Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов по ГИС

Коэффициент пористости коллекторов определялся по результатам комплексной интерпретации материалов акустического и радиоактивного каротажа, при этом проводилась типизация емкостного пространства проницаемых прослоев.

Тип порового пространства определялся исходя из следующих положений: если Кп^АК = Кп^НК или если их величины расходятся между собой в пределах ±2 % (допустимая погрешность определений этими методами), то это поровый тип; если Кп^НК – Кп^АК> 2 % - каверно-поровый; если Кп^АК – Кп^НК>2 % - коллектор трещинно-порового типа, в котором пористость по АК искажена влиянием трещин и не отражает истинной емкости коллектора (при известной литологии коллектора).

По результатам интерпретации коллекторы пачки 1 характеризуются как трещинно-поровые, пачки 2 – трещинно-каверно-поровые ,каверно-поровые. и поровые.

Коэффициенты пористости коллекторов определялись по АК-НГК(ННКт) с учетом данных керна – по зависимости типа ГИС-керн скважины 702 , 704 , 2-Ср.К и по комплексной номограмме, полученной на керновом материале одновозрастных отложений Верхневозейского месторождения скважины 701 , 703. (таблица 1.1).

Диапазон изменения пористости нефтенасыщенных коллекторов пачки 1 по скважине 703 скважине составил: 6,5 %–8,3 %, средневзвешенные по эффективной нефтенасыщенной толщине значения коэффициента пористости равно 0.071дол.ед

 Диапазон изменения пористости коллекторов пачки 2 по отдельным скважинам составил: нефтенасыщенных коллекторов – 7,6 % (скв. 704) – 15,3 % (скв.703), водонасыщенных – 9,6 % (скв. 704) – 10,7 % (скв. 701). Средневзвешенные по эффективной толщине значения коэффициентов пористости для нефтенасыщенных коллекторов равно 0.105 дол.ед, для водонасыщенных - 0.082 дол.ед

Определение коэффициента начальной нефтенасыщенности осуществлялось по по балансу пористости. Для коллекторов пачки 1 в скважине 703 коэффициент нефтенасыщенности измененяется от 61,0 % до 71,0 %., средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной толщине значение равно 66,2 %, для коллекторов пачки 2 - измененяется от 66,0% (скв. 701) до 98,0 % (скв. 703), средневзвешенное по эффективной нефтенасыщенной толщине значение равно 82,1 %.

Определение основных фильтрационных характеристик

Определение коэффициента вытеснения (К_выт) выполнены на образцах керна скважины 702 с соблюдением основных положений ОСТ 39-195-86 Миннефтепрома. Вытеснение модели нефти из составной модели произведено с использованием аппаратуры УИПК-2.

Содержание остаточной воды в единичных образцах керна смоделировано вытеснением полностью насыщенных водой образцов керна (раствор NaCl) моделью нефти и составило для I составной модели – 25,02 %, а для II-й составной модели – 15,70 % (по весовым замерам).

Коэффициенты вытеснения по 2 единичным образцам керна определены после оценки по ним значений нефтепроницаемости (значения остаточной водонасыщенности моделированы центрифугированием полностью насыщенных образцов керна раствором NaCl) при числе оборотов 6000 в минуту в течение 30 мин.

Физическая характеристика составных моделей, модели нефти и вытесняющей жидкости, технологические параметры процесса вытеснения и результаты определения коэффициента вытеснения по двум составным моделям и по двум единичным образцам керна приведены в таблице 1.8. Значения объемов вытесненной нефти и К_выт, определялось тремя способами: объемным, весовым и объемно-весовым (используются данные экстрагирования образцов в аппаратах Закса). В этой же таблице приведены результаты определений К_выт нефти водой по 2-м единичным образцам керна. Значения К_выт по двум составным моделям – 67,60 и 74,00 %, а по единичным образцам – 66,70 и 67,94 %.

В процессе моделирования остаточной воды в составных образцах вытеснения воды нефтью были получены (таблица 1.9) значения К_выт  воды нефтью по двум составным моделям (75,00 и 68,60 %).

Определение ОФП выполнены с использованием 2-х составных моделей из образцов керна, что и при определении коэффициента вытеснения согласно положений ОСТ 39-235-89.

Характеристика составной модели из образцов керна, модели нефти и воды та же, что и при определении К_выт (таблицы 1.10 и 1.11).

В таблицах 1.12 и 1.13 приведены результаты определений ОФП нефти и воды и водонасыщенности. Для расчетов значений водонасыщенности, соответствующих значениям ОФП на каждом режиме исследований, использованы соотношения фильтрующихся фаз, а также значение остаточной водонасыщенности, полученной весовым способом после вытеснения воды моделью нефти (II режим фильтрации), и значение остаточной нефти, отдельных образцов керна после фильтрации только воды на последнем режиме работы.

