Вынгапуровское месторождение

Оглавление

Введение

. Общие сведения о месторождении

1.1 Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района

1.2 Природно-климатические условия района месторождения

2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика района

.2 Особенности тектонического развития района

.3 Нефтегазоносность

.4 Свойства и состав пластовых флюидов

.5 Запасы углеводородов

3. Характеристика текущего состояния разработки месторождения

3.1 Состояние реализации проектного фонда скважин

.2 Основные технологические показатели разработки месторождения

.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

4. Техника и Технология добычи нефти

4.1 Обоснование технологий и агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления

.2 Анализ причин обводненности и обоснование применения потокоотклоняющих технологий

.3 Обзор существующих видов потокоотклоняющих технологий

.4 Анализ применения и рекомендации потокоотклоняющих технологий на Вынгапуровском месторождении

Заключение

Список литературы

Введение

месторождение пласт давление потокоотклоняющий

Вынгапуровское месторождение открыто в 1968 г. как газовое (сеноман) месторождение. В 1978 г. установлено наличие нефтегазовых залежей в отложениях нижнего мела, а в дальнейшем и юры. В промышленную эксплуатацию введено в 1982 г. как нефтегазоконденсатное месторождение.

Месторождение находится в границах двух лицензионных участков. Лицензии на право пользования недрами серии СЛХ № 11769 вид - НЭ от 01.10.2003 г. в пределах ЯНАО и серии ХМН № 11871 вид - НЭ от 31.10.2003 г. в пределах ХМАО выданы ООО "Заполярнефть".

Разработку месторождения осуществляет ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на основании договора № 1862 от 31.10.2003 г. "об оказании операторских услуг" с ООО "Заполярнефть".

Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение является многопластовым, сложно построенным, имеющим большой (около 1600 м) этаж нефтеносности, охватывающий осадочную толщу пород от среднеюрского до верхнемелового возраста.

В настоящий момент на месторождении выявлено 27 продуктивных пластов, из них 24 нефтесодержащих (в т.ч. 4 - газонефтяных, 4 - нефтегазоконденсатных), три - газовых и газоконденсатных пласта.

Согласно последнему проектному документу, выделено 19 нефтяных и пять газовых эксплуатационных объектов разработки:

·       нефтяные: ПК₂₁, ПК₂₂², ПК₂₂³, АВ₂¹, БВ₂, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ₈¹, Ач₁, ЮВ₁ (восточная часть) + ЮВ₁² (район скв. № 115Р^б), ЮВ₁ (западная часть) + ЮВ₁^2-1 (район скв.№113Р), ЮВ₁¹ (район скв. № 318ПО), ЮВ₁¹ (район скв. № 131Р), ЮВ₁¹ (район скв. № 5186), ЮВ₁¹ (район скв. №300Р), ЮВ₁¹ (район скв.№504ПО), ЮВ₂ (район скв. №114Р);

·              5 газовых объектов разработки: ПК₂₂², АВ₂¹, АВ₅¹, АВ₁₁², Ач_2.

По состоянию на 01.01.2011 г. в разработке находятся восемь эксплуатационных объектов - ПК₂₁, ПК₂₂³, БВ₂, БВ₅, БВ₆, БВ₈, БВ₈¹, ЮВ₁ (в т.ч. залежи объекта - восточная залежь, западная залежь, южные залежи в районе скважин №№ XXПО, XXXX и северо-западная залежь в районе скв. № XZР. Объект ЮВ₂ (район скв. № XXXР) находился в опытно-промышленной разработке с 1993 - 2002 гг., в настоящее время разработка объекта ЮВ₂ остановлена.

 

1. Общие сведения о месторождении

 

.1 Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района

В административном отношении Вынгапуровское месторождение расположено своей большей частью на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа и меньшей частью на территории Нижневартовоского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рис. 1.1). В непосредственной близости расположен поселок с одноименным названием Вынгапуровский и в 104 км к западу от месторождения - базовый город Ноябрьск. В 110 км к юго-востоку расположен г. Радужный, пос. Повховский - в 100 км к юго-западу, ж/д станция Ханымей - в 95 км к западу, пос. Новоаганск - в 250 км к юго-востоку.

В экономическом отношении район Вынгапуровского месторождения имеет развитую инфраструктуру газо- и нефтедобывающей промышленности, что позволяет в короткие сроки вовлечь в разработку как выявленные залежи, так и новые перспективные участки разрабатываемых объектов.

В настоящее время на площади месторождения ведется промышленная добыча газа из сеноманских отложений и нефти из залежей в горизонтах неокома и юрских отложений. Здесь построены нитки нефте- и газопроводов, по которым ведется транспортировка нефти и газа. Через Вынгапуровское месторождение проходит газопровод Уренгой - Вынгапур - Челябинск - Новополоцк. В непосредственной близости от месторождения протянута магистраль нефтепровода Холмогорское - Федоровское - Сургут - Омск, с которой Вынгапуровское месторождение соединено ниткой трубопровода.

В географическом отношении месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой пологоволнистую равнину с лесными массивами. Район проектируемых работ не сейсмичен.

Рис. 1.1. Обзорная схема района работ

1.2 Природно-климатические условия района месторождения

В орографическом отношении район месторождения имеет равнинный рельеф, в значительной степени переработанный процессами денудации. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +90 до +137 метров над уровнем моря. Присутствуют переувлажненные болотные ландшафты с мерзлотным рельефом.

Основные водные артерии представлены реками: на севере площади - Вынга-Пур с ее правыми притоками (Нюча-Пэйдяй-Яха, Денна, Лимняя-Яха, Марей-Оту-Яха, Личенкичу-Яха), Вэнга-Яха и Тырль-Яха, являющимися частью бассейна реки Пур.

Болота широко развиты во всех элементах рельефа, занимая 60 - 65% площади. Этому способствует значительное количество атмосферных осадков, плоский рельеф и слабый дренаж территории, обусловленный повсеместным развитием многолетней мерзлоты. Выделяются верховые, переходные и низинные болота.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Самый теплый месяц года - июль, многолетняя среднемесячная температура его составляет +15°С - +17°С. Наиболее холодным месяцем года является февраль, многолетняя среднемесячная температура которого составляет -22,3°С. Среднегодовая температура -6,7°С. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются - во второй половине мая. Толщина льда на реках и озерах изменяется от 40 до 90см. Лесные массивы, состоящие из лиственницы, ели, сосны, кедра и березы, приурочены к поймам рек. Болота покрыты сфагновыми мхами. Среди болот встречаются островки редколесий, а в долинах рек луга и заросли кустарников. Важной особенностью природной обстановки описываемого района является наличие многолетнемерзлых и сезонномерзлых пород. Характер сезонного промерзания грунтов во многом определяется высотой снежного покрова и влажностью почвы. На открытых участках глубина промерзания достигает 3,9 м, на залесенных - 2,4 м. Избыточное увлажнение, слабая расчлененность рельефа, незначительный дренаж грунтовых вод приводят к заболачиванию территории, что создает трудности в ее прохождении и освоении. Опыт работ в таких условиях показывает, что единственно допустимым в этих районах является строительство инженерных сооружений с сохранением мерзлого состояния грунтов.

2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

 

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика района

Литологический разрез Вынгапуровского месторождения представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, подстилаемых метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Максимально вскрытая толщина осадочного чехла составляет 3962 м. В скважинах на глубинах 3562÷3962 м вскрыты породы палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент

Вынгапуровское месторождение по вещественному составу пород доюрского фундамента расположено в Варьеганской структурно-фациальной зоне Обь-Тазовской системы. По керновому материалу фундамент на Вынгапуровском месторождении представлен диабазами), серыми мраморизованными известняками органогенного происхождения черными глинисто-кремниевыми сланцами, мергелями, породами с гранитными прожилками. Вскрытая скважинами толщина верхнепалеозойских отложений составляет 47÷184 м.

Юрская система

Юрская система на Вынгапуровском месторождении представлена всеми отделами. Нижний и средний отделы юры представлены преимущественно континентальными отложениями котухтинской и тюменской свит. Верхний отдел юры представлен отложениями преимущественно морского генезиса, в его составе выделяются: васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Котухтинская свита (возраст раннеюрский, от плинсбах-тоарского до ааленского) и представлена чередующимися пачками глинистых и песчано-алевритовых отложений. По особенностям переслаивания и палинологической характеристике подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.Толщина котухтинской свиты составляет 139÷344 м.

Отложения васюганской свиты (возраст позднеюрский, оксфордский) в нижней части разреза представлены, в основном, аргиллитами, в верхней части разреза преобладают песчано-алевритовые разности. Толщина свиты составляет 55÷78 м.

Георгиевская свита (возраст позднеюрский, кимериджский) на площади месторождения распространена не повсеместно. Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, черными, с зеленоватым оттенком, плитчатыми, массивными, однородными, крепкими, слабослюдистыми. Характерен глауконит, включения пирита. Толщина георгиевской свиты варьирует от 0 до 6 м.

Породы баженовской свиты (возраст позднеюрский, волжский) представляют собой наиболее глубоководные морские отложения верхней юры. Литологически она сложена аргиллитами темно-серыми и черными с коричневатым оттенком, битуминозными, плотными, плитчатыми, средней крепости, слюдистыми, тонкоотмученными. Толщина свиты изменяется от 17 до 40 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Рассматриваемый район по нижнемеловым отложениям относится к Вынгапуровскому району, в котором над мегионской свитой залегают вартовская (ярусы верхневаланжинский, готерив-барремский) и покурская (апт-альбский ярусы). Верхнемеловые отложения представлены континентальными породами верхней части покурской свиты (сеноманский ярус) и морскими образованиями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Отложения мегионской свиты (возраст раннемеловой, берриас-валанжинский) согласно залегают на битуминозных аргиллитах баженовской свиты и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Нижняя часть свиты преимущественно глинистая. В подошве свиты залегают аргиллиты темно-серые до черных, плотные, слюдистые, углистые, горизонтальнослоистые, т.н. "подачимовская толща" берриасского возраста. Над ними залегает ачимовская толща, невыдержанная по площади и по разрезу, литологически сложенная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К верхам мегионской свиты относится основной продуктивный горизонт БВ₈. Толщина мегионской свиты составляет 264÷401 м.

Вартовская свита (возраст раннемеловой, валанжин-готерив-барремский) сложена частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Вверх по разрезу увеличивается доля песчаных пород, переходящих к кровле серии в пески и рыхлые песчаники. К верхней части вартовской свиты приурочены продуктивные пласты с доказанной нефтегазонасыщенностью АВ₂¹, АВ₅¹, АВ₇², АВ₁₁², к нижней части - БВ₂⁰, БВ₂², БВ₅⁰, БВ₅, БВ₆ и БВ₇.

Литологически породы нижней части свиты представлены аргиллитами серыми и зеленовато-серыми, слюдистыми, тонкослоистыми, с прослоями песчаников и алевро-литов серых и зеленовато-серых, слоистых, со следами взмучивания. Толщина вартовской свиты составляет 513÷672 м.

