Перспективы бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием в районе 9 блока объекта ав1/3 +ав2 поточного месторождения

Начальная нефтенасыщенность изменяется от 37.9 до 60.9% (10 определений), при среднем значении - 50%.

Средняя отметка ВНК по залежи составляет -1768.0 -1770.0 м.

В целом по участку в пласте АВ2 глинистая перемычка между нефте- и водонасыщенными коллекторами отсутствует в 30% скважин, что свидетельствует о контактности запасов. В скважине 484 пласт вскрыт нефтенасыщенным до подошвы - на абс.отм. -1770.0 м. В остальных скважинах толщина глинистого раздела между нефтью и водой изменяется от 0.4 м (скважина 378) до 11.4 м (скважина 356).

Пласты АВ13 и АВ2 объединены в объект разработки АВ13+АВ2. Так как покрышка залежи пласта АВ2 невыдержана по толщине и отсутствует в разрезах расположенных рядом скважин, между залежами пластов АВ13 и АВ2 существует гидродинамическая связь, что обуславливает единый уровень ВНК на абс.отм. -1765.0 -1770.0 м.

В границах мини-проекта продуктивные отложения объекта представлены водонефтяной зоной.

Общая толщина объекта АВ13+АВ2 изменяется от 23.2 м (скважина 920) до 42.9 м (скважина 807), составляя в среднем 34.9 м. Эффективная толщина изменяется от 1.2 м (скважина 484) до 26.3 м (скважина 340), среднее значение – 17.2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 4.6 м при изменении от 0.7 м (скважины 808, 915) до 15.4 м (скважина 1806).

По керновому материалу пяти скважин среднее значение пористости по объекту составляет 21.4% при изменении от 16.9 до 25.3% (74 определения). Проницаемость в среднем составляет 201.7*10-3 мкм2, изменяясь в пределах 5.1-2157.3*10-3 мкм2 (69 определений). Остаточная водонасыщенность варьирует от 17.3 до 49%, среднее значение - 32% (64 определения).

Определение коллекторских свойств по ГИС объекта АВ13+АВ2 представлено по 158 скважинам (1701 определение). Среднее значение пористости равно 23% при изменении от 16.2% до 25.3%. Проницаемость изменяется от 0.7 до 2283.6*10-3 мкм2, среднее значение – 1097.3*10-3 мкм2. По нефтенасыщенной части (717 определений) пористость в среднем составляет 22%, проницаемость – 694.4*10-3 мкм2.

Начальная нефтенасыщенность определена по данным 148 скважин (542 определения), среднее значение равно 48.3%, при изменении от 30.4 до 65.3%.

 

1.4. Текущее состояние разработки пластов объекта АВ13+АВ2 Поточного месторождения

 

По основным объектам Поточное месторождение находится на третьей стадии разработки.

Поточное месторождение открыто в 1974 году, в промышленную разработку введено в 1978 году.

Поточное месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1978 году. В разработке находится 6 объектов: АВ1-2 (АВ13+АВ2), БВ5, БВ6, БВ8, БВ10, Ачимовская толща. Объект ЮВ1 находится в опытно-промышленной эксплуатации. Пласты БВ7, БВ9, БВ11, ЮВ0 не разрабатываются.

По месторождению за всю историю было составлено десять проектных документов. В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Поточного месторождения» (протокол  ЦКР МНП № 1347 от 22.06.1989 г.). Технологические показатели на период 2010-2012 гг. уточнены «Авторским надзором за реализацией действующего проектного документа на разработку Поточного месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 4787 от 17.12.2009 г.).

Проектным решением по объекту АВ12 площадная девятиточечная система по сетке 425х425 м, совершенствование проектной системы разработки;

Рассматриваемый часток размещен на юго-востоке основной залежи в районе Северо-Урьевского поднятия. Начальные геологические запасы нефти по участку анализа составляют 8280 тыс.т, условные извлекаемые запасы, при утвержденном КИН ГБ 0.228, составляют 1188 тыс.т. Объект АВ1-2 представлен двумя пластами: АВ1 3 и АВ2.

Пласты АВ13-АВ2 представляют единый нефтесодержащий резервуар, как и объект разработки. Залежи пластов АВ13-АВ2 в принципе представляют собой объект пластово-массивного строения. В связи с тем, что покрышка залежи пласта АВ2 невыдержанна по толщине и полностью отсутствует в разрезах вскрытых рядом скважин, между залежами АВ13 и АВ2 существует гидродинамическая связь, что, в свою очередь, обуславливает единое положение ВНК на абс. отм.-1765-1770 м.

Пласт АВ13 сформирован в мелководно морских условиях трансгрессивного режима осадконакопления, сложен несколькими песчано-алевритовыми прослоями. Глинистый прослой ниже пласта АВ13 иногда оказывается размытым морской трансгрессией. Толщина пласта изменяется от 5.8 до 13.0 м

Пласт АВ2 залегает в кровле ванденской свиты, верхняя часть которой формировалась в континентальных условиях. Отличается высокой литологической неоднородностью, обусловленной чередованием глинистых и песчано-алевритовых слоев разной толщины. Накопление коллекторов отдельных ритмов, в зависимости от фациальных условий, происходило как с хорошо выдержанными глинистыми разделами, так и без них, в результате чего происходило слияние песчаных ритмов в монолитный пласт. Из-за литологической изменчивости пород и отсутствия устойчивых реперов в разрезе пластов группы АВ граница пласта АВ2 по материалам ГИС прослеживается с некоторой долей условности. Толщина пласта изменяется от 18 до 30 м.

