Приобское месторождение

По объекту БС₁₀² накопленная добыча нефти 304,6 тыс.т или 38,1 тыс.т/скв. и вдвое меньше БС₁₁, что объясняется меньшим (3) числом горизонтальных скважин и более поздним, на 1 год началом эксплуатационного разбуривания. При отборе от НИЗ 18,8 % текущая обводненность  продукции – 11,8 %. Текущий КИН – 0,051 % при низком накопленном ВНФ – 0,11 доли ед. Выработка запасов осуществляется эффективно, несмотря на осложняющие факторы. Низкая выработка запасов в объекте БС₁₁ связана с малым охватом пласта воздействием в результате анизотропного  строения пласта, сложности разработки неполнопластовой залежи нефти, вмещаемой сравнительно массивным резервуаром. В табл.1 представлены основные показатели выработки запасов объектов разработки и месторождения в целом.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1 Показатели выработки запасов нефти по Северо-Янгтинскому месторождению по состоянию на 1.01.2009 г. 

№/№	показатель	всего	БС	БС	БС
1	Геологические запасы нефти (кат. С1), тыс.т	30232	6006	23440	786
2	Извлекаемые запасы нефти (кат. С1), тыс.т	9546	1622	7688	236
3	Утвержденный КИН, дол. ед.	0,316	0,270	0,328	0,300
4	Накопленная добыча нефти  на, тыс.т.	1557	304,6	1252,4	-
5	Текущие геологические запасы нефти, тыс.т.	28675	5701	22188	786
6	Текущие извлекаемые запасы нефти, тыс.т.	7989	1317	6436	236
7	Отбор от НИЗ, %	16,3	18,8	16,3	-
8	Темп отбора  от НИЗ, %	8,1	13,4	7,2	-
9	Темп отбора  от ТИЗ, %	8,8	14,1	7,9	-
10	Текущий  КИН, дол.ед.	0,052	0,051	0,053	-
11	Текущая  обводненность, %	51,4	11,8	58,6	-
12	ВНФ накопленный, дол.ед.	0,70	0,11	0,71	-
13	Действующий фонд доб. скважин, ед.	20	7	15	-
14	Количество скважин, пребывавщих в эксплуатации	22	8	16	-
15	Накопленная добыча нефти  на 1 скв., тыс.т.	70,7	38,1	78,2	-

Фонд скважин на месторождении  в настоящее время:  добывающих – 20, причем 12 скважин имеет горизонтальное окончание стволов, нагнетательных – 5. В целом для всех пластов, средний коэффициент охвата работой перфорированной толщины дренируемых объектов составил 0,86 при средней работающей толщине перфорированных пластов – 10.4 м.

По месторождению действующий  фонд при среднем дебите скважин  по жидкости 320 т/с и более чем  наполовину (или 11 скважин) является многодебитным, что характерно для горизонтальных и скважин, эксплуатирующих оба пласта,  8 - имеют дебит жидкости в диапазоне 50-100 т/сут и являются в основном наклонно-направленными и 1 скважина этого вида – среднедебитная (30,1 т/сут).

Малодебитные по нефти  скважины отсутствуют, низкодебитные скважины от 10-20 т/сут - 3 ед., среднедебитные от 20 до 50 т/сут – 4, высокодебитные в интервале 50-100 т/сут – 7 скважин или треть  фонда. Дебит нефти свыше 100 т/сут имеют 6 скважин с долей  30 % от дающего фонда.

В основном скважины пласта БС₁₀² работают с обводненностью менее 10 % и только две скважины, совместные на оба пласта имеют значительную степень обводнения от 46 до 87,3 %.  Более обводнена продукция пласта БС₁₁, а именно - 12 скважин,  из них семь - имеют водосодержание свыше 60 %, 4 ед. от 20 до 60 % и лишь 3 скважины имеют обводненность до 20 %. 

В результате проведения трассерных исследований в пласте БС₁₁ на нагнетательных скважинах №№ 1005, 1015 выявлена хорошая гидродинамическая связь между зонами нагнетания и отбора через обширную систему каналов. Скорость продвижения индикатора составила от 48 до 220 м/сут. Аномально высокие скорости фильтрации зарегистрированы в субмеридиональном направлении. Расчетная проницаемость зон дренирования составляет 25,5 мкм² при средней проницаемости по пласту   БС₁₁ – 0,034 мкм². Характер и интенсивность выноса индикатора на дневную поверхность свидетельствует о наличии взаимосвязи между зонами трещиноватости в различных частях залежи.

Суммарная доля попутно добываемой воды, прошедшей по высокопроводимым зонам пласта БС₁₁ к забоям контрольных добывающих скважин, не превышает 2-5% от  объема закачки.