Покурская свита (возраст апт-альб-сеноманскийский) сложена песками, песчаниками, алевролитами серыми и светло-серыми, по составу кварц-полевошпатовыми, слюдистыми, с примесью карбоната и глинистыми включениями, с прослойками углисто-слюдистого материала и глинами серыми и темно-серыми, рыхлыми, с примесью песка, иногда комковатыми. Степень сцементированности пород увеличивается вниз по разрезу от слабосцементированных и рыхлых до крепкосцементированных. Толщина покурской свиты составляет 908÷1091 м.

Кузнецовская свита (возраст позднемеловой, туронский) сложена морскими глинами темно-серыми, иногда зеленоватыми, слюдистыми, однородными, некрепкими, слабоалевритовыми, иногда с прослоями светло-серого песчаника, с включениями обугленного растительного детрита и отпечатками фауны. Толщина свиты от 5 до 28 м.

Березовская свита (возраст позднемеловой, коньяк-сантон-кампанский) подразделяется на две подсвиты: нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю - преимущественно глинистую. Общая толщина свиты составляет 124÷242 м.

Ганькинская свита (возраст позднемеловой, маастрихт-датский) представлена морскими глинами серого цвета, алевритистыми, известковистыми, с тонкими прослоями глинистых мергелей и слабосцементированных алевролитов. В породах встречаются редкие зерна глауконита, обугленный детрит, конкреции сидерита, пиритизированные остатки водорослей. Толщина свиты 157÷254 м.

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. В составе палеоцена выделяется талицкая свита; в составе эоцена+олигоцена - люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская.

Талицкая свита (палеоценового возраста) сложена в нижней части глинами темно-серыми, алевритистыми, плотными, жирными; в верхней части разрез более песчанистый присутствуют тонкие примеси кварцево-глауконитового алеврита. Толщина свиты 79÷152 м.

Люлинворская свита (ранне- и среднеэоценового возраста) сложена глинами зеленовато- и желтовато-серыми, хорошо отмученными, с гнездами глауконита, участками опоковидными, с прослойками алеврита. Толщина свиты 157÷265 м.

Тавдинская свита (позднеэоценового и раннеолигоценового возраста) сложена в нижней части глинами глинами серовато-зелеными, а в верхней части - зеленовато-серыми, вязкими, листоватыми, алевритистыми, с линзами глинистого сидерита и известняка. Толщина свиты ~120÷180 м.

Атлымская свита (раннеолигоценового возраста) литологически сложена песками серыми, почти белыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, слюдистыми, с редкими прослоями алевритов и глин. Встречаются прослои бурых углей, растительный детрит. Толщина свиты 75÷80 м.

Отложения новомихайловской свиты (позднеолигоценового возраста) представлены неравномерным чередованием глин серых и буровато-серых, песчанистых, плитчатых, равномернослоистых, а также песков серых и светло-серых, мелкозернистых, кварцевых, глинистых. Встречаются включения растительных остатков, обломков древесины и прослоев бурого угля. Толщина свиты до 100 м.

Туртасская свита (позднеолигоценового возраста) представлена толщей глин и глинистых алевритов зеленовато-серых с редкими маломощными прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты около 50 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы залегают несогласно на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены, в основном, песками, глинами, супесями, суглинками, содержат включения гальки, гравия, валунов. Пески полевошпатово-кварцевые, разнозернистые от тонко- до крупнозернистых, слабоглинистые и глинистые. Толщина четвертичных отложений предположительно составляет 50÷100 м.

2.2 Особенности тектонического развития района

Согласно "Тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы", составленной в 1990г. институтом ЗапСибНИГНИ под редакцией В.С.Бочкарева, масштаба 1:1000000 (рисунок 2.1.4), Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение находится на территории южной части субрегиональной структуры - Ямало-Тазовской мегасинеклизы (В), которая, в свою очередь, осложнена надпорядковой структурой - Надым-Тазовской синеклизой (В₁).

Южный борт Надым-Тазовской синеклизы осложняет Варьеганско-Пурпейская зона линейных структур (антиклинальная зона) (В₁^В). В состав ее, наряду с другими положительными структурами, входят: Вэнгапурский крупный вал (LVII), непосредственно к которому и приурочена исследуемая площадь и Варьеганский крупный вал (LX), находящийся юго-восточнее. Эти объекты имеют меридиональное простирание.

Вэнгапурский крупный вал отделен от Варьеганского вала Новоаганским (CXLIV) крупным прогибом. С запада Вэнгапурский крупный вал ограничен Апакопурским крупным прогибом (LXXI), с северо-востока и юго-востока - Восточно-Пурпейским крупным прогибом (LVIII) и Етыяхинской котловиной (LXI), входящих в состав Восточно-Варьеганско-Пурского пояса мегапрогибов (В₁^Г). С юго-запада Вэнгапурский крупный вал граничит с Северо-Нижневартовской моноклиналью (CCXXXVI) - осложнением Хантейского свода (Б₂^А).

Вэнгапурский крупный вал имеет довольно сложное строение, осложнен средними структурами II порядка: Вэнгапурским малым валом (в центральной части), Вэнга-яхинским малым валом (на севере), Манайским малым прогибом (1190) и Сардаковско-Западно-Варьеганским структурным мысом (1018+1020) в своей южной части.

Вэнгапурский малый вал (208), занимающий центральную часть площади отчетных работ, осложнен структурой III порядка - Вэнгапурским крупным куполом (781), а также более мелкими структурами - Восточно-Вэнгапурским (1538), Южно-Вэнгапурским II (1539), и Селивоникским (1635) локальными поднятиями. В составе Вэнгаяхинского малого вала (209) выделяются две крупных структуры III порядка: Вэнгапякутинский крупный купол (884) и Вэнгаяхинская крупная брахиантиклиналь (782).

Сардаковско-Западно-Варьеганский структурный мыс (1018+1020) простирается южнее Вэнгапурского малого вала. В рамку отчетных работ попадает лишь северная часть мыса, осложненная двумя локальными поднятиями: Южно-Вэнгапурским I и Валюнинским.

Тектонические нарушения Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур можно подразделить на несколько возрастных групп по приуроченности к структурным этажам: разрывы в домезозойском основании и малоамплитудные нарушения мезокайнозойского чехла. В верхнем структурном этаже преобладают малоамплитудные сбросы и флексуро-сбросы, а также сбросы, парагенетически связанные со складкообразованием.

Рис. 2.2. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

Условные обозначения к рисунку 2.2.

 

2.3 Нефтегазоносность

В нефтегазоносном отношении исследуемая площадь расположена в пределах Вынгапуровского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Вынгапуровский участок работ характеризуется широким стратиграфическим диапазоном распространения залежей нефти и газа. Этаж нефтегазоносности охватывает толщу осадочных пород платформенного мезозойского чехла от среднеюрского до верхнемелового возраста и составляет около 2000 м. В его составе можно выделить три нефтегазоносных комплекса (НГК): средне-верхнеюрский, неокомский и апт-сеноманский. Результаты сейсморазведочных работ в комплексе с данными разведочного и эксплуатационного бурения свидетельствуют о сложном строении продуктивных пластов юры и нижнего мела.

На сегодняшний день на балансе Вынгапуровского месторождения числятся залежи следующих продуктивных пластов:

меловые отложения - ПК₂₁, ПК₂₂¹, ПК₂₂², ПК₂₂³, АВ₂¹, АВ₅¹, АВ₇², АВ₁₁², БВ₂⁰, БВ₂², БВ₅⁰, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₇³, БВ₈, БВ₈¹, Ач₁, Ач₂, Ач₃;

юрские отложения - ЮВ₁(восток), ЮВ₁(запад), ЮВ₁¹(р-он 318ПО), ЮВ₁¹(р-он 417ПО), ЮВ₁¹(р-он 501ПО), ЮВ₁¹(р-он 503Р), ЮВ₁¹(р-он 504ПО), ЮВ₁¹(р-он 505ПО), ЮВ₁¹(р-он 5186), ЮВ₁¹(р-он 249Р), ЮВ₁¹(р-он 300Р), ЮВ₁^1-2(р-он 131Р), ЮВ₁²(р-он 417ПО), ЮВ₁²(р-он 115^б), ЮВ₁^2-1(р-он 113Р), ЮВ₂(р-он 114Р), ЮВ₂(Тюм. свита).

В пределах Вынгапуровского месторождения выделено 58 установленных и оконтуренных залежей углеводородов, в том числе - 4 залежи свободного газа - ПК₂₂¹, АВ₇², АВ₁₁², Ач₂. Основными и наиболее крупными объектами разработки в пределах всей площади являются залежи пластов БВ₆, БB₈, ЮВ₁.

Горизонт БВ₈ является крупнейшим объектом по начальным геологическим запасам (64% от НБЗ месторождения в целом) и основным объектом разработки.

Согласно имеющимся данным, песчаные тела в объеме горизонта БВ₈ характеризуются линзовидным распространением пород-коллекторов. Об этом свидетельствуют факты отсутствия коллекторов между основной залежью и северо-западным участком в районе разведочных скважин, а также существенного снижения нефтенасыщенных толщин, значений нефтенасыщенности и роста расчлененности горизонта в западном направлении.

Толщины преимущественно глинистых отложений в интервале между кровлями пластов БВ₈ и БВ₆ по площади изменяются от 70 до 150 м с тенденцией увеличения в западном и северо-западном направлениях.[1]

В результате анализа продуктивного горизонта БВ₈ была установлена зона развития максимальных толщин, приуроченная к центральной (осевой) части развития системы песчаных тел. В этой зоне находятся скважины с максимальными эффективными и нефтенасыщенными толщинами.

Основная залежь пласта БВ₈

Основная залежь содержит 61% балансовых запасов нефти месторождения.

Залежь имеет форму клина, расширяющегося на севере до 25 км и сужающегося на юге до 10 км, абсолютные отметки залегания находятся в пределах 2460 - 2940 м.

Пласт БВ₈ замещен с севера, запада и юга непроницаемыми породами и литологически сложен резко дифференцированными песчано-глинистыми отложениями, обусловившими геологическую неоднородность и невыдержанность коллекторов, как по площади, так и по разрезу. В целом основная залежь пласта БВ₈ по насыщению УВ является нефтяной с небольшой газоконденсатной шапкой, по типу - литологической, ограниченной со всех сторон зонами замещения и выклинивания коллекторов.

Пласт в пределах залежи по мощности не выдержан и меняется в диапазоне  0,8-50 м при среднем значении 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина находится в пределах 0,8-28,7 м среднее значение - 7,2 м. Среднее значение газонасыщенной толщины составляет 0,5 и меняется в пределах 0,8-3,8 м. Параметры геологической неоднородности: песчанистость - 0,53, расчлененность - 6. (таблица 2.3.1)

Газоконденсатная шапка выявлена в наиболее гипсометрически высокой части литологической ловушки пласта БВ₈. Размеры 12×3-4,5 км, высота до 50 м. Положение ГНК определено на а.о. -2520 м. [1]

Таблица 2.3.1. Характеристика толщин. Пласт БВ₈^осн

Параметр	Показатели	Пласт в целом
	Среднее значение, м	27,6
Общая толщина	Коэффициент вариации, д. ед.	0,55
	Интервал изменения, м	0,8 - 49,8
Эффективная	Среднее значение, м	7,2
нефтенасыщенная	Коэффициент вариации, д. ед.	0,43
толщина	Интервал изменения, м	0,8 - 28,7
Эффективная	Среднее значение, м	0,5
газонасыщенная	Коэффициент вариации, д. ед.	0,27
толщина	Интервал изменения, м	0,8 - 3,8
Коэффициент	Среднее значение, д. ед	0,53
песчанистости	Коэффициент вариации, д.ед	0,36
	Интервал изменения, д. ед	0,13 - 1,0
Коэффициент	Среднее значение	6
расчлененности	Коэффициент вариации, д.ед	0,42
	Интервал изменения	1,0 - 12,0

Коллекторские прослои выдержаны в приосевой части газоконденсатной шапки, имеют наибольшие эффективные толщины (8 - 12 м) при незначительной расчлененности (2 - 4) и повышенной песчанистости (до 0,84). По ГИС коэффициент пористости состав-ляет 18%, нефтегазонасыщенности - 62,7 - 68,5%. Газонасыщенные толщины изменяется от 0 м в зонах литологического экранирования до 16,3 м в осевой части залежи.

Общая длина залежи с севера на юг - 54 км, ширина 14 - 21 км и высота - 280 м.

При общей толщине пласта от 40 до 54 м и средней - 44 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 30,8 м, среднее значение - 5,5 м.

По ГИС средние значения пористости изменяются от 12,3 до 23,6%, нефтенасыщенности - от 29% до 86%.

По скважинам средние значения показателей неоднородности изменяются в диапазоне: песчанистость - от 0,07 до 0,79 при среднем значении 0,53, расчлененность - от 1,0 до 40 при среднем значении - 6 и со средней толщиной прослоя коллектора до 1,1 м.

Начальные геологические запасы нефти основной залежи пласта БВ₈ относятся к категориям В, С₁ и С₂, запасы газа газовой шапки и конденсата - к категории С₂.

Основная залежь горизонта БВ₈ делится на две разновеликие площади - собственно основную (на северо-восточном погружении структуры) и северо-западную.

Обзорная геолого-физическая характеристика пластов Вынгапуровсого месторождения представлена в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2 Геолого-физическая характеристика пластов Вынгапуровского месторождения

 

2.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Пласт БВ₈ (основной)

Залежь пласта БВ₈ Вынгапуровского месторождения наиболее полно исследована пробами пластовых флюидов.

Результаты анализа поверхностных проб нефти

Физико-химическая характеристика разгазированной нефти изучена по 126 пробам, отобранных с устья скважин и полученных в результате разгазирования глубинных проб. Результаты физико-химических анализов этих проб представлены в таблице 2.4.1.

По осреднённым данным физико-химические свойства нефти характеризуются следующими значениями. Плотность при стандартных условиях составляет 833 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 ⁰С равна 7,15 мм²/с, а при 50 ⁰С - 3,33 мм²/с.

Таблица 2.4.1 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти. Пласт БВ₈

Наименование параметра		Пласт БВ8
		количество исследованных		Диапазон изменения	среднее
		скважин	проб
Плотность при 20 0С , кг/м3		107	126	771 - 868	833
Вязкость динамическая, мПа*с
при 20 0С		107	126	0,96 - 20,55	5,96
50 0С		107	126	0,63 - 6,73	2,74
Вязкость кинематическая, мм2/c
при 20 0С		107	126	1,24 - 23,67	7,15
50 0С		107	126	0,89 - 7,83	3,33
Молярная масса, г/моль		107	126	127-280	191
Температура застывания нефти, 0С		107	126	0 - 25	5
Массовое содержание, %	Серы	107	126	0,02 - 0,8	0,26
	Смол силикагелевых	107	126	1,011 - 11,26	5,10
	Асфальтенов	107	126	0,06 - 3,11	0,62
	Парафинов	107	126	0,06 - 10,51	3,78
	Воды	107	126	0-4,30	0,2
	Мех. Примесей	107	126	-	-
Солей, мг/л		107	126	0-97	26,43
Температура плавления парафина, 0С		107	126	27 - 65	54
Температура начала кипения, 0С		107	126	36 - 120	66
Объёмный выход фракций, %	до 100 0С	107	126	1 - 56	7
	до 150 0С	107	126	2 - 71	19
	до 200 0С	107	126	12 - 80	30
	до 250 0С	107	126	18 - 85	41
	до 300 0С	107	126	27 - 93	53
	остаток	107	126	8 - 74	47
Классификация нефти		1.1.1.1 ГОСТ Р 51858-2002

Соответствующие величины динамической вязкости имеют значения 5,96 мПа*с и 2,74 мПа*с. Содержание серы равно 0,26 % мас., парафинов - 3,78 % мас., смол силикагелевых - 5,10 % мас., асфальтенов - 0,62 % мас. Выход легких фракций до 300 ⁰C - 53 % об.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу 1 (лёгкая), по массовой доле серы - к классу 1 (малосернистая). Шифр классификации нефти - 1.1.1.1 ГОСТ Р 51858-2002. [1]

Результаты анализа глубинных проб нефти

Результаты лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти представлены в таблице 2.4.2.

Таблица 2.4.2. Свойства пластовой нефти. Пласт БВ₈

Наименование параметра	Пласт БВ8
	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Пластовое давление, МПа	74		18,9-28,9	28
Пластовая температура, ºС	74		79-95	87
Давление насыщения газом при пластовой температуре, МПа	74	104	7 - 27	14,5
Газосодержание при однократном разгазировании	74	104	79 - 365	184
Объёмный коэффициент при однократном разгазировании, д.е.	74	104	1,189 - 1,980	1,492
Суммарное газосодержание при ступенчатом разгазировании, м3/т	64	85	63 - 305	154
Объёмный коэффициент при ступенчатом разгазировании , д.е.	64	85	1,147 - 1,668	1,402
Плотность нефти при пластовых условиях, кг/м3	74	104	608 - 764	695
Плотность разгазированной нефти при однократном разгазировании, кг/м3	64	823-850	834
Плотность разгазированной нефти при стандартных условиях по данным ступенчатой сепарации, кг/м3	64	85	803 - 839	822
Динамическая вязкость нефти при пластовых условиях, мПа*с	64	86	0,27 - 1,60	0,64
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	74	80	1,46-28,89	20,3
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	74 64	80 72	0,951-1,678 0,700-1,616	1,318 1,123
Коэффициент растворимости газа в нефти по данным дифференциального разгазирования по ступеням промысловой сепарации, м3/(м3*МПа)	64	86	4,47 - 13,4	8,7

Таблица 2.4.3 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти (% мол.)

Наименование параметра	Пласт БВ8
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Двуокись углерода	0,08	-	0,07	-	0,04
Азот+редкие	0,88	-	1,04	-	0,50
в т.ч. гелий	н/обн	н/обн	н/обн	н/обн	н/обн
метан	54,07	0,12	62,41	0,05	31,08
этан	9,54	0,23	10,76	0,40	5,61
пропан	15,70	1,54	15,21	3,75	9,63
изобутан	4,47	1,08	3,15	2,77	2,99
н. бутан	7,62	2,79	4,84	6,06	5,57
изопентан	2,29	2,05	0,98	3,29	2,24
н. пентан	2,30	2,90	0,93	4,01	2,63
гексаны + высшие	3,07	89,30	0,62	79,67	39,71
Молекулярная масса	31,7	191	27,0	180	97
Плотность газа, кг/м3	1,318		1,123
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,094		0,932
Плотность нефти		834		822	695

 

2.5 Запасы углеводородов

Запасы нефти и растворенного газа Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения впервые были утверждены в ГКЗ СССР в 1981 году (протокол № 8907 от 21.12.1981 г.) и составили:

нефть (баланс./извл.), тыс. т. категория С₁ - 218952 / 76546

категория С₂ - 45033 / 13477

растворенный газ, млн м³ категория С₁ - 110910

категория С₂ - 1423

Подсчет запасов произведен по результатам бурения 16 поисковых и 50 разведочных скважин. Подсчетными объектами являлись пласты БВ₆ и БВ_8-9 мегионской свиты нижнего мела. Запасы нефти приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.1. Запасы нефти Вынгапуровского месторождения,  впервые утвержденные ГКЗ СССР (протокол № 8907 от 21.12.1981 г.)

Пласт	Балансовые запасы нефти, тыс. т		КИН, д.ед, (нз/внз),	Извлекаемые запасы нефти, тыс.т	КИН, д.ед. (нз/внз),	Извлекаемые запасы нефти, тыс. т
	категория запасов
	С1	С2	С1		С2
БВ6	25507	26543	0,3/0,26	7559	0,3/0,26	7708
БВ8осн	161464	11636	0,37	59742	0,35	4073
БВ81	30412	-	0,3/0,21	8896	-	-
БВ82	-	4276	-	-	0,3-0,21	1137
БВ9 (р-он скв. 39Р)	-	2247	-	-	0,23-0,13	491
БВ9 (р-он скв. 73Р)	1569	331	0,23/0,13	349	0,23-0,13	68
Итого:	218952	45033	-	76546	-	13477

Запасы газовой залежи в сеноманских отложениях, открытой в 1968 г., утверждены ГКЗ СССР в 1987 г. (протокол № 10260) по категориям В+С₁ в количестве 271,2 млрд.м³.

В 1993 году по Вынгапуровскому месторождению в ГКЗ СССР (протокол № 127 от 05.02.1993 г.) был утвержден подсчет запасов по данным 16 поисковых, 94 разведочных скважин и 1226 эксплуатационных скважин.

Подсчетными объектами являлись пласты в отложениях нижнего мела и верхней юры, а именно: БВ₅, БВ₆ и БВ₇, БВ₈(осн.), БВ₈³ (запад), БВ₈¹, ЮВ₁ (запад), ЮВ₁ (восток) ЮВ₂. Утверждены начальные запасы нефти и растворенного газа, газа газовой шапки и конденсата:

нефть (баланс./извл.), тыс. т. категория В+С₁ - 268003/ 71320

категория С₂ - 80506/ 23169

конденсат (баланс./извл.), тыс.т категория С₂ - 947/ 720

растворенный газ, млн м³ категория В+С₁ - 10951

категория С₂ - 3977

газ газовой шапки, млн м³ категория С₂ - 2046

Состояние запасов нефти и состояние запасов растворенного газа по состоянию на 01.01.2013 г. представлены в таблицах 2.5.2 и 2.5.3. [2]

Таблица 2.5.2 Состояние запасов нефти на 01.01.2013 г. Вынгапуровское месторождение

Таблица 2.5.3 Состояние запасов растворенного газа на 01.01.2011 г. Вынгапуровское месторождение

Оперативные начальные геологические запасы нефти и растворенного газа Вынга-пуровского месторождения, стоящие на государственном балансе по состоянию на 01.01.2013 г., использованы при создании "Дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения" составляют:

нефть (баланс./извл., тыс. т.):                 по категории В+С₁           - 416008/ 113057

в т. ч. по ХМАО - 144103/39546

по ЯНАО   - 271905/73511

по категории С₂  - 137088/ 36759

в т. ч. по ХМАО          - 31983/8293

по ЯНАО   - 105105/28466

растворенный газ (баланс./извл., млн м)³: по категории В+С₁ - 67646/19190

в т. ч. по ХМАО - 25976/7496

по ЯНАО   - 41670/11694

по категории С₂  - 21077/6475

в т.ч. по ХМАО  - 6144/2179

по ЯНАО   - 14933/4296

 

3. Характеристика текущего состояния разработки месторождения

 

3.1 Состояние реализации проектного фонда скважин

В соответствии с "Дополнением к технологической схеме разработки…" по принятому варианту на Вынгапуровском месторождении проектный фонд составляет 2474 скважины (запасы категории В+С₁), в том числе 1792 добывающих, 669 нагнетательных и 13 водозаборных (из них 173 - контрольно-пьезометрические, 69 - ликвидированные). По состоянию на 1.01.2011 г. проектный фонд реализован на 79,5 %. Фонд для бурения - 508 скважин, в том числе 317 добывающих и 191 нагнетательная. Динамика разбуривания месторождения с начала разработки представлена на рисунке 3.

Рис. 3.1.1 Динамика разбуривания скважин на Вынгапуровском месторождении

По состоянию на 01.01.2011 года фактический фонд Вынгапуровского месторождения составляет 1967 скважин, в том числе: добывающих - 1475 скважин (из них 259 - контрольно-пьезометрические и 72 - ликвидированные), нагнетательных - 478 скважин (из них 18 - контрольно-пьезометрические и 11 - ликвидированные), водозаборных - 14 скважин.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин насчитывает 787 скважин, в том числе действующих - 705, бездействующих - 77, в освоении - 5, остальные скважины относятся к неэксплуатационному фонду. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 385 скважин, в том числе закачка воды ведется в 263 скважины, 112 скважин находятся в бездействии, 10 скважин - в освоении, остальные скважины относятся к неэксплуатационному фонду.

Неэксплуатационный фонд, куда выбыли скважины по причине выработки запасов углеводородов, достижения предельной обводнённости продукции или отсутствия рента-бельного дебита по жидкости, в целом по месторождению составил 781 скважину (39,7 % всего фонда), из них в консервации - 419 скважин, в контрольном и пьезометрическом фонде - 277 скважин, в ликвидации и ожидании ликвидации - 85 скважин.

В целом по месторождению число действующих добывающих скважин составляет 89,6 % эксплуатационного фонда. По фонду нагнетательных скважин этот показатель ниже и составляет 68,3 %.

В бездействующем фонде числится 9,8 % добывающих скважин и 29,1 % нагнетательных скважин. Остановка нагнетательных скважин обусловлена как выбытием большого числа добывающих скважин, так и необходимостью снижения объемов закачиваемой воды по основному объекту разработки БВ₈ (83,0 % от всех скважин, находящихся в бездействии нагнетательного фонда) с целью перераспределения пластового давления по блокам. Характеристика фонда скважин месторождения приведена на рисунке 4.

По состоянию на 1.01.2013 г. коэффициент использования эксплуатационного фонда составляет: добывающего - 0,849, нагнетательного - 0,706. Фактические коэффициенты эксплуатации добывающего и нагнетательного фонда скважин равны 0,957 и 0,975, соответственно.

Эксплуатационные объекты месторождения различаются сложностью строения, физическими и термобарическими характеристиками пластов-коллекторов, объемами начальных извлекаемых запасов нефти категории А+В+С₁. В соответствие с промышленной значимостью объектов сложилась следующая структура эксплуатационного фонда месторождения:

·        на объектах ПК₂₁ и ПК₂₂³ в эксплуатационном фонде находятся по две добывающие скважины, что составляет по 0,2 % от фонда месторождения;

·        на объекте БВ₂ - 39 скважин (в т.ч. 26 добывающих, 13 нагнетательных) или 3,3 % от фонда месторождения;

·        на объекте БВ₅ - 37 скважин (в т.ч. 25 добывающих, 12 нагнетательных) или 3,2 % от фонда месторождения;

·        на объекте БВ₆ - 27 скважин (в т.ч. 19 добывающих, 8 нагнетательных) или 2,3 % от фонда месторождения;

·        максимальный эксплуатационный фонд скважин принадлежит объекту БВ₈ - 982 ед. (в т.ч. 661 добывающая, 321 нагнетательная) или 83,8% от фонда месторождения,

·        на объекте БВ₈¹ - 43 скважины (в т.ч. 27 добывающих, 16 нагнетательных) или 3,7 % от фонда месторождения;

·        на объекте ЮВ₁ - 56 скважин (в т.ч. 36 добывающих, 20 нагнетательных) или 4,8 % от фонда месторождения.

По состоянию на 1.01.2011 г. действующий фонд добывающих скважин ниже проектного значения на 70 ед. (факт - 705, проект - 775). Действующий фонд нагнетательных скважин отстает от проекта на 25 ед. (факт - 263, проект - 288).

На рисунке 3.1.3. отражено распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин по состоянию на 1.01.2011 г.

 

3.2 Основные технологические показатели разработки месторождения

Вынгапуровское месторождение введено в разработку в 1982 г.

Показатели разработки месторождения в целом характеризуются нарастающей динамикой, обусловленной освоением новых площадей продуктивных залежей.

По состоянию на 01.01.2011г. начальные запасы нефти по месторождению оценены в объеме: по категории А+В+С₁: геологические - 416,0 млн.т, извлекаемые - 113,1 млн.т, КИН составляет 0,271 д.ед. Запасы нефти категории С₂ составляют: геологические - 137,1 млн.т, извлекаемые - 36,8 млн.т, КИН равен 0,268 д.ед.

Технологические показатели разработки месторождения приведены в таблице 3.2.1 и показаны на рисунке 3.2.2. и характеризуются следующими особенностями.

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по месторождению добыто 65,5 млн.т. нефти и 133,6 млн.т. жидкости. В пласты закачано 209,7 млн.м³ воды. Текущий КИН составил 0,157; отбор от НИЗ - 58,0 %.

В отчетном 2012 г. на месторождении было добыто 3,8 млн.т нефти и 12,7 млн.т жидкости, в объекты закачано - 17,2 млн.м³ воды. Дебиты скважин действующего фонда составили: по нефти - 15,2 т/сут (в 2011г.- 14,1 т/сут); по жидкости - 51,3 т/сут (в 2011 г. -48,7 т/сут). Приемистость нагнетательных скважин - 175,6 м³/сут. Обводненность добывающего фонда - 70,4 %. Накопленный ВНФ - 1,04, текущий - 2,38. Остаточные извлекаемые запасы по категории В+С₁ оцениваются в 47,5 млн. т, кратность запасов - 13 лет.

В настоящее время добыча нефти на месторождении ведется механизированным способом установками ЭЦН. К концу 2010 г. из 705 действующих добывающих скважин 668 оборудованы электроцентробежными насосами.

В целом, за историю разработки месторождения фонтанным способом эксплуатации добыто 27,8 млн.т нефти (42,5 %), штанговыми насосами - 2,2 млн.т нефти (3,4 %), электроцентробежными насосами - 33,7 млн.т нефти (51,5 %) и 1,7 млн.т нефти (2,6 %) добыто с помощью ПЛЖ, ВСГ, ГИН, ГПН

В 2012 г. 3137,9 тыс.т нефти (83,6 %) добыто скважинами, оборудованными ЭЦН и 3,3 тыс.т (0,1 %) добычи приходится на фонд, оборудованный ШГН (рис. 3.2.2.).

Фактический средний дебит нефти последние 5 лет держится на уровне 13,4 - 16,9 т/сут, составляя на 01.01.2011 г. 15,2 т/сут, что выше проектного значения на 9,4 % (13,9 т/сут). Средний дебит жидкости составляет 51,3 т/сут, что также выше проектной величины (48,0 т/сут). Фактическая обводненность продукции на уровне проектной - 70,4 % (по проекту - 71,0 %).

Таблица 3.2.1 Основные технологические показатели разработки Вынгапуровского месторождения

Рис. 3.2.2. Количественное и процентное распределение накопленной добычи по способам эксплуатации с начала разработки и за 2011 г.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2010 г. и составил 3,8 млн.т при действующем добывающем фонде 705 ед. Максимальные темпы отбора нефти по месторождению 3,0 - 3,3 % от НИЗ отмечались в период 2007 - 2010 гг.

Мероприятия по оптимизации системы воздействия начались в 1984 г., закачка осуществлялась в объект БВ₈, в 1989 г. к системе ППД подключены объекты БВ₈¹ и БВ₆. В 2012 г. вода закачивалась в объекты БВ₂, БВ₅, БВ₆, БВ₈, БВ₈¹,).

Всего с начала разработки по состоянию на 01.01.2011 г. закачано 209,7 млн.м³. В 2010 г. уровень закачки воды практически равен проектному значению, составляя 17,2 млн.м³ (проект - 17,6 млн.м³). Текущая компенсация отборов составила 108,6 %, накопленная - 110,5 %.

Основным объектом разработки на месторождении является продуктивный пласт БВ₈, на который приходится 73,7 % запасов нефти (по катекории В+С₁) и 72,1 % годовой добычи от всего месторождения.

Начальные запасы нефти категории В+С₁ объекта_, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2011 г. составляют: балансовые - 306553 тыс.т, извлекаемые - 79701 тыс.т при КИН - 0,260. По категории С₂ балансовые запасы составляют 31042 тыс.т, извлекаемые - 9674 тыс.т при КИН - 0,260.

На объекте БВ₈ реализованы четыре системы разработки: в центральной и южной части объект разрабатывается по площадной девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв, с уплотнением до 12,5 га/скв.; на севере внедрена трехрядная система с плотностью сетки 21,6 га/скв.; в юго-западной и юго-восточной части залежи - семиточечная система плотностью 31,2 - 48,9 га/скв.; на северо-западе - очагово-избирательная система по сетке 21,6 га/скв с уплотнением до 12,5 га/скв.

По состоянию на 01.01.2013 г. на балансе объекта числятся 1577 скважин. Действующий добывающий фонд состоит из 595 скважин, 31 из них - фонтанная, 564 скважины эксплуатируются ЭЦН. В бездействии находятся 62 скважины, в освоении после бурения - 4 скважины, в консервации - 270, в ожидании ликвидации - две скважины, в ликвидации - 49 скважин.

За всю историю разработки в добыче нефти на объекте участвовало 1524 скважины, закачка воды осуществлялась в 441 нагнетательную скважину.

В настоящее время закачка воды ведётся в 221 скважину, 93 нагнетательные скважины находятся в бездействии, в освоении - 7 скважин, в консервации - 46 скважин, в ликвидации - 10 скважин. В категории контрольных и пьезометрических числятся 218 скважин.

Число действующих добывающих скважин составляет 50,2 % фонда. По фонду нагнетательных скважин этот показатель составляет 56,4 %. В бездействующем фонде числится 5,2 % добывающих и 23,7 % нагнетательных скважин. Распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин объекта по категориям на 01.01.2013 г. представлено на рисунке 3.2.3.