Зависимости ОФП от водонасыщенности представлены на рисунках 1.5 и 1.6. Равновесное значение ОФП для нефти и воды по I составной модели равно ~ 11,50  % при водонасыщенности ~ 54,0 %, а по II составной модели ~ 10,10 % при водонасыщенности ~ 51,5 %.

В заключении можно отметить, что в процессе исследований К_выт и ОФП по двум составным моделям и двум единичным образцам керна получены достаточно высокие значения коэффициентов вытеснения нефти водой: 67,60 и 74,00 % по 2-м составным моделям и 65,70 и 67,94 % по двум единичным образцам керна. Более высокое значение коэффициента вытеснения получено по составной модели и по единичному образцу керна, которые имеют более высокие значения фильтрационно-емкостных свойств. Некоторые различия ОФП двух составных моделей очевидно объясняется также различием фильтрационно-емкостных свойств.

В таблице 1.14 приведена характеристика вытеснения нефти раствором NaCl с минерализацией 58,45 г/л в соответствии с «Инструкцией о содержании, оформлении и порядке предоставления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр». ГКЗ. М. 1987.

Подсчетные параметры, геологические запасы нефти

И растворенного газа

Подсчет запасов нефти по Восточно-Возейюскому месторождению, выполненный по состоянию на 01.06.2006 г. по результатам обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 2D, материалов поискового и эксплуатационного бурения, произведен впервые.

 В карбонатных отложениях сандивейской свиты нижнего силура выявлены две залежи нефти, приуроченные к пачкам 1 и 2.

По результатам выполненного комплекса геологоразведочных работ, данных эксплуатационного бурения, систематизации, обобщения, обработки и анализа накопленного по месторождению фактического материала:

- Установлены типы, формы, размеры и строение ловушек; определено положение продуктивных горизонтов в плане и вертикальном разрезе, изучены физико-литологические свойства коллекторов, характер распределения общих эффективных толщин, прослежено распределение эффективных нефтенасыщенных толщин; выявлен тип коллекторов и оценена емкость пустотного пространства по керну и комплексу ГИС; определена нефтенасыщенность, оценена фильтрационная характеристика (проницаемость и проводимость) по керну и гидродинамическим исследованиям скважин.

- По результатам испытаний и промысловых гидродинамических исследований в процессе бурения поисковой и эксплуатационных скважин установлены фактические дебиты нефти, коэффициенты продуктивности; с достаточной достоверностью определены начальные пластовые давления и температуры.

- Изучены физико-химические свойства нефти и растворенного газа в пластовых и стандартных условиях.

Согласно "Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" по степени изученности с учетом разбуренности в пределах принятых контуров нефтеносности запасы нефти представляемых залежей отнесены к категориям С₁ и С₂.

В соответствии с пунктами 4.3 и 4.4 "Инструкции по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" подсчет запасов нефти произведен объемным методом. Запасы подсчитаны раздельно по залежам (с выделением в них нефтяной, водонефтяной и нефтяной+водонефтяной зон) и в целом по месторождению.

Выделение пластов-коллекторов производилось по комплексу ГИС с учетом граничных значений емкостных параметров: граничное значение пористости 8,0 % при граничном значении проницаемости для всех коллекторов 1´10^-15м², а также результатов опробования скважин и лабораторного изучения керна с учетом установленных петрофизических зависимостей. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по залежам определены по ГИС.

Площадь нефтеносности залежей определена по структурным картам кровли проницаемых карбонатов масштаба 1:25000 в пределах внешнего контура нефтеносности (графическое приложение 7). Для геометризации залежи использованы структурные карты по ОГ III-IV(D₃-S) и V₃(O₃sl) (ОАО "Севергеофизика", отв. исп. Канева А.И., 2004), структурные карты стратиграфического размыва нижнесилурийских отложений и подошвы сандивейских отложений. Площадь залежи определена на ПЭВМ по программе "AutoCAD".

Объем нефтенасыщенных пород залежей определен по картам равных эффективных нефтенасыщенных толщин проницаемых песчаников с сечением изогипс через 5 м масштаба 1:25000.

Подсчетные параметры для нефти приняты по результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти.

По сложности геологического строения Восточно-Возейюское месторождение относится к типу очень сложного, что обусловлено стратиграфическим размывом сандивейских отложений, а также наличием тектонических нарушений и зон литологического замещения коллекторов..

                  1.5. Мероприятия по доразведке месторождения

Перспективы Восточно-Возейюского месторождения связаны с верхнеордовикско-нижнедевонским НГК, в разрезе которого открыты рассматриваемые залежи.