Геологические запасы нефти по пластам распределяются следующим образом: пласт АВ13- 1040.7 тыс.т, пласт АВ2 – 7239.6 тыс.т, извлекаемые запасы нефти составили: пласт АВ13- 237.3 тыс.т, пласт АВ2 – 1650.6 тыс.т.

Оба пласта в настоящее время слабо вовлечены в выработку: отбор от НИЗ по пласту АВ13 – 37.5%, по пласту АВ2 – 30.1%, текущий КИН - 0.086 и 0.069 соответственно.

В целом накопленная добыча нефти по участку на 01.12.2011 г. составила 636,2 тыс. т (5% добычи объекта АВ1-2), отбор от НИЗ – 33,7%, текущий КИН - 0.077, при накопленной добыче жидкости 8173,1 тыс.т. ВНФ составил 11,9, обеспеченность запасами исходя из уровней добычи 2011 год - 43 года.

Накопленная добыча нефти по пласту АВ13 равна 96,7 тыс.т (15.2% добычи участка), темп отбора от НИЗ составляет 0.7 %. По пласту АВ2 добыто 539.5 тыс.т нефти (84.8% добычи участка), темп отбора от НИЗ составляет 1.9 %.

 Выработка участка характеризуется высокой входной и текущей обводненностью и низкими темпами прокачки (менее 1.8)  Стабилизация и рост добычи нефти в последние годы обеспечены переводами скважин с нижележащих пластов.

Стабилизация и рост добычи нефти в последние годы обеспечены переводами скважин с нижележащих пластов.

Пласт АВ13 имеет низкие значения ФЕС, содержит глинистые коллекторы, характеризующиеся низкой песчанистостью и проницаемостью. Нефтенасыщенность коллекторов по слоям изменяется от 0.35 до 0.45, в среднем составляет около 0.40.

Песчанистость и проницаемость пласта АВ2 имеют тенденцию увеличения от кровли к подошве, при этом нижняя часть пласта имеет значительно более высокие значения параметров, чем верхняя. Так, песчанистость верхней части пласта (30-53 слой) изменяется от 0.02 до 0.78, в среднем составляет 0.40, песчанистость нижней части (54-80 слой)  изменяется от 0.49 до 0.85 и в среднем составляет 0.68. Проницаемость верхней части изменяется от 280 до 942 мД (средняя - 651 мД), нижней части – интервал изменения от 1028 до 1392 мД (среднее – 1280 мД).

Нефтенасыщенность коллекторов верхней и средней части пласта АВ2 (30-70 слой) в среднем составляет 0.50.

Выработка пласта АВ2 по разрезу полностью согласуется с параметрами ФЕС и насыщенности, более полная выработка отмечается в подошвенной части, к которой приурочены высокопроницаемые и высоконефтенасыщенные коллекторы. Пласт АВ13, в связи с низкими коллекторскими свойствами, в разработку практически не вовлечен.

Анализ геолого-технических мероприятий

За историю разработки участка было проведено 26 мероприятий. От применения ГТМ дополнительно добыто 78.7 тыс.т. нефти. Наиболее часто применяемыми мероприятиями являются переводы - 20 скв.-опер. (92%). ОПЗ и РИР проводились в единичных случаях. Анализ ГТМ участка выполнен по мероприятиям, проводившимся с начала разработки.

 

ОПЗ

На участке выполнена три обработки по воздействию на призабойную зону. Мероприятие выполнялось на скважине 486, находившейся в действующем фонде. Обработка проводилась по технологии «Гелий». Прирост дебита нефти составил 10.2 т/сут, жидкости – 21.7 т/сут, обводненность по скважине уменьшилась незначительно: с 57.5% до 53.3%. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 12.5 тыс.т. На текущий момент скважина работает с показателями дебита нефти 3,7 т/сут, жидкости 49.1 т/сут, при обводненности 92,5%.

Также мероприятие выполнялось на скважине 984, которая находилась в консервации (добывающий фонд), обработка выполнялась по технологии «Гелий». Прирост дебита нефти составил 23,5 т/с, жидкости – 46,3 т/сут, обводненность 49,3%. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 3 т. В декабре 2011 года скважина работает с показателями дебита 3 нефти т/сут, жидкости 56 т/сут, при обводненности 94,6 %.

Обработка по воздействию на призабойную зону проводилась по технологии «Гелий»на скважине 937, которая находилась в простое, прирост дебита нефти составил 3,4 т/сут, жидкости 39,68 т/сут, обводненность на скважине увеличилась незначительно:с 90,24% до 91,1%. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 106 т. В декабре 2011 года скважина работает с показателями дебита нефти 4,4 т/сут, дебита  жидкости 42,9 т/сут, при обводненности 89,7%.

РИР

За историю разработки на участке выполнены три скважино-операции РИР, на скважине 925, которая находилась в действующем фонде, Цель мероприятия была изоляция подошвенных вод. Применение РИР способствовало снижению обводненности с 96.6% до 15.4%. Прирост дебита нефти составил 8.9 т/сут, дебит жидкости снизился на 17.3 т/сут. Накопленная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 21.8 тыс.т. На 01.01.2012 г. скважина находится в пьезометрическом фонде.

В 2011 году на скважине 984, которая находилась в простое, применение РИР (герметичность эксплуатационной колонны) способствовало приросту дебита нефти 4,3 т/с, обводненность по скважине увеличилась незначительно: с 68% до 76%, дебит жидкости уменьшился с 55,5 до 29,2 т/сут. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 111т. На 1.12.2011 г. скважина в работе, дебит нефти составил  0,9 т/с, жидкости 28,8 т/с, обводненность 97%.

На скважине 352, которая находилась в простое, был проведен РИР ЗКЦ, применение РИР способствовало приросту дебита нефти 7,3 т/с, дебит жидкости по скважине уменьшился с 159,83 до 49 т/с, обводненность увеличилась на 18,5%. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия 67 т. На 1.12.2011 год скважина в работе, дебит нефти составил 4,8 т/с, жидкости 39,7 т/с, обводненность 88%.

Переводы на объект

По участку было выполнено 20 переводов. Основное количество переводов с объекта БВ6 (13 скважин), одна из скважин эксплуатировалась совместно на объектах БВ6+БВ8 и 3 скважины переведены с объекта БВ8. На момент перевода 13 скважин находилось в неработающем фонде, часть скважин переведена из действующего фонда ППД. В среднем входящие показатели по переведенным скважинам составили 9.3 т/сут нефти, 23.5 т/сут жидкости, с обводненностью 60.5%. Положительный эффект был достигнут на 11 из 20 переведенных скважин (52,3%). Причиной низкой эффективности 47,7% скважин является перевод в приконтурные зоны, а также в разбуренные участки с выработанными запасами. Среди переведенных скважин можно выделить  краевые (7 скв.) и уплотнительные (13 скв.).

Из краевых скважин, на четырех низкая эффективность была в связи с подтягиванием контура. На скважине 959 рекомендуется провести РИР, так как по результатам ПГИ имеется внутрипластовый переток.

Среди уплотнительных эффект был достигнут на 6-ти скважинах, все они были переведены в купольные участки с невыработанными нефтяными запасами. Остальные пять скважин ожидаемого эффекта не достигли, причиной низкой эффективности данных переводов является подтягивание подошвенных вод. На скважине 925 эффект прекратился по причине заколонной циркуляции, которая в последствии была устранена.

В 2011 году скважина №473 переведена на объект АВ1/2, находилась в консервации (добывающий фонд), прирост с  1-го месяца работы составил 15,9 т/с, прирост дебита жидкости 32,6 т/сут, дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 1122 т.  На 1.12.2011 г. скважина в работе, дебит нефти составляет 26,35 т/сут, дебит жидкости 36,19 т/сут, обводненность 27,19%.

Скважина 818, которая находилась в бездействии (ППД), была переведена на объект АВ-2, прирост с первого месяца работы составил 8 т/с, дебит жидкости 232 т/сут, обводненность 96,6%, дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 387 т. На 1.12.2011 г. дебит нефти составляет 12,5 т/сут, дебит жидкости 233,4 т/сут, обводненность 94,7%.

 

Рисунок 3. Выкопировка из карты текущего состояния на 01.01.2012 г.

 

В 2011 году скважина 819, которая находилась в консервации ( добывающий фонд) переведена на объект АВ-2, прирост с первого месяца работы и в настоящее время составил 6 т/сут, дебит жидкости 191,9 т/сут, обводненность 96,9%. Дополнительная добыча нефти от проведенного мероприятия составила 66 т.

 По состоянию на 01.12.2011г. из числа переведенных скважин в работающем фонде находятся 15 добывающих скважин и одна переведена в нагнетательный фонд. Суммарная дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 55,7 тыс.т.

Анализ применения и рекомендации по ГРП

На рассматриваемом участке ГРП ранее не выполнялся. По состоянию на 01.12.2011 г. в целом по объекту АВ1-2 Поточного месторождения выполнен 21 ГРП, основной объем обработок приходится на 1996-1997 гг. (9 ГРП) и 2005-2006 гг. (9 ГРП).

По выполненным обработкам на объекте АВ1-2 основной причиной низкого эффекта является высокое содержание воды в продукции после ГРП (в среднем – 73.7%), что обусловлено особенностями данного объекта разработки: малые глинистые перемычки до водонасыщенных пропластков АВ2, высокая обводненность участков вследствие заводнения. Достижение более высокого дебита жидкости после ГРП на объекте сопряжено с получением большей доли воды в продукции. По большинству операций обводненность после ГРП превысила уровень до обработки (по 57% скважин увеличилась более чем на 20% от первоначальной).