Рис. 3.2.3. Распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин по категориям на 01.01.2013 г. Объект БВ₈

Таблица 3.2.1 Средние показатели дебита нефти и обводненности по диапазонам обводненности и интервалам дебита. Объект БВ₈

Малодебитный фонд. В этой группе скважины эксплуатируются с дебитами нефти, не превышающими 5 т/сут. В данной группе числятся 173 скважины со средним дебитом нефти 2,8 т/сут и средней обводненностью 94,6 %, в т.ч. с дебитом нефти менее 1,0 т/сут - 22 скважины со средним дебитом нефти 0,4 т/сут и средней обводненностью 99,5 %.

Среднедебитный фонд. В данной группе скважины эксплуатируются с дебитом нефти, лежащим в интервале 5 - 50 т/сут. Число таких скважин - 413 ед. с дебитом 14,6 т/сут и водосодержанием 67,7 %, из них с дебитом нефти от 5 до 10 т/сут работает 26,9 % или 151 скв. (средняя обводненность 81,4 %), с дебитом от 10 до 20 т/сут работает 27,4 % или 163 скв. (средняя обводненность 66,9 %), от 20 до 50 т/сут работает 15,1 % или 90 скв. (средняя обводненность 52,3 %).

Высокодебитный фонд. В этой группе, скважины эксплуатируются с дебитом нефти более 50 т/сут. Количество высокодебитных скважин - 9 единиц (или 1,5 %) со средней обводненностью 22,0 %.

Все действующие добывающие скважины работают с присутствием воды в добываемой продукции. С обводненностью до 20 % работает 13,4 % действующего фонда скважин (80 скв. со средним дебитом нефти 22,4 т/сут и средней обводненностью 10,6 %); с обводненностью от 20 % до 60 % работает 28,2 % действующего фонда скважин (168 скв. со средним дебитом нефти 17,7 т/сут и средней обводненностью 40,5 %); от 60 % до 90 % работает 36,5 % действующего фонда скважин (217 скв. со средним дебитом нефти 9,5 т/сут и средней обводненностью 78,9 %); от 90 % до 94 % работает 6,7 % действующего фонда скважин (40 скв. со средним дебитом нефти 4,6 т/сут и средней обводненностью 91,9 %);с обводненностью от 94 % до 98 % работает 10,3 % действующего фонда скважин (61 скв. со средним дебитом нефти 4,1 т/сут и средней обводненностью 96,0 %); и с обводненностью более 98 % работает 4,9 % действующего фонда скважин (29 скв. со средним дебитом нефти 1,0 т/сут и средней обводненностью 99,0 %).

Максимальные уровни добычи нефти 2890,7 тыс.т были достигнуты в 1989 г. (в 2009 г. добыча нефти близка к максимуму - 2890,1 тыс.т) и максимальные уровни добычи жидкости достигнуты в 2008 г. - 9870,4 тыс.т.

Динамика показателей разработки объекта БВ₈ приведена на рисунке 3.2.6. Как видно, начиная с 1999 г., уровни добычи нефти после периода длительного падения начинают расти, достигая 2542,8 тыс.т в 2002 г., затем снижаются до 2244,4 тыс.т в 2004 г., после чего вновь возрастают до 2890,1 тыс.т в 2009 г. В 2012 году добыча нефти по объекту снизилась на 6,3 %, при этом падение добычи по переходящим скважинам осталось на уровне предыдущего года (-21,5 %).

С начала разработки по объекту БВ₈ добыто 55977,7 тыс.т нефти, что составило 70,2 % от НИЗ категории В+С₁ при достижении текущего КИН - 0,183 (проектный КИН - 0,260). На объект БВ₈ приходится 85,4 % от общей накопленной добычи по месторождению. Накопленная добыча жидкости составила 108,3 млн.т, водонефтяной фактор - 0,93. В объект закачано 179,7 млн.м³ воды. Накопленный отбор жидкости компенсирован закачкой на 116,0 %, текущий - на 128,9 %. На дату анализа средневзвешенное текущее пластовое давление по объекту составило 28,7 МПа, что на 0,7 МПа выше начального.

Рис. 3.2.6. Динамика основных показателей разработки объекта БВ₈

Запасы нефти вырабатываются фондом из 595 действующих добывающих и 221 нагнетательной скважиной. Текущая компенсация в 2010 г. составила 128,9 %, при этом накопленная компенсация отборов закачкой достигла 116 %.

Годовая добыча нефти в 2012 г. составила 2707,8 тыс.т (в т.ч. по ЯНАО - 1278,9 тыс.т, по ХМАО - 1428,9 тыс.т. По объекту БВ₈ имеется высокий потенциал запасов, которые необходимо продолжать вовлекать в разработку за счет бурения новых скважин. [1]

 

.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

Объект разработки БВ₈.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению проведено за последние пять лет и представлено в таблице 3.3.1.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объекту БВ₈ представлено в таблице 3.3.1 и на рисунке 3.3.1

Таким образом, можно отметить, что разработка месторождения ведется согласно проектному документу. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом за анализируемый период (2006 - 2010 гг.) показывает, что проектные уровни добычи нефти были достигнуты только в 2009 - 2010 гг. Отклонение составляло от -2,3 % в 2007 г. до -11,9 % в 2006 г. В 2009 г. сверх проектного уровня добыто 33,5 тыс.т нефти, превышение составило около 1,0 %, в 2010 г. - 117,3 тыс.т или 3,2 %. Основным фактором недостижения проектных показателей в 2006 - 2008 гг. являлся непроектный фонд добывающих скважин и рост обводненности добываемой продукции. В последние годы недропользователь активно вводит в эксплуатацию скважины из неработающих категорий. В 2009 - 2010 гг. успешно выполняется программа геолого-технических мероприятий по таким видам как ГРП, бурение горизонтальных скважин, бурение боковых стволов, углубления скважин и ВП .[2]

Таблица 3.3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки объекта БВ₈

Рис.3.3.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки объекта Б

1.      Вынгапуровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1982 г. В настоящее время в разработке находятся восемь эксплуатационных объектов - ПК₂₁, ПК₂₂³, БВ₂, БВ₅, БВ₆, БВ₈, БВ₈¹, ЮВ₁. Объект ЮВ₂ находился в опытно-промышленной разработке с 1993 - 2002 гг., в настоящее время разработка объекта ЮВ₂ остановлена.

.        В настоящее время Вынгапуровское месторождение находится на II стадии разработки - этапе стабилизации добычи нефти. На месторождении реализованы следующие системы разработки:

·        объекты ПК₂₁, ПК₂₂³ эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме единичными скважинами.

·        объект БВ₂ является возвратным объектом и эксплуатируется скважинами, переведёнными с пласта БВ₆ по неравномерной сетке и внедрением приконтурного и очагового заводнения;

·        объект БВ₅ является возвратным объектом, разрабатывается скважинами по системе пласта БВ₆ с организацией очаговой системы заводнения;

·        объект БВ₆ разрабатывается по обращенной девятиточечной системе разработки с расстоянием между скважинами 500×500 м с организацией внутриконтурного и избирательного заводнения;

·        по объекту БВ₈ реализованы четыре основные системы разработки: в центре и юге залежи - девятиточечная площадная, на севере - блочная трехрядная, на юго-западе и юго-востоке - обращенная семиточечная, на северо-западе - очагово-избирательная;

·        по объекту БВ₈¹ реализована семиточечная обращенная система разработки с раз-мещением треугольной сетки скважин с плотностью 25 га/скв. (с уплотнением в центральной части залежи до 12,5 га/скв.) и организацией приконтурного заводнения;

·        разработка залежей объекта ЮВ₁ осуществляется по следующим системам: обращенная семиточечная система на базе треугольной сетки размещения скважин с расстояниями между ними 750×750 м - по залежам восточной, западной; На всех залежах объекта ЮВ₁ система ППД находится в состоянии формирования.

.        По месторождению в целом c начала разработки по состоянию на 01.01.2013 г. извлечено 65,5 млн.т нефти и 133,6 млн.т жидкости. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составил 58,0 %, текущий КИН - 0,157. Обводненность продукции - 70,4 %. Накопленный ВНФ составляет 1,04, текущий - 2,38.

.        Текущая реализация проектного эксплуатационного фонда составляет 79,5 % - 1967 ед. (проект - 2474 ед.). По состоянию на 01.01.2013 г. эксплуатационный фонд имеет следующую структуру: добывающий фонд - действующий 705 ед. (проект 775 ед.), бездействующий 77 ед.; нагнетательный фонд - действующий 263 ед. (проект 288 ед.), бездействующий - 112 ед. По добывающему фонду: К_исп = 0,849, К_эскпл = 0,957; по нагнетательному фонду: К_исп = 0,706, К_эскпл = 0,975.

.        По действующему фонду Вынгапуровского месторождения при общем количестве скважин 705 максимальное количество скважин 247 (35 %) относится к интервалу обводненности 60 - 90 %. По этим скважинам среднесуточный дебит по нефти составляет 9,4 т/сут, при средней обводненности 78,6 %;

.        В целом состояние месторождения в области отборов жидкости оценивается как удовлетворительное. Существующие подобъектные системы разработки в основном эффективны и позволяют наращивать уровни добычи нефти и отборы жидкости, достигнуть утвержденное значение КИН.

4. Техника и Технология добычи нефти

4.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования для добычи нефти

Действующий фонд нефтяных скважин эксплуатируется фонтанным способом и установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). В работе находятся 32 фонтанных скважин и 668 скважин, эксплуатируемых УЭЦН.

В режиме фонтанирования работают скважины, эксплуатирующие объекты БВ₈, БВ₆ и ЮВ₁. Параметры работы фонтанных скважин с разбивкой по интервалам дебитов приведены в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Параметры работы фонтанных скважин

Интервал дебитов, м³/сут	Средний дебит	Количество скважин	Обводненность, %	Рзаб, атм
до 20	15,0	10	24,5	86,9
20-50	36,7	11	25,2	118,3
50-100	65,7	7	51,6	191,4
100-150	124,8	4	5,0	126,7

На рисунке 4.4.1 приведен график с результатами расчета условий фонтанирования для усредненных параметров объекта БВ₈. Для используемой компоновки с НКТ-60 расчетный дебит составил 29,3 м³/сут, максимальный дебит достигается при использовании НКТ-48 и составляет 29,7 м³/сут. Однако ввиду несущественности увеличения дебита пересмотр и замена компоновок колонн насосно-компрессорных труб не рекомендуется.

Рис.4.1.1 . График с результатами расчета условий фонтанирования для усредненных параметров объекта БВ₈

Таблица 4.1.1 Средние показатели эксплуатации УЭЦН на Вынгапуровском месторождении

Параметры	Интервалы номинальных подач, м³/сут
	До 30	30 - 60	60 - 100	100 - 150	150 - 200	200 - 300	300 - 500	500 - 700	700 - 1000	1000 - 1500
БВ8											203	229	60	38	9	15
Hсп, м	2701	2683	2635	2727	2622	2476
Hд, м	1575	1558	1492	1565	1482	1280
Нпогр, м	1126	1125	1143	1161	1140	1195
Рзаб, атм	99	111	107	112	108	152
Qж, м3/сут	24	41	68	100	121	182
Сумм Qж, м³/сут	4935	9420	4110	3801	1093	2732
Кпод	1,07	0,89	0,87	0,82	0,70	0,85
Рзаб/Pнас	0,68	0,77	0,74	0,78	0,74	1,05

Большая часть фонда - 190 скважин, работает при отношении забойного давления к давлению насыщения от 0,6 до 0,8. В не рекомендуемом, но допустимом интервале от 0,4 до 0,6 (Р_заб/Р_нас) работает 172 скважины. С низким отношением Р_заб/Р_нас (менее 0,4) работают 80 скважин. С отношением забойного к давлению насыщения более 1,4 работают 30 скважин.

На рисунке 4.4.2 приведена динамика изменения МРП механизированного фонда скважин с 2005 по 2010 год. За этот период МРП увеличился с 189 до 362 суток, при этом количество ремонтов снизилось с 817 до 560 в год.

При проведении оптимизации и оценки новых целевых значений забойного давления необходимо учитывать, что при увеличении депрессии на пласт выделение свободного газа из нефти может начаться непосредственно в призабойной зоне пласта (ПЗП). Наличие свободного газа в ПЗП ухудшает фазовую проницаемость по нефти, приводит к нарушению термодинамического равновесия, что может стать причиной кристаллизации и выпадения парафина и солей, повышения вязкости нефти.

Рис. 4.1.2. Динамика МРП механизированного фонда скважин Вынгапуровского месторождения

Для механизированной эксплуатации возможно применение УЭЦН отечественного производства (ОАО "Алнас", ЗАО "Новомет", ОАО "Борец") или импортные REDA Pump Company, Centrilift. Из-за высокого содержания мехпримесей в добываемой продукции новых скважин рекомендуется применение УЭЦН, коррозионного (до 500 мг/л) и коррозионно-износостойкого исполнения (до 1000 мг/л). Для скважин, оборудованных УЭЦН, рекомендуется также применять устьевую арматуру АФК 1Э-65-140 (ГОСТ-13846-84) и насосно-компрессорные трубы диаметром 60 и 73 мм (ГОСТ 633-80).

Подбор УЭЦН к скважине - строго индивидуальная операция, требующая учета многих геолого-технологических факторов. В ходе подбора, определяется подача (суточный дебит) и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, механические примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.

Таблица 4.1.2 Таблица рекомендуемых забойных давлений для объектов эксплуатации Вынгапуровского месторождения

 

4.2 Обоснование технологий и агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления

Запасы нефти Вынгапуровского месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить необходимой эффективности выработки таких запасов.

Заводнение является широко применяемым, в большинстве случаев технологически эффективным, простым и экономичным способом воздействия на пласты и позволяет организовать систему ППД с приемлемыми капитальными затратами, утилизировать попутно добываемую воду. При проектировании разработки предполагается, что основным механизмом добычи нефти будет вытеснение нефти водой. Закачка воды должна обеспечить необходимые темпы извлечения нефти и достижение приемлемого коэффициента нефтеотдачи. [3]

В данное время на эксплуатируемых месторождениях Вынгапуровской группы основной объем закачиваемой воды формируется за счет подтоварной, а остальная часть объемов воды (опресненной) поступает с водозабора. Как показывает опыт эксплуатации, пресная поверхностная вода является наиболее надежным источником водоснабжения, исходя из этого, применение ее в качестве источника ППД было бы наиболее экономичным.

Во ВНИИнефть на уникальной американской установке фирмы "Corlab", моделирующей все основные пластовые условия (температуру, горное и пластовое давления, пластовые флюиды и т.д.) был выполнен комплекс исследований особенностей заводнения нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Получены следующие результаты:

•    фильтрация пресной воды ведет к необратимому снижению (до 60%) проницаемости пласта;

•        фильтрация пластовой минерализованной воды не снижает проницаемость коллекторов;

•        после прокачки пресной воды промывка пластовой водой только частично восстанавливает проницаемость породы.

С этой точки зрения для низкопроницаемых пластов Вынгапуровского месторождения предпочтительнее использование сначала пластовой сеноманской воды, затем подтоварной сточной воды.

На данной стадии разработки месторождения требованиям заводнения отвечают подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса, имеющие достаточную водообильность (дебиты скважин 1500 - 2500 тыс. м3/сут). Лабораторные исследования показали, что сеноманская и пластовая вода продуктивных пластов химически совместимы. При смешении этих вод не происходит осадкообразования, поэтому на начальном этапе заводнения пласта используются воды сеноманского комплекса, а по мере увеличения добычи попутной воды в балансе доля сеноманской воды снижается. [1]

Таким образом, в качестве основного агента воздействия для объектов разработки Вынгапуровского месторождения рекомендуется вода как апт-альб-сеноманского комплекса, так и подтоварная, очищенная до необходимых норм. Достоинствами заводнения водой в условиях Вынгапуровского месторождения является экономичность, наличие необходимых ресурсов воды, отработанность технологии.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 180°, изменяются по величине и направлению градиенты давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны. [10]

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополни-тельного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводне-ния и позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен для неоднородных пластов, что характерно для Вынгапуровского месторождения.

Горизонтальное бурение

Одним из наиболее перспективных направлений повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти является использование систем разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными (ГС), многозабойными скважинами (МЗС), а также с зарезками боковых стволов (ЗБС).

Горизонтальная скважина по своей конструкции особенно подходит для эксплуатации в следующих ситуациях:

·  маломощные, тонкие пласты, в которых не слишком низко соотношение вертикальной/ горизонтальной проницаемости (Kv/Kh);

·        маломощные нефтяные залежи - например, нефтяные оторочки ниже газового горизонта с сильным водонапорным режимом;

·        коллекторы, в которых необходимо снизить скин-эффект при нарушении закона Дарси;

·        трещиноватые пласты, в которых горизонтальный ствол скважины будет пересекать большее число трещин, чем вертикальный ствол;

·        коллекторы, на которых существует большой вынос песка при высоком перепаде давлений.

Использование горизонтальных скважин обуславливает сокращение их общего числа на объектах и требует значительно меньших (в 1,5 - 2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой горизонтальной скважины за счет усложнения их конструкций. Однако мировой опыт показывает, что при массовом бурении горизонтальных скважин стоимость одного метра проходки может быть доведена до стоимости проходки вертикальных скважин. Это создает еще более благоприятные предпосылки для широкого применения горизонтальных скважин.

На Вынгапуровском месторождении системы с горизонтальными скважинами применяются для разработки залежей ПК₂₁, ПК₂₂³, БВ₂⁰, БВ₂² и БВ₆ с опасностью водных и газовых прорывов, в дальнейшем использование добывающих и нагнетательных гори-зонтальных скважин может повысить эффективность разработки проблемных пластов. [1]

Гидроразрыв пласта

В настоящее время гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным способом интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и средством разработки пластов. Применение гидроразрыва пласта как элемента системы разработки, т.е. создание в пласте единой гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, позволяет увеличить темп отбора извлекаемых запасов, повысить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку слабодренируемых пропластков и увеличения охвата заводнением, а также вводить в разработку залежи с потенциальной дебитностью скважин в 2 - 3 раза ниже уровня рентабельной добычи, т.е. переводить часть нерентабельных запасов в рентабельные.

Основная задача проведения ГРП в низкопроницаемых пластах Вынгапуровского месторождения - снижение скин-эффекта в призабойной зоне пласта. Поэтому основным фактором увеличения производительности скважины за счет проведения ГРП является ширина трещины, в отличие от особо низкопроницаемых пластов, где таким фактором является длина.

Для этого рекомендуется проведение ГРП по технологии концевого экранирования (TSO) с образованием относительно коротких, но достаточно раскрытых (шириной до 30 мм) трещин. Это позволит увеличить проницаемость в призабойной зоне и увеличить охват пласта воздействием в целом.

В случае необходимости проведения ГРП на участках с высокой вероятностью образования газовых или водяных прорывов, необходимо предусмотреть технологию изоляционного ГРП и подобрать оптимальный изолирующий состав, либо технологию, ограничивающую распространение трещины в высоту. Однако проведение ГРП на участках возможных прорывов - не представляется рациональным.

Результаты ГРП зависят от степени засорения трещин и притрещинной зоны глинистыми частицами, поступающими из пласта, а также твердыми отложениями, выпадающими из нефти. Поэтому гидроразрыв пласта можно сочетать с обработкой скважин растворителями и кислотными композициями.

В 2010 г. средний процент обводненности после проведения ГРП увеличился на 39,7 %, в т.ч. по объекту БВ₈ на 26,5 %, БВ₈¹ - на 53,3 %, по объекту ЮВ₁ (в районе скв. № 318ПО) на 28,0 % и по ЮВ₁ (в районе скв. № 417ПО) - на 51,0 %.

При оценке процента воды после ГРП на действующем фонде необходимо принимать во внимание, что если идет процесс обводнения скважины (скважина до ГТМ находится в зоне влияния фронта заводнения), то после проведения ГРП низка вероятность, что процесс обводнения продукции останется прежним. Поскольку при ГРП дополнительно подключаются пропластки на длину трещины до 150 м от ствола, где уже присутствует нагнетаемая вода. Практика показывает что, процент обводненности увеличивается более чем на 25 %.

Физико-химические обработки

В процессе разработки целесообразно применять физико-химические технологии по воздействию на пласт. В добывающих скважинах - это ОПЗ химреагентами, физические и депрессионные методы (вибровоздействие, УОС и др.), изоляционные работы, в нагнетательных скважинах - ОПЗ химреагентами, закачки вязкоупругих оторочек химреагентов в случае прорыва нагнетаемой воды по высокопроницаемым пропласткам. [3]

Определённые перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов нефтяных залежей Вынгапуровского месторождения связаны с физико-химическими методами воздействия на прискважинную зону пласта.

Кислотные методы. При засорении призабойной зоны необходимо применять соляно- и глинокислотные обработки ПЗП в различных модификациях, не исключается применение и других кислотных составов. Наиболее распространенными из них являются обработки кислотными составами, растворами ПАВ и углеводородными растворителями.

Кислотные ванны. Перед кислотным воздействием целесообразно применять кислотные ванны как при первичном освоении скважин, так в процессе их эксплуатации. Целью выполнения данных работ является удаление с фильтра перфорации и подземного оборудования загрязняющих материалов. Потребное количество кислотного раствора равно объему ствола скважины в интервале обработки. В качестве реагента планируется использование соляной кислоты концентрацией 12 %.

Кислотные обработки. Для повышения производительности терригенных коллекторов используется смесь соляной и плавиковой кислот. Соляная кислота при обработке используется для предупреждения образования осадков в результате реакции.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти более эффективно при небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности применяют кислотные составы с ПАВ, растворы ПАВ и их различные композиции.

Технология удаления АСПО. Для удаления парафиновых отложений проводятся обработки добывающих скважин композициями на основе нефтяных растворителей ("Нефрас А" 120/200, "Нефрас А" 150/330), содержащих ароматические углеводороды, или их смеси с нефтяным дистиллятом в соотношении 1:1. Такие растворители обладают наибольшей растворяющей способностью по отношению к смолам и асфальтенам. Для разрушения водонефтяных эмульсий в нефтяной растворитель дополнительно вводят 0.3-1.0 % деэмульгатора. При этом нефтяные растворители используются как самостоятельно, так и в сочетании с другими методами. [3]

Рис. 4.2.1 Процентное соотношение основных видов ГТМ за период 2008-2012 гг.

Рис. 4.2.2 Доля дополнительной добычи по видам ГТМ за период 2008-2012 гг.

4.3 Анализ причин обводненности и обоснование применения потокоотклоняющих технологий

Разработка объекта БВ₈ находится на II стадии - этапе стабилизации добычи нефти. Объект эксплуатируется с поддержанием пластового давления. Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств объекта и высокой расчлененности практически все скважины, пробуренные в период 2002 - 2010 гг., были введены в работу с проведением ГРП после бурения. Обводненность добываемой продукции по месторождению в целом доходит до 99,6 %. В частности средняя обводненность по основному объекту разработки пласту БВ₈ уже достигает 70,4%.

Следовательно, одной из главных задач, обеспечивающих эффективность разработки объекта, является проведение мероприятий, направленных на снижение водонефтяного фактора, т.е. снижение обводненности добываемой продукции и ограничение отбора попутно добываемой воды. Поэтому актуальным становится использование современных методов оптимизации разработки месторождений, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды.

На основании проведенного анализа трассирования фильтрационных потоков установлено, что на месторождении преобладают фильтрационные потоки с большими скоростями субмеридионального направления. Основные объемы нагнетаемой воды поступают к добывающим скважинам по каналам фильтрации с проницаемостью 0,020-0,080 мкм², а до 15 - 25 % обьема поступает по высокопроницаемым каналам с проницаемостью более 0,10 мкм². Практически не фиксируются процессы вытеснения нефти водой по низкопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью менее 0,010 мкм². [1,2]

Для снижения негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов различными компаниями применяются разнообразные технологии, направленные на изменение направления потоков закачиваемой воды, изоляцию водопритока и выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.

Поэтому первым этапом повышения эффективности работы нагнетательных скважин могут являться методы, имеющие цель изменения направлений фильтрационных потоков в обводняющемся пласте с целью интенсификации добычи нефти путем переключения работы как отдельных так и рядов нагнетательных скважин (гидродинамический метод). Фильтрация флюида в слоисто-неоднородных пластах достаточно широко описывается в литературе, общими выводами для этого процесса является: обводнение залежи происходит крайне неравномерно; вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, оставляя не вытесненной нефть в низкопроницаемых слабодренируемых зонах; массовый прорыв воды приводит к высокому обводнению добываемой продукции, что предопределяет отключение таких скважин; при слабой гидродинамической взаимосвязи пропластков с различными фильтрационными параметрами борьба с обводненностью продукции ведется с помощью физико-химических методов воздействия, основной целью которых является создание гелевых барьеров или осадков в промытых водонасыщенных зонах пласта.[3,15]

Значимым направлением в области повышения нефтеотдачи пластов является проведением мероприятий по выравниванию профиля приемистости и снижения давления закачиваемой жидкости ниже давления гидроразрыва пласта. Одна из первоочередных задач, которую решает выравнивание профиля приемистости (ВПП) - корректировка кинематики потоков нагнетаемого агента путем локализации системы высокопроводящих каналов и техногенных трещин с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой. Этого результата можно достигнуть путем целенаправленного тампонирования физико - химическими составами с последующим поддержанием давления нагнетания на уровне, исключающем образование техногенной трещиноватости. В большинстве случаев происходит перераспределение потоков, т.е. снижение фильтрационных характеристик высокопроницаемых интервалов, а иногда их полная изоляция и, как следствие, подключение в работу ранее недренируемых интервалов пластов.[3]

Данные технологии на практике реализуются путем закачек в нагнетательные скважины малообьемных оторочек 300-700 м³ различных физико-химических композиций, в основном, на обводняющихся объектах.

4.4 Обзор существующих видов потокоотклоняющих технологий

Существует большое количество составов, применяющихся для ограничения водопритоков в высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта при добыче нефти. На основе анализа современных источников литературы, рассмотрены наиболее распространенные составы.

В условиях глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов трещинного, порового и трещинно-порового типа эффективны неорганические гелеобразующие составы, среди которых наиболее перспективными являются составы на основе жидкого стекла.

Растворимое стекло устойчиво в щелочной среде. В нейтральной среде и в присутствии многовалентных ионов происходит коагуляция кремниевой кислоты с образованием гелеобразующих осадков. В кислой среде жидкое стекло образует золи кремниевой кислоты, которые превращаются в гели при выдержке в покое [16].

На месторождения со слоисто-неоднородными коллекторами в качестве выравнивающего агента часто применяют мицеллярные растворы с внешней нефтяной фазой. В процессе фильтрации по пористой среде мицеллярные растворы, имеющие вязкость от 50 до 1000 мПа×с, значительно снижают подвижность следующей за ними воды. Для выравнивания профиля приемистости скважин используют также смеси ПАВ различных классов. Чаще всего их применяют в виде водных дисперсий. Механизм выравнивающего действия их объясняют образованием вязкой микроэмульсии, способствующей перераспределению фильтрационных потоков в пласте.[15]

Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, содержащий раствор полиакриламида в воде с добавкой сшивающих агентов - солей трехвалентных металлов [9]. Однако применение данных композиций, а также вышеописанных составов на основе силиката натрия, может привести к полному блокированию высоко- и среднепроницаемых интервалов пласта, обладающих, несмотря на свою повышенную водонасыщенность, значительными запасами нефти, что может привести к их безвозвратной потере . В то же время, реанимация пропластков, блокированных данными композициями, является достаточно сложным и дорогостоящим процессом. Таким образом, полное отключение от процесса дренирования отдельных прослоев может привести к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти и снижению конечного коэффициента нефтеотдачи. [6,12]

Наиболее близким аналогом для заявленного состава является гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель [9]. Указанный состав в качестве полимера содержит форполимер - уретановый предполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: предполимер 100 углеводородная жидкость 50-100 вода 1-3 наполнитель 1-10. Недостатком данного состава являются его гидрофобные свойства, так как при закачке в нефтяную скважину он преимущественно будет поступать в нефтенасыщенные зоны, что приведет к снижению текущего дебита нефти.

Одним из наиболее актуальных является применение на нагнетательных скважинах "щадящих" потокоотклоняющих технологий, которые позволят временно блокировать и частично ограничить фильтрацию воды в высокопроницаемых промытых интервалах продуктивных пластов. Наиболее распространенными среди композиций, обладающих данными свойствами, являются эмульсионные составы (ЭС) на углеводородной основе с использованием эмульгатора марки ЯЛАН-Э2. Технологии с использованием эмульсий были предложены специалистами ВНИИнефти и ЗАО "Химеко-ГАНГ" для месторождений Ноябрьского региона, где идет их применение с 1994 г и по настоящее время. [6,12]

Основой выбора того или иного метода воздействия является его соответствие критериям применимости к данному пласту по геолого-физическим особенностям.

Краткое описание основных композиций для ВПП и критерии их применимости приведено в таблице 4.3.1. и 4.3.2.

Таблица 4.3.1 Перечень применяемых технологий, компонентный состав и их направленность воздействия на пласт

Технология	Цель воздействия на пласт	Расшифровка названия	Компоненты входящие в состав
ГОС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	гелеобразующий состав	полимер, сшиватель, ПАВ, кислота
СКС	увеличение приемистости, очистка ПЗП	кислотная композиция	смесь соляной, монохлоруксусной, хлоркарбонатовой кислот и модифицирующих добавок
СПС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	сшитые полимерные системы	полимер, сшиватель, ПАВ, кислота
ВДПС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	волокнисто-дисперсные полимерные системы	полимер, древесная мука, глинопорошок
ВУС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	вязко-упругая система	полимер, сшиватель, ПАВ
СПГ	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	силикатно-полимерный гель	силикат натрия, кислота, полимер
ПКР	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	полимерно-коллоидный раствор	последовательная закачка водных растворов полиакриламида (полиэтиленоксида)с бентонитом (глино-порошком и полиакриламида
ЭС	доотмыв нефти, выравнивание профиля приемистости	эмульсионная система	Синол-М, хлористый кальций, ШФЛУ (нефть, ДТ)
Комплексные составы на основе ВУС, ЭС, ВДС, ПАВ	увеличение приемистости, проницаемости, очистка ПЗП+ выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	ПАВ-кислотное воздействие+ сшитые полимерные системы

 

4.5 Анализ применения и рекомендации потокоотклоняющих технологий на Вынгапуровском месторождении

Всего за анализируемый период на Вынгапуровском месторождении было опробовано около 10 различных технологий физико-химического воздействия. Механизм воздействия заключается в создании фильтрационных барьеров для воды в высокопроницаемых, водонасыщенных или выработанных зонах залежи. В качестве потокоотклоняющих технологий применяются дисперсные, полимер-дисперсные, эмульсионно-дисперсные композиции, гелеобразующие составы, сшитые полимерные системы, эмульсионные системы, осадкообразующие и комплексные составы. Применяемые технологии - СПС, ВУС, ГОС, ВДЭС, а также комплексные на основе СКС, ЭС, ВДС и ПАВ [1]..

В таблице 4.5.1 приведены результаты эффективности обработок по технологиям ВПП по месторождению в целом. Как видно из нее и рисунка 4.2.3 наибольшее количество обработок - 25 или 33,3 % от всего обьема - выполнено технологией ВУС+ВЭДС, далее следуют технологии ВУС и ГОС - по 16 и 17 обработок, соответственно, или по 22 % и СПС+ЭС - 12 обработок или 16 %. Другие технологии (ВУС+ВДС, ЭС+ПАВ, СПС+ВЭДС+ЭС) применялись в количестве 1 - 2 операций.

Таблица 4.5.1 Распределение эффективности обработок по технологиям ВПП

№пп	Вид технологии	Дополнительная добыча нефти, т	Удельная дополнительная добыча нефти, т/опер.	Сокращение добычи попутной воды, т
1	ВДПС (ЩПСК)	8625	163	-34797
2	ВДС+ВУС	3850	963	-2321
3	ВДС+ГОС	2328	2328	-50
4	ВУС	10797	568	-11632
5	ВУС+ВЭДС+ПАВ	259	259	-81
6	ВУС+СКС+ПАВ	237	237	0
7	ВЭДС+ВУС	5519	345	-4105
8	ГОС	4880	407	-9771
9	СКС+ПАВ+СПС+ЭС	2971	212	-4068
10	СКС+ПАВ+ЭС	1228	614	-783

Рис. 4.5.1. Соотношение применяемых физико-химических методов (%)

В большинстве случаев обработки нагнетательных скважин на залежах Вынгапуровского месторождения положительно сказались на работе окружающих добывающих скважин, позволили снизить (или стабилизировать) обводненность продукции на различных участках при увеличении (или снижении темпов падения) добычи нефти. В целом от обработок ВПП, выполненных в 2012 г., сокращение добычи попутно добываемой воды составило - 72,1 тыс.т или почти 1,0 тыс.т на одну скважино-обработку, что говорит об эффективности применения данной технологии. Наибольшую удельную эффективность дали комплексные технологии ВДС+ГОС - с дополнительной добычей нефти 2328 т на одну обработку и ВДС+ВУС - 963 т на 1 скв./обр.

Наименьшая удельная эффективность получена от технологии ВДПС (ЩПСК) -163 т на 1 скв./обр., на эту технологию приходится наибольший средний расход состава (раствора) - 660 м³ на 1 обработку.

Анализ состояния разработки участков до и после применения химических методов показал, что средний прирост дебита нефти на реагирующую добывающую скважину составил 1,31 т/сут (таблица 4.5.2).

Таблица 4.5.2 Прирост дебитов после применения физико-химических методов ВПП

Наимено- вание	Вид обработки	Число добывающих скважин	среднее приращение дебита нефти, т/с
Вынгапуровское	ВДС+ВУС	6	1,94
	ВУС	30	0,86
	ВЭДС+ВУС	47	1,23
	ВЭДС+СКС+ПАВ+СПС+ЭС	5	0,77
	ВЭДС+СПС+ЭС	3	1,15
	ГОС	47	1,19
	СКС+ПАВ+СПС+ЭС	44	1,00
	Среднее		1,31

В результате выполненного анализа эффективности физико-химических методов воздействия на пласты путем ВПП за 2006-2010 гг. получено следующее[1,2]:

·        годовая дополнительная добыча нефти по проведенным обработкам по ВПП изменяется от 23,9 до 61,8 тыс.т, что составляет 0,8-1,8% от всей годовой добычи нефти по месторождению. Т.к. обработки приурочены в основном к объекту БВ₈, то эффект от ВПП выражается 1,0 - 2,2% от всего обьема добычи нефти по объекту БВ₈;

·        средний прирост дебитов нефти по окружению - 3,5 т/сут, в том числе по объекту БВ₈ - 3,5 т/сут.

·        средняя успешность обработок за период применения ВПП - 94,8 %;

·        удельная эффективность за 2012 г. в целом - 647 т/скв-обр., по объекту БВ₈ - 636 т/скв-обр., по объекту ЮВ₁ (р-н скв. №318ПО) - 1393 т/скв-обр.;

·        практически по всем скважинам, по которым выявлено влияние закачки, снижены темпы обводнения в среднем до 4,8 %;

·        продолжительность эффекта составила 133-175 сут;

·        отмечается сокращение попутно добываемой воды (в 2010 г. - 72,1 тыс.т);

·        после обработок наблюдается снижение приемистости на 7% с 218 до 204 м³/сут.

Сопоставление геолого-физических характеристик обработанных участков, фильтрационных потоков жидкостей к скважинам, текущей нефтенасыщенности, степени выработки извлекаемых запасов, текущей обводненности позволило выявить интервалы, в которых технологии успешны. Результаты по определению граничных критериев применения ВПП приведены в таблице 4.5.3.

Таблица 4.5.3 Граничные интервалы успешного применения для различных технологий ВПП

Технология МУН с использованием различных систем	Применимость МУН при
	степени выработки извлекаемых запасов, %			текущей обводненности, %
	20-40	40-80	более 80	до 60	60-80	более 80
ВДС, ВДПС		+	+		+	+
ГОС		+				+
ЭСС, ЭС			+		+
СПС, CL-System, CD-System	+		+	+	+
ПКВ; КМЭ, DI-Agent +CL-System	+		+	+	+
Комплексная технология	+	+	+	+	+	+

Учитывая геолого-физические характеристика пласта БВ₈ (тип коллектора, проницаемость, средняя обводненность, пластовая температура и т.д.) и критерии применимости технологий выравнивания профиля приемистости, можно сделать вывод, что наиболее перспективными являются технологии групп :ЭС, ВДС, ГОС, ВУС, а также их комбинация.

Основываясь на анализе научной литературы, актуальной "щадящей" потокоотклооняющей технологией на данного объекта разработки является эмульгатором марки ЯЛАН-Э2, отличающийся высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью. Поскольку эмульсии стабильны ограниченное время при высоких пластовых температурах, блокирование пропластков носит временный характер. Поэтому после разрушения структуры ЭС механизм действия на породу-коллектор заключается в снижении фазовой проницаемости по воде в хорошо дренируемых интервалах пласта за счет гидрофобизации поверхности порового пространства вследствие адсорбции поверхностно-активных компонентов эмульсии. В результате данного воздействия происходит перераспределение фильтрационных потоков в призабойной зоне нагнетательной скважины. Дополнительным положительным эффектом является наличие повышенных нефтеотмывающих свойств у продуктов разрушения ЭС.

пластовая вода;

стабильный бензин или дизельное топливо;

хлористый кальций;

эмульгатор марки ЯЛАН-Э2

К тому же, эмульсионный состав, приготовленный с использованием эмульгатора марки ЯЛАН-Э2, обладает антикоррозионными и бактерицидными свойствами, а также способностью поглощать сероводород. В связи с этим его применение направлено также на профилактику сероводородной коррозии скважинного оборудования, связанной, как правило, с ростом зараженности продуктивного пласта сульфатвосстанавливающими бактериями на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [6,12].

Применение потокоотклоняющих технологий (ПОТ) становится все более актуальным. Однако, нужно правильно оценить эффект не только после проведения, но и до проведения мероприятия. То есть нужен прогноз, дизайн применения потокоотклоняющих технологий. Привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования может существенно повысить эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Важно также определить как технологический эффект от ГТМ, так и экономический. Обзор публикаций показывает, что привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования позволяет достичь увеличения коэффициента успешности применения физико-химических методов до 90 %.[8,10]

Заключение

Таким образом, учитывая вышесказанное, для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на Вынгапуровском месторождении предлагается проведение следующих геолого-технических мероприятий:

1. заводнение (включая различные гидродинамические методы воздействия);

2. бурение боковых и горизонтальных стволов;

3. обработка призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин,

4. ремонтно-изоляционные работы;

5. физико-химические методы воздействия;

6. перфорационные методы и углубление;

7. ликвидация аварий, нормализация забоев;

8. прочие (исследования скважин, определение нефте-, газо- и водонасыщенности продуктивных интервалов и т.д).

Одним из основных методов увеличения притока нефти на Вынгапуровском месторождении, как и на многих месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами Западной Сибири, является заводнение и применение ГРП. Вследствие проведения данных операций происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, что является причиной частичного или полного отключения от процесса дренирования низкопроницаемых продуктивных участков залежи. Включение в работу слабо дренируемых продуктивных интервалов, а также существенное ограничение фильтрации по высокопроницаемым прослоям может привести к увеличению охвата залежи заводнением и повышению эффективности разработки месторождения в целом. Поэтому использование современных физико-химических методов оптимизации разработки месторождений, а именно потокоотклоняющих технологий, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей, становится актуальным.

В курсовой работе рассмотрены наиболее часто применяющиеся составы для ограничения водопритока в добывающую скважину. На основе промысловых данных, сделан вывод об эффективности применения технологии ВПП на Вынгапуровском месторождении. Основываясь на критерии применимости составов и геолого-физических характеристиках основного объекта разработки пласта БВ₈ , рекомендованы технологии групп ЭС, СПС ,ГОС, ВУС, а также гидрофобный эмульсионный состав, стабилизированный эмульгатором марки ЯЛАН-Э2 отличающийся высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью.

Список литературы

.        Дополнение к технологической схеме разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения. НАД ОАО "Газпром нефть" - ГеоНАЦ. - Москва - Ноябрьск, 2011 г.

.        Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения. ООО "Газпромнефть НТЦ. - Москва - Ноябрьск, 2013 г.

.        Билинчук А.В. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты. Бурение и нефть. - 2007. - №1. С. 30 - 33.

.        Балакин В.В., Власов С.А., Каган Я.М. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов, снижения обводненности и интенсификации добычи с использованием биополимеров и композиций на их основе. Сб. трудов "Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений". Всероссийское совещание по разработке нефтяных месторождений. - Альметьевск, 2005 г.

.        Сарданашвили О.Н. Исследование эффективности применения потокоотклоняющей технологии для разработки слоисто-неоднородных пластов. Из Материалов Всероссийской научной конференции с международным участием "Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа". -Москва, 5-18 ноября 2011 г., ИПНГ РАН.

.        Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин / М.К.Рогачев, Д.В.Мардашов, А.Р.Мавлиев, К.В.Стрижнев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011.№3. - С.180-190.

.        А.П. Кондаков, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова (ТО "СургутНИПИнефть"), В.Р. Байрамов (ОАО "Сургутнефтегаз") Результаты применения технологий ограничения водопритока в добывающие скважины в условиях низкопроницаемых коллекторов /А.П. Кондаков, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова, В.Р. Байрамов// Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2014.№2C. 100-101.

.        Оптимизация разработки месторождений ОАО "Газпром Нефть" с применением физико-химических потокоотклоняющих технологий / Кнышенко А.Г. [и др.] // Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи: междунар. технологический симпозиум. 2007. С. 246-253

.        Пат. 2401858 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/504. Состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах/ Кушанский Д.А.; Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) (RU) - № 2009121130/03; заявл. 03.06.09; опубл. 20.10.10,- 2 с

.        Сазонов Е.О. Гидродинамическое моделирование процессов фильтрации пластовых флюидов при реализации потокоотклоняющих технологий // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2013. №3. С.97-108. URL: http://ogbus.ru/authors/SazonovEO/SazonovEO_1.pdf

.        Сазонов Е.О. Экспресс-метод оценки увеличения нефтеотдачи от применения потокоотклоняющих технологий, полученный на основе результатов гидродинамического моделирования // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2013. №4. С.166-183. URL: http://ogbus.ru/authors/SazonovEO/SazonovEO_2.pdf

.        Кондрашев А.О., Рогачев М.К., Кондрашева Н.К., Нелькенбаум С.Я. Фильтрационные и микрореологические исследования водоизоляционных полимерных составов // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №6. С.273-284. URL: http://ogbus.ru/authors/KondrashevAO/KondrashevAO_1.pdf

.        Акчурин Х.И., Насрыев А.М., Ленченков Н.С., Ленченкова Л.Е. Экспериментальные исследования технологии блокирования промытых зон пласта на основе применения гелеобразующих композиций "КАС" // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2014. №5. С.71-90. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2014/ogbus_5_2014_p71-90_AkchurinHI_ru.pdf

14.    Котенёв А.Ю., Блинов С.А. Разработка и исследование новых гелеобразующих составов и эмульсионных систем для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой нефти // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1 (83). С. 43 - 50.

.        Султанов Ш.Х., Котенёв А.Ю., Варламов Д.И. Залежи нефти в неоднородных коллекторах - комплексный подход к обоснованию систем и технологий воздействия // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. № 5. С.350-376. URL: http:// http://ogbus.ru/authors/KotenevAYu/KotenevAYu_3.pdf

16.    Нигматуллин Э.Н., Акчурин Х.И., Ленченкова Л.Е. Обоснование механизма гелеобразования в растворах полисиликатов натрия при действии кислот // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №3. С.375-383. URL: http://ogbus.ru/authors/NigmatullinEN/NigmatullinEN_1.pdf