По результатам бурения поисковой и эксплуатационных скважин подтверждена промышленная нефтеносность залежей, приуроченных к Восточно-Возейюской-I структуре. Залежь пачки 2 разбита блоки А, Б, В, Г. Степень изученности блока Г недостаточна для промышленного освоения (графическое приложение 7). Запасы нефти здесь оценены по категории С₂ и являются перспективными с целью перевода их в более высокие категории. Доля запасов категории С₂ от суммарных по месторождению запасов составляет 16 %.

Промышленную нефтеносность коллекторов пачки 2 в пределах блока Г необходимо подтвердить данными бурения эксплуатационной скважины.

При дальнейшем разбуривании месторождения при вскрытии коллекторов продуктивного разреза произвести поинтервальное опробование пачек, с целью определения различия продуктивных характеристик работы пачек.

Залежь пачки 1 на данной стадии изученности оконтурена условным ВНК, уровень подсчета по которой принят на отметке, соответствующей подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 703. При вскрытии нефтеводонасыщенных коллекторов пачки 1 необходимо опробовать нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы раздельно, что позволит установить отметку ВНК.

Глубинная проба, отобранная в скважине 703 при совместном вскрытии коллекторов пачек 1 и 2, условно характеризует физико-химические свойства нефти залежи пачки 1, в связи с чем подсчетные параметры нефти по которой приняты по аналогии с пачкой 2. Целесообразно произвести отбор глубинной пробы и уточнить подсчетные параметры нефти.

Коллекторы залежи пачки 2 характеризуются невыдержанностью фильтационно-емкостных свойств по площади и разрезу. К тому же петрофизические исследования коллекторов в скважинах 702 и 704 показали различие показателя смачиваемости исследуемых образцов. Так, коллекторы в скважине 704 являются гидрофильными, в скважине 702 - гидрофобными. Определение фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти произведено только на образцах керна из скважины 702.

Продуктивный разрез пачки 1 не освещен проницаемыми образцами керна, в связи с чем коллекторские свойства не изучены. Необходимо произвести отбор керна в новых скважинах и следует продолжить работы по изучению коллекторских свойств продуктивного разреза.

1.6  Характеристика текущего состояния разработки месторождения

Проектные показатели разработки за 2005 год были взяты из "Проекта пробной эксплуатации Восточно-Возейюского месторождения", за 2006 год - из "Авторского надзора за реализацией проекта Пробной эксплуатации Восточно-Возейюского месторождения", а за период с 2007 по 2009гг. - по результатам утвержденной "Технологической схемы разработки Восточно-Возейюского месторождения".

    Сравнение проектных и фактических показателей разработки Восточно-Возейюского месторождения представлено в таблице 4.1., а также в виде диаграмм.

Как видно из рисунка 4.1., фактическая годовая добыча нефти существенно отличается от проектной в 2005-м 2009-х годах, когда расхождение составило соответственно +130% и -63%. В период 2006-2008 гг. расхождение укладывается в 20%.

Отклонение в 2005-м году, когда фактическая добыча нефти больше проектной на 25 тыс.т., связано с превышение в фонде добывающих скважин (4 вместо 3) и большим дебитом действующих скважин. Это стало возможно благодаря введению в эксплуатации в 2005-м году межпромыслового нефтепровода, который позволил осуществлять круглогодичную добычу нефти, вместо сезонной, предусмотренной Проектом пробной эксплуатации.

Рис. 1.1. Сопоставление проектной и фактической годовой добычи нефти Восточно-Возейюского месторождения

Не смотря на корректировку проектной добычи нефти, произведенную Авторским надзором за ППЭ, в 2006-м году фактическая добыча нефти оказалась меньше на 4.1 тыс т (17%), что связано с меньшем временем эксплуатации фонда добывающих скважин, по причине длительного бездействия скв.704 в ожидании КРС.

    Отставание в уровне добычи нефти в 2008 и 2009 гг. напрямую связано с невыполнением проектных решений Технологической схемы разработки месторождения, и как следствие отставании в фонде добывающих и нагнетательных скважин, отсутствие закачки воды.

Рис. 1.3. Сопоставление проектной и фактической годовой добычи жидкости Восточно-Возейюского месторождения

По годовой добыче жидкости ситуация практически в точности повторяет добычу нефти.

    Хотя как видно из рис.1.3., фактический темп обводнения добываемой продукции несколько ниже проектного. В абсолютных величинах, максимальная разница между фактической и запроектированной обводненностью достигнута в 2009 году, она равняется 4.6%.

    Меньшая обводненность в 2005-2007 годах связана с более низкой чем ожидалось активностью водоносной области, а отсутствие роста фактической обводненности связано с отставанием в фонде, и как следствие меньшими отборами и не введением закачки воды.

Рис. 1.4. Сопоставление проектного и фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин Восточно-Возейюского месторождения

На рисунке 1.4. видно, что фактический фонд добывающих скважин на протяжении всего рассматриваемого периода насчитывает 4 единицы.

За счет бурения в 2004-м году 2-х скважин вместо одной по проекту, в 2005-м году фактический фонд был больше на одну скважину. В 2006-м Авторским надзором предусматривалось введение пробной закачки рабочего агента, путем перевода одной из скважин под нагнетание. Но это решение не было реализовано.

После с 2007-го года, по причине не выполнения проектных решений ТСР, фактический фонд начинает отставать от проектного, и в 2009-м году это отставание составило 3 единицы по добывающему и 2 единицы по нагнетательному фондам скважин.

Рис. 1.5. Сопоставление проектных и фактических дебитов добывающих скважин Восточно-Возейюского месторождения

    Анализ сопоставления дебитов скважин (рис.1.5.) показывает, что до 2007-го года фактические дебиты превышали проектные, а после, в следствии ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны скважин и уменьшения энергетического потенциала залежи, фактический дебит начал снижаться. А согласно проекту, за счет охвата новых зон пласта, и введения системы ППД, дебит должен был начать стремительно расти. И уже 2009-м году наблюдается 2-х кратное отставание фактического среднего дебита добывающих скважин по нефти и жидкости от проектного.

Рис. 1.6. Сопоставление проектной и фактической годовой закачки воды Восточно-Возейюского месторождения

Рис. 1.7. Сопоставление проектной и фактической накопленной закачки воды Восточно-Возейюского месторождения

    На рисунках 1.6. - 1.9. можно увидеть, что все проектные решения, касающиеся системы поддержания пластового давления, не выполнялись.

    Так согласно Авторскому надзору в 2006 году одна из добывающих скважин должна была быть переведена под нагнетание воды в пласт. А ТСР было утверждено планомерное внедрение системы ППД начиная с 2008 года, и уже в 2009-м году текущая компенсация отборов должна была составить 60%.

Рис. 1.8. Сопоставление проектной и фактической приемистости нагнетательных скважин Восточно-Возейюского месторождения

Рис. 1.9. Сопоставление проектной и фактической компенсации отборов закачкой рабочего агента Восточно-Возейюского месторождения

             1.7 Анализ текущего состояния разработки объекта

    Месторождение введено в разработку в 2004 г в соответствии с "Проектом пробной эксплуатации Восточно - Возейюского месторождения" подготовленным специалистами ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция»( протокол № 291 от 26.12.2003 г. ТО ЦКР по ТПП).

    Разработка началась вводом двух эксплуатационных скважин (702 и 703), вскрывших залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего силура (пачки 1 и 2). В течении 2005 г. пробурены и введены в эксплуатацию еще 2 скважины (701 и 704).

    На дату анализа состояние разработки Восточно-Возейюского месторождения выглядит следующим образом:

    Залежь нефти нижнесилурийских отложений введена в эксплуатацию октябре 2004 года с начальным пластовым давлением равным 39.3 МПа.

    По состоянию на 01.01.2010 года на месторождении пробурено 7 скважин, 5 из них вскрыли отложения в пределах контура нефтеносности, из них четыре эксплуатационные и одна ликвидированная поисковая.

    Продуктивные отложения пачки 1 вскрыты только в скважине 703 совместно с пачкой 2. В остальных добывающих скважинах вскрыта только пачка 2.

    В таблице 4.2 приведены основные технологические показатели разработки месторождения по годам за весь период эксплуатации.

    Следует отметить, что в период с 01.12.1990 по 20.02.1991гг. осуществлялась добыча нефти из поисковой скважины №2СК. Всего по ней было отобрано 1.903 тыс.т безводной нефти. После чего скважина была ликвидирована.

    Стоит также сказать, что представленные анализ будет проводится в основном по суммарным отбором из пачек 1 и 2. Связано это с тем, что доля пачки 1 в суммарной добыче не превышает 2%, и проводить отдельный анализ по данной пачки видится нецелесообразным.

    По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти составляет 112.6 тыс.т, что составляет примерно 12% от начальных извлекаемых запасов.

    В первые 3 года разработки Восточно-Возейюского месторождения наблюдаются значительные колебания годовых отборов.

    Максимальный уровень отборов нефти приходится на 2005-й год, когда 4-мя добывающими скважинами было извлечено 44.2 тыс.т нефти. Связано это в первую очередь с вводом в эксплуатацию 2-х новых добывающих скважин и строительством межпромыслового трубопровода, существенно расширившего возможности добычи нефти на месторождении.

    Но уже следующий год отметился более чем двукратным падением добычи. Это явилось следствием 40-ка процентного падения среднегодового дебита скважин по нефти и длительным бездействием одной из них. Далее причины падения отборов будут рассмотрены подробно.

    В период 2007-2009 гг. наблюдается "полка" в добыче нефти, при этом среднегодовой дебит скважин по нефти продолжал планомерно снижаться.

    В виду того, что среднегодовая обводненность продукции скважин в течении всего срока разработки не превышала 1.5%, характеристика отборов жидкости аналогична добыче нефти.

    При это по состоянию на 01.01.2010 г. вода присутствует только в продукции скважины 703. Первое появление обводненности зафиксировано в ней в декабре 2004 года, спустя всего 2 месяца после пуска скважины в работу, но рост обводненности в дальнейшем шел крайне низкими темпами, добыча воды держалась практически на одном уровне.

    А в следствии существенного падения доли скважины 703 в добыче на месторождении, средняя обводненность продукции по состоянии на 01.01.2010 г. составила всего лишь 0.1%.

Рис. 1.10. Динамика годовой добычи нефти

    Помесячная динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке 1.12. Отчетливо виден "пик" пришедшийся на первые 5 месяце после запуска месторождения. Причина его появления отчетливо прослеживается на рисунке 1.14., показывающем динамику среднемесячных дебитов скважин по нефти и по жидкости, которые также резко пошли на убыль.

    Также стоит выделить период с ноября по декабрь 2008-го года, когда в следствии сложной экономической ситуации в целом по стране, и на предприятии в частности, была полностью остановлена добыча нефти на месторождении.

    Но этот вынужденный простой никак не сказался на дальнейшей разработке месторождения.

    Динамика накопленных показателей разработки залежей представлена на рисунке 1.13. На нем можно увидеть, что начиная с 2007 года накопление идет равномерными темпами.

    На рисунке 1.11. представлено распределение накопленной добычи нефти по скважинам по состоянию на 01.01.2010 г.

Рис. 1.11. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам

    Разделение по пачкам добычи из скважины 703 выполняется с учетом эффективных условно-работающих толщин по результатам ОПП. В итоге доля пачки 1 в добыче составляет около 3%.

Таблица 4.2.Основные технологические показатели разработки Восточно-Возейюского месторождения

 Рис. 1.12. Динамика основных технологических показателей разработки Восточно-Возейюского месторождения (текущие величины)

Рис. 1.13. Динамика основных технологических показателей разработки Восточно-Возейюского месторождения (накопленные величины)

Рис. 1.14. Динамика основных показателей работы добывающих скважин

                     1.8 Состояние фонда скважин

    По состоянию на 1 января 2010 года на нижнесилурийскую залежь нефти Восточно-Возейюского месторождения пробурено 7 скважин, 3 из которых ликвидированы, остальные числятся в добывающем фонде. Скважина 703 вскрывает пачки 1 и 2, остальные - только пачку 2.

    На дату проведения анализа все 4 скважины числились в действующем фонде добывающих скважин. Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом.

    По состоянию на 01.01.2010 г. в добывающем фонде месторождения перебывало 5 скважин.

    Характеристика фонда скважин представлена в таблице 4.3.

    Как уже было сказано выше, начиная с октября 2005 года часть скважин была переведена на режим периодического фонтанирования. Главным образом это было связано с необходимостью оптимизации использования ограниченного энергетического потенциала залежи.

    Перевод скважин на механизированный способ добычи позволил некоторое время эксплуатировать скважины на постоянной основе. После чего все скважины за исключением скв.702 в разное время были переведены на периодическую эксплуатацию погружным ЭЦН.

На рисунке 1.15. показана характеристика фонда скважин в течении всего периода эксплуатации месторождения.

    Наблюдаются значительные скачки коэффициента эксплуатации действующего фонда добывающих скважин, вызванные неисправностями при работе скважин. Также можно увидеть периоды простоев скважин. Наиболее продолжительный связан с длительным ожиданием капитального ремонта скважины 704. Как уже было отмечено ранее, в течении 2-х месяцев в конце 2008-го года добыча на месторождении была остановлена, что также отчетливо видно на представленном графике.

Рис. 1.15. Характеристика фонда добывающих скважин

Невысокий коэффициент эксплуатации скважин во многом объясняется отсутствием развитой инфраструктуры: отсутствует всесезонная автодорога, доступ на скважину тяжелой техники и оборудования (бригады КРС/ПРС, Геоф.партии) возможен только на период действия временных зимних автодорог – зимников (конец декабря – начало апреля).

    Следует отметить, что при расчете дебитов и коэффициентов эксплуатации скважин, работающих в периодическом режиме, время накопления не считалось простоем.

    Распределение фонда скважин по способам эксплуатации в динамике можно увидеть на рисунке 1.16.

По состоянию на 01.01.2010 года скважина 702 эксплуатируется установкой ЭЦН в постоянном режиме, а скважины 701,703 и 704 находятся в периодической эксплуатации ЭЦН.

Рис.1.16.Динамика распределения фонда скважин по способам эксплуатации

    На рисунке 1.17. отображена динамика распределения накопленной добычи нефти по способам эксплуатации. Можно увидеть, что на текущий момент наибольшее количество нефти добыто фонтанным способом, а второй по величине накопленной добыче является постоянная эксплуатация скважин ЭЦН. На остальные способы приходится лишь около 5% накопленной добычи нефти.

Рис. 1.17. Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации скважин

Таблица 4.3.Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 года

              1.9 Динамика добычи нефти

    По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти с начала разработки составила 112.6 тыс.т (12.2% от начальных извлекаемых запасов). Динамика добычи нефти по годам приведена на рисунке 1.18.

Рис. 1.18. Динамика годовой добычи нефти

Как видно из рисунка, максимальный уровень добычи был достигнут в 2005-м году, он составил 44.2 тыс.т (4.8% от НИЗ). При это большая часть добычи пришлась на переходящий фонд скважин, во многом из-за того, что введенные в 2005-м году скважины вскрыли менее продуктивные части пласта.

    С 2006-го года добыча резко пошла на снижение, но в последние 3 года она держится на приблизительно одном уровне.

          1.2.0 Анализ работы добывающих скважин

На рисунке 1.19. приведена динамика среднесуточного дебита добывающих скважин по годам в течении всего периода разработки месторождения.

Максимальный дебит был зафиксирован в 2004, после чего он резко пошел на убыль.

    Основными факторами, вызвавшими на столь существенное снижение явились ввод в разработку периферийных участков залежей с ухудшенными коллекторскими свойствами, снижение давления в зоне отборов и значительное снижение продуктивности скважин, вследствие ухудшения фильтрационных характеристик пласта в процессе работы скважин (величина скин-фактора по результатам исследований до +14).

   Негативное влияние всех этих факторов вынудило постепенно перевести 3 из 4-х добывающих скважин на режим периодической эксплуатации.

Рис. 1.19. Динамика среднесуточного дебита добывающих скважин

Скважина 701

    На рисунке 1.20. отображена динамика основных показателей работы добывающей скважины 701.

    Скважина вступила в работу в январе 2005-го года с дебитом безводной нефти равным 40 т/сут. Можно увидеть, что дебит резко пошел на спад, и уже в сентябре того же года достиг 5 т/сут. После чего, с целью оптимизации использования энергетического потенциала залежи, скважина была переведена на режим периодического фонтанирования. Но перевод скважина в начале 2006-го года на механизированную добычу позволил вновь эксплуатировать скважину в постоянном режиме, и на время увеличить дебит до 25 т/сут. Но дальнейшее снижение пластового давления в зоне отборов и ухудшение коллекторских свойств пласта, вынудило в феврале 2008 года перевести скважину на режим периодической эксплуатации ЭЦН.

    В период с апреля 2008 по октябрь 2009 средний дебит по скважине не превышал 1.5 сутки, но работы, проведенные на скважине в конце 2009-го года, позволили вновь вернуть дебит на приемлемый уровень.

Рис. 1.20. Показатели работы скважины 701

    Скважина 702

    На рисунке 1.21. отображена динамика основных показателей работы добывающей скважины 702.

    Вступительный дебит по скважине составил в октябре 2004-го 98 т/сут, после чего он постепенно начал снижаться при работе скважины на режиме фонтанирования, и в феврале 2007-го года достиг своего минимального значения - 7 т/сут, и в следующем месяце скважина была переведена на механизированную эксплуатацию установкой ЭЦН.

    Работа данной скважины отличается наилучшей стабильностью, в течении всего периода она не требовала перевода на периодическую эксплуатацию. И на конец 2009-го года средний дебит по ней составил 23 т/сут безводной нефти.

Рис. 1.21. Показатели работы скважины 702

Скважина 703

На рисунке 1.22. отображена динамика основных показателей работы добывающей скважины 703.

    Эксплуатация скважины началась в октябре 2004-го года. Начальный дебит нефти составил 236 т/сут, а уже в следующем месяце он достиг своего максимального значения - 278 т/сут, что является наибольшим значением дебита по скважинам Восточно-Возейюского месторождения.

    Следует отметить, что данная скважина единственная вскрывает обе продуктивные пачки пласта S₁sn, и как следствие вскрывает наибольшую эффективную толщину нефтенасыщенных коллекторов.

    Но при этом и темпы снижения дебита по скважине на режиме фонтанирования самые высокие, что может говорить о неэффективном использовании пластовой энергии, запаса которой, в виду отсутствия активности законтурной области, не хватило для поддержания работы скважины с столь высокими дебитами. И уже в течении 2006-го года скважина была переведена сначала на механизированную добычу, а спустя полгода уже на периодическую эксплуатацию ЭЦН.

    И начиная с мая 2007-го года дебит по скважине не превышал 10 т/сут.

    Следует также отметить, что в продукции данной скважины практически с самого начала присутствует вода. Ее быстрое появление можно связать с близостью внутреннего контура нефтеносности в пачке 2. Но в виду низкой активности водоносной области, месячная добыча воды в течении всего периода эксплуатации не превышала 60 м³.

Рис. 1.22. Показатели работы скважины 703

Скважина 704

    На рисунке 1.23. отображена динамика основных показателей работы добывающей скважины 704.

    Данная скважина была введена в эксплуатацию последней, она расположена на периферийном участке блока А, и вскрывает пласт в зоне с ухудшенными коллекторскими свойствами.

    Она отличается наименьшим значением начального дебита, равным 21 т/сут, и как можно увидеть на представленном графике, отличается крайне нестабильной работой, в следствии осложнений, возникающих в процессе ее работы.

    Следует отметить период длительного простоя скважины в ожидании КРС с мая 2006 по март 2007 года.

    С августа 2007-го года средний дебит по нефти не превышал 1 т/сут, при периодической эксплуатации скважины установкой ЭЦН.

Рис. 1.23. Показатели работы скважины 704

                 1.2.1. Динамика пластового давления

Начальное пластовое давление по залежи определялось по данным исследований скважин до начала их эксплуатации. Непосредственные измерения давления осуществлялись как в открытом стволе, так и в колонне скважинными манометрами в остановленной скважине. В ряде случаев давление рассчитано по кривой восстановления давления методом Хорнера. Для оценки начального пластового давления продуктивных отложений рассматривались только представительные результаты замеров по поисковой скважине 2-Ср.К. Замеры пластовых температур производились в статических условиях с применением максимального термометра в скважине 2-Ср. К.

На рисунке 1.24. представлена динамика пластового давления за весь период эксплуатации Восточно-Возейюского месторождения.

Гидродинамические исследования, проведенные на стадии наиболее интенсивной добычи (2005-2006 гг.), выявили существенное падение пластового давления в зоне отборов. Пластовое давление, замеренное в январе 2006 г. в зоне дренирования скважины 702, фиксируется на уровне 31,08 МПа, что на 8,2 МПа ниже начального (39,3 МПа), в зоне отбора скв. 703 пластовое давление, замеренное в феврале 2007 года равно 27,94 МПа, что на 11,4 МПа ниже начального.

  Наблюдаемоеснижение пластового давления на месторождении свидетельствует об отсутствии активного влияния законтурной области, о чем также говорит отсутствие по 3-м скважинам из 4-х скважинам водопроявлений постоянного характера.

Анализируя представленную информацию можно сказать, что при интенсивной промышленной разработке залежи для эффективного режима вытеснения нефти потребуется создание системы поддержания пластового давления.

Рис. 1.24. Динамика пластового давления в зоне отборов

   10. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

10.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости

в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

    Выбор рационального способа подъема жидкости зависит от начальных гидродинамических условий залежей, режимов работы скважин, а также принятой системы разработки. В условиях Восточно-Возейюского месторождения определяющую роль так же имеет опыт предшествующей пробной эксплуатации скважин (с 2003г.).

    Анализ результатов исследований скважин и пластов Восточно-Возейюского месторождения, характеристики режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин, изложен в главе 3.

Опытно-промышленная разработка месторождения началась в 2004 г. вводом двух эксплуатационных скважин (702 и 703), вскрывших залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего силура (пачка 1 и 2). В течение 2005 г. пробурены и введены в эксплуатацию еще две скважины (скв.701, 704).

Эксплуатационный фонд добывающих скважин состоит из четырех скважин (скв. 701-704), все числятся в действующем фонде.

Для добывающих скважин характерна разнодебитность, обусловленная геолого-физическими особенностями вскрытых продуктивных отложений.

Максимальные вступительные дебиты (231.2 т/сут - скв.703 и 98.5 т/сут - скв.702) получены в скважинах, расположенных в центральной части залежи. По скважинам, расположенным ближе к периферийной части, вступительные дебиты оказались значительно ниже (40 т/сут - скв.701, 21 т/сут - скв.704).

Для оценки потенциала фонтанирования скважин Восточно-Возейюского месторождения были построены характеристики фонтанирования и индикаторные кривые. При расчетах характеристик фонтанирования предполагалось, что НКТ спущены до верхних дыр перфорации.

Следует отметить, что характеристики фонтанирования в общем виде представляют собой результат решения гидравлической задачи по определению минимально необходимого начального давления (на входе Рзаб) для обеспечения возможности транспорта газожидкостной смеси по вертикальным трубам (в зависимости от фазового состояния и обводненности транспортируемой среды) при определенных параметрах и характеристиках потока на различных участках подъемника, геометрии обсадной колонны и лифтовых труб, гидравлических сопротивлений и задаваемого устьевого давления (Руст на выходе). Отсюда очевидно, что предельные забойные давления фонтанирования не могут сами по себе служить инструментом для прогнозирования фонтанного периода эксплуатации скважин, продолжительность которого зависит от гидродинамического состояния залежи, ее связи с законтурной областью, величины отборов продукции, эффективности системы воздействия и т.д. Однако, если в результате интегрального воздействия многих факторов, в конечном итоге, давление на входе потока (Рзаб) в вертикальные трубы (обсадные и лифтовые) станет равным или выше расчетного предельного давления для определенной степени обводнения продукции, фонтанирование скважины с заданной депрессией и дебитом прекратится. Если отсутствует возможность достижения или уменьшения предельного забойного давления фонтанирования, то фонтанирование скважины вообще не возможно.

Характеристики фонтанирования для скважин Восточно-Возейюского месторождения представлены на рисунке 10.1. Как видно из рисунка, фонтанирование скважин возможно в широком диапазоне дебитов и обводненностей.

Даже в случае минимальной газонасыщенности нефти (158.6 м³/т) сохраняются условия фонтанирования скважин при устьевом давлении 1.6 МПа и обводненности до 70%. Однако, снижение пластовых давлений до уровня 30.0-32.0 МПа обусловливает необходимость перевода добывающих скважин на механизированную добычу.

Дополнением к технологической схеме разработки месторождения предусмотрено, что все добывающие скважины с первого года эксплуатации переводятся на механизированную добычу.

Применение газлифта на месторождении в принципе возможно, но при высокой обводненности продукции экономическая эффективность газлифта снижается. Кроме того, из-за коррозионной агрессивности пластовой воды и газа потребуются дорогостоящие мероприятия антикоррозионной защиты. Именно, интенсивная углекислотная коррозия скважин и нефтегазопроводов явилась главной причиной ликвидации газлифтного способа на Правдинском, Варьеганском и, частично, на Самотлорском месторождениях Западной Сибири.

Использование винтовых или диафрагменных насосов осложняется значительной глубиной скважин, что требует высоких напоров.

Рис.10.1. Характеристики фонтанирования пласта S1sn

В качестве основного способа эксплуатации скважин на месторождении рекомендуются установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые опробованы в период пробной эксплуатации скважин. Основную часть механизированного фонда следует оснащать насосами ЭЦН-18-2500, ЭЦН-30-3200, ЭЦН-80-3200.

Для увеличения межремонтного периода работы ЭЦН рекомендуется оснастить насосы защитно-контрольной системой EST (или отечественным аналогом ТМС-3), обеспечивающей контроль и регистрацию температуры, давления и вибрации.

10.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями

при эксплуатации скважин

10.2.1. Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО)

Нефть Восточно-Возейюского месторождения характеризуется повышенным содержанием парафина (4.5–5.1 %), что определяет высокую температуру ее застывания +5^оС. Содержание смол невелико 4.1 %, асфальтенов - 0.9 %. Из-за достаточно высокого газового фактора в стволе скважины будет наблюдаться интенсивное охлаждение смеси и при температурах ниже 35^оС выпадение АСПО является весьма вероятным. Такие температуры будут наблюдаться в добывающих скважинах на глубине около 600 – 800 м, что в среднем характеризует глубину начала парафиноотложений. В низкодебитных скважинах эта глубина может увеличиться до 1000 – 1500 м.

Для предотвращения АСПО может быть использована магнитная обработка добываемой жидкости с помощью магнитных камер, устанавливаемых на НКТ в стволе скважин. Различные инженерные и сервисные компании России и зарубежных стран используют магнитные камеры различных типов. Например, по данным промысловых испытаний и массового внедрения в НГДУ «Стрежевойнефть», «Урьевнефть», «Покачевнефть» магнитные камеры типа АМС-2 и АМС-2,5 обеспечивают снижение межочистного периода в 5 – 8 раз, наработка на отказ ЭЦН увеличилась с 125–170 суток до 350 суток.

В качестве основного метода предотвращения АСПО рекомендуется использование ингибиторов отложