно-исследовательских работ, проведенных Управлением научно-исследовательских работ ТПП "Когалымнефтегаз", интенсивность коррозионного воздействия связывается со структурой газожидкостного потока. По отдельным участкам скорость коррозии оценивалась на уровне до 0.6 мм/год [2]. В лабораторных и промысловых условиях с использованием образцов-свидетелей были испытаны различные ингибиторы коррозии отечественного и импортного производства. В частности, на участке СП "Ватойл" по результатам испытаний показал высокую эффективность ингибитор "Kemelix-1116X" с защитным эффектом до 96 % [3].

В проектный период рекомендуется продолжение работ по коррозионному мониторингу с испытанию новых ингибиторов коррозии, в частности, выпускаемых Когалымским заводом химреагнетов ТПП "Когалымнефтегаз".

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

Исходной базой для расчетов явились схемы и паспортные данные высоконапорных водоводов с указанием протяженности трубопроводов, их диаметров и толщин стенок, технологические режимы работы нагнетательных скважин, показатели разработки по кустам и др.

Давления на выкиде насосных агрегатов КНС, согласно промысловым данным, составляют: КНС 1,1Р - 14 МПа, КНС 2 - 14.5 МП, КНС 4 - 13.2 МПа, КНС 6 - 12.9 МПа, КНС 7 - 13.5 МПа, КНС 8 - 15.1 МПа, КНС 9-15 МПа.Расчетные участки высоконапорных водоводов ООО «ЛЗС» представлены в табл.5.4

Гидравлические расчеты водоводов действующей системы ППД (текущее состояние) указывают на то, что в большинстве случаев в системе не выдерживается требование «Норм технологического проектирования ВНТП 3-85, п.3.79» о потере напора на участке «КНС-ВРП» на величину не более, чем на 3-5% от рабочего давления КНС. Фактические перепады давления значительно превышают требуемые (до 50-60% от давления КНС). Согласно ВСН 51-2.38-85 скорость воды в трубопроводе должна быть до 1.5 м/с (в случае использования воды, не имеющей коррозионных свойств) или не более 1.0 м/с (при закачке пластовых и сточных вод).

Таблица 5.4 Расчетные участки высоконапорных водоводов Ватьеганского месторождения


Как показывают расчеты по высоконапорным водоводам системы ППД Ватьеганского месторождения, скорости движения воды в трубах во многих случаях в разы превышают критическое значение 1 м/с. Основные из них показаны на рис. 5.1

Рисунок 5.1 Схема водоводов ЦППД-В НГДУ ПН. КНС-1. Расчетный участок 1.

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

Способы строительства скважин и обустройства Ватьеганского месторождения определяются особенностями орогидрографических, криологических и геологических условий.

Конструкции скважин следует выбирать с учетом геолого-технических условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.), способа эксплуатации (фонтанный, механизированный, совместная или раздельная эксплуатация), вида скважины (наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для вскрытия продуктивной толщи. Конструкция скважины должна. Обеспечивать возможность бурения вторых стволов из обсаженных скважин с минимальными затратами на всех этапах разработки месторождения или отдельных объектов. Следует иметь в виду, что технические решения строительства скважин упрощаются благодаря тому, что в разрезе скважин нет горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и газоносных пластов.

В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти необходимо предусматривать использование накопленного опыта и современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение наклонно-направленных скважин с малыми и большими углами входа в пласт, с несколькими стволами и бурение горизонтальных скважин.

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин в части надежности должна обеспечивать:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, других методов повышения нефтеотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной поверхности; максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин; доведение скважины до проектной глубины;

минимум затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Конструкция скважин должна характеризоваться количеством и размером обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами цементирования колонн.

Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.

В скважину следует спускать несколько колонн. Для предупреждения обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме своего прямого назначения, направление яв11яёТсТ^опоЖйтельной" мерой защиты пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется конкретными условиями участка.

Для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды, спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего углубления скважины.

Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации скважины (извлечения или нагнетания жидкости или газа) спускается эксплуатационная колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется толщиной подлежащих разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В нагнетательных скважинах и добывающих скважинах, расположенных в зоне влияния нагнетания, а также в разведочных скважинах должен обеспечиваться подъём тампонажного раствора до устья.

Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.

В случае строительства горизонтальных скважин необходимо осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза, расположенной над продуктивными объектами. Для этой цели необходимо предусматривать промежуточную колонну. Такая колонна может служить верхней частью комбинированной эксплуатационной колонны.

Для цементирования обсадных колонн в скважинах следует использовать тампонажный раствор нормальной плотности (1.81 - 1.85 г/см), который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на 150 м выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений следует перекрывать облегченным тампонажным раствором.

Эксплуатационную колонну следует спускать на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного оборудования и исключения необходимости проведения ловильных работ.

В зависимости от назначения и вида скважин на месторождении рекомендуется предусмотреть следующие варианты конструкций скважин:

1. Вариант 1 предназначен для обычных наклонно-направленных скважин с условно вертикальным участком в продуктивном пласте для раздельной эксплуатации или закачки воды для каждой группы объектов эксплуатации. Следует отметить, что для разведочных скважин и эксплуатационных скважин с функциями доразведки рекомендуется конструкция, предусмотренная для нагнетательных скважин.

2. Вариант 2 предназначен для добывающих горизонтальных скважин на один объект.

3. Вариант 3 предназначен для сооружения второго ствола из действующей добывающей скважины.

Необходимо отметить особенность конструкции действующей скважины со вторым стволом. Эта особенность состоит в том, что с помощью наддолотного эксцентричного расширителя можно обеспечить применение хвостовика, надёжно цементируемого в надпродуктивной зоне открытого ствола и снабжённого фильтром в продуктивном объекте.

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

1. Требования к схеме кустования скважин

С учётом требований охраны окружающей среды в процессе строительства и эксплуатации скважин и экономии затрат на обустройство промыслов и эксплуатационное обслуживание скважин освоение месторождения будет вестись кустовым методом.

Кустование скважин производится исходя из условий, предъявляемых к профилям стволов скважин. В качестве основного критерия для выбора количества кустовых площадок принято максимальное отклонение проектных забоев наклонно-направленных скважин по кровле продуктивной толщи, равное 1100-1200 м, что соответствует достигнутому буровыми организациями технологическому уровню строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин и обеспечит надежную реализацию проектных профилей.

В процессе строительства кустовых площадок и скважин предусматривается ряд природоохранных мероприятий. С целью сокращения транспортных затрат и исключения нанесения ущерба окружающей среде основная часть оборудования должна быть завезена на кустовые площадки в зимний период автотранспортом большой грузоподъемности. При строительстве кустовых площадок производится отсыпка слоя песка толщиной не менее 1.5 м и щебня толщиной 0.6 м в зоне размещения бурового оборудования и изоляция естественного грунта пластиковыми материалами в зонах вероятных утечек горюче-смазочных материалов, химических реагентов, буровых и тампонажных растворов, а также обваловка кустовых площадок с целью локализации загрязнений при возможных авариях.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!