Система заводнения, реализуемая на разрабатываемом участке залежи БС₁₁, неравномерно воздействует на различные его зоны. Наиболее подверженными влиянию нагнетательных скважин №№ 1015, 1005 являются краевые области в западной, северной и восточной частях залежи. Центральный и южный район представляются менее промытыми, район скважины № 1004Г в полной мере не охвачен процессом вытеснения. В пределах исследования фильтрационных потоков вокруг нагнетательной скважины 1011  установлено, что максимальные скорости фильтрационных потоков имеет западное направление, их абсолютные значения изменяются от 169 до 2053 м/сут. Активность воздействия нагнетательной скважины 1011 на исследованный участок залежи низкая.

                                                                                         Рис. 4.  Выявленные направления фильтрации на объекте БС 
Рис. 5. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1002Г 
Рис. 6.  Динамика  показателей  работы  горизонтальной  скважины № 1002Г 

На пласте БС₁₁ пробурено 9 горизонтальных скважин и, несмотря на тщательный выбор местоположения и траектории горизонтальных стволов, сопровождение процесса бурения, результаты оказались противоречивыми расчетным данным, т.к.  в продукции скважин через 1 - 3 месяца появляется подошвенная вода и в течение года последующей эксплуатации  происходит ее аномальный рост до 80%. Аномальное падение дебита нефти вследствие резкого обводнения характерно для горизонтальных скв.№ № 1002, 1006Г, 1020Г, 1009Г  и скв. 1014, 2003 - после приобщения пласта БС₁₁,  которое составило более половины от суммарного падения по объекту.  Проблема обводнения  в ходе эксплуатации скважины вызваны разными высокой депрессией на пласт и влиянием ППД, а также неудачным расположением  условно-горизонтальной части ствола относительно ВНК и переходной зоны залежи. Основные причины обводнения на примере скважин №1002, 1007Г.

Скважина  № 1002Г расположена между скважинами 1001Г и 1004Г с расстояниями в 600м от каждой и пробурена на растворе «Фло-Про» в двухствольной конфигурации с длиной верхнего горизонтального ствола - 381 м, в т.ч. по песчаникам 349 м;  нижнего – 563,2 м, в т.ч. по песчаникам 500,2 м.  По результатам ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 14,1 м при эффективной мощности – 22,0 м (зона ВНЗ). Продуктивная часть нижнего ствола обсажена фильтром в интервале глубин 2931,0-3504,2 м (а.о. – 2584,6-2596,96 м). Схематический разрез и профиль скважины № 1002Г представлены на рис. 5

Скважина введена в  эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти – 782,0 т/сут, дебит жидкости – 883,7 т/сут при обводненности продукции – 11,5 %. В данный момент скважина эксплуатируется ЭЦН при Pзаб. = 156,8 атм.  с дебитом нефти 609,7 т/сут при обводненности 42,6 %. Накопленная добыча нефти на составляет 512,516 тыс. т. Динамика показателей работы скважины  № 1002Г  показана на рис.6. 

Наиболее эффективным  инструментом при определении причин быстрого роста обводненности продукции скважины является использование зависимости водонефтяного фактора и его производной от времени. По  графику ВНФ по скв. 1002Г (рис. 7) наметилась тенденция роста кривой   с высоким темпом, что связано с повышенными отборами жидкости. По характеру кривой можно диагностировать  проявление эффекта "конусообразования" пластовой воды. 

                                                                                                                    Рис.7.   Зависимость водонефтяного фактора от времени по скв. 1002Г 
Риc. 8.   График истории добычи по скв. 1002Г  
Рис. 9.   График  падения дебита нефти и воды по скв.1002Г

 

 

 

 

 

При анализе графика истории  добычи по скважине (рис.8) видно, как  прослеживаются тенденция увеличения темпа добычи воды и уменьшения темпа добычи нефти. Если спроецировать траектории падения и учесть, что сложившиеся тенденции будут неизменны, то можно спрогнозировать обводненность  продукции скважины графоаналитическим способом

По кривой падения дебита (рис.9) отмечаются колебания по нефти, вызванные технологическими условиями. Относительно стабильный дебит скважины свидетельствует о достаточной  гидродинамической проводимости прискважинной зоны. Отмечается тенденция роста дебита воды, связанное с конусообразованием. 

Резкое обводнение продукции  в результате прорыва воды по отдельным пропласткам выявлено  на примерегоризонтальной скв. № 1007Г.  Скважина пробурена в северо-восточной части залежи БС₁₁ с длиной горизонтального ствола: - 452,5 м, в т.ч. по песчаникам 430,0 м. По ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 10,7 м при эффективной – 15,1м (зона ВНЗ). Продуктивная часть ствола обсажена фильтром в интервале глубин 3088,0-3540,50 м (а.о. – 2597,87-2600,15 м). Геологический разрез и профиль скв.№ 1007 показан на рис.10.

Рис. 10.   Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1007Г  
Рис. 11.   Динамика показателей работы горизонтальной скважины № 1007Г 

 

 

 

Скважина введена в  эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти – 313,8 т/сут, дебит жидкости – 327,5 т/сут при обводненности добываемой продукции – 4,2 %. Динамика показателей работы скважины  № 1007Г представлена на рис.11. 

В данный момент скважина эксплуатируется  ЭЦН при Pзаб. = 141,5  ат дебитом нефти 91,3 т/сут,  жидкости – 463,8 т/сут и обводненностью 80,3 %. Накопленная добыча нефти составляет 73,173 тыс. т.

По зависимости водонефтяного  фактора от времени (рис.12) существенный рост ВНФ свидетельствует о прорыве воды по высокопроницаемому пропластку, т. е. по "канало-образованию". 

Данный график состоит  из двух частей: - в первой половине (1) прорыв воды произошел по менее  проницаемому пропластку, - чем по второму (2), о чем свидетельствует наклон кривой. Чем круче кривая ВНФ, тем более проницаем проводящий канал для водной фазы. На рис.13 опережение кривой роста дебита воды по отношению дебита нефти демонстрирует  опережающий прорыв воды по высокопроводящим каналам.

Риc. 13.   График истории добычи по скважине 1007Г 
Рис.14.    График кривой падения дебита по скважине 1007Г 
Рис.15.  Динамика добычи нефти по категориям скважин и изменения по факторам в  2008 году

График падения дебита (рис.14) информирует о преждевременном  обводнении скважины. 

В  2008 году наблюдалось снижение отборов нефти из-за падения добычи по переходящему фонду на 32,6 %  или 4,1%/ мес., связанное с объектом БС₁₁и не компенсируемое добычей по новым скважинам. Наращивание добычи нефти по объекту БС₁₀²  также не восполняет ее потери по объекту БС₁₁(рис.15).  В целом по  месторождению наблюдается динамика снижения добычи нефти  с темпом 1,4 %/мес.  На рис.16-18 представлены графики разработки по месторождения и обьектам.  Состояние пластовой энергетики и системы поддержания пластового давления присуще для I стадии разработки. Закачка на месторождении впервые была организована по пласту БС₁₁ в январе 2007 г. По этому обьекту отмечается недокомпенсация текущих отборов, составляющая около 87 % и тенденция к снижению пластового давления по залежи до 256,0  ат при начальном – 269,  пластовое давление в зоне отбора снизилось незначительно от 244,2 ат до 239,7 ат.

Рис.16. График разработки Северо-Янгтинского месторождения 
Рис.17. График разработки  пласта  БС₁₁ Северо-Янгтинского месторождения 
Рис.18. График разработки  пласта  БС₁₀²Северо-Янгтинского месторождения

 

 

Заводнение по пласту БС₁₀² было начато в марте 2008 года, с наращиванием объемов закачки воды. Значение накопленной компенсации монотонно растет и через полгода достигло 57,8 %,  а  пластовое давление в залежи возрастает от 258,7 и стабилизируется на уровне 263,4 ат при начальном – 267 и   давлении в зоне отбора -246,9 атм. В целом по залежи тенденция положительная.

В целом по месторождению в течение года показатели текущей и накопленной компенсации растут в связи с развитием системы ППД и наращиванием объемов закачки соответственно с 75,4 до 94,5 % и с 57,2 до 71,1 %, что положительно отражается на состоянии энергетики в разрабатываемых объектах.  

На Северо-Янгтинском месторождении в процессе разработки применяются различные виды геолого-технических мероприятий: - бурение горизонтальных скважин, - приобщение нового пласта, - гидроразрывы пласта, - физико-химические методы (кислотные ОПЗ), - технологии  выравнивания профилей приемистости (ВПП). В целом по месторождению по состоянию дополнительно добыто 1278,4 тыс.т  нефти или 93,3 % от всей накопленной добычи.

По состоянию. из продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения будет добыто 1157 тыс.т нефти, что составляет 16,3 % от извлекаемых запасов. Основная доля накопленной добычи нефти (82,4 %) приходится на основной объект разработки БС₁₁ и лишь 17,6 % приходится на объект БС₁₀². Отобрано от НИЗ – 16,3 % при достигнутой обводненности – 51,4 %, текущий КИН – 0,052 при накопленном ВНФ – 0,70 доли ед.(рис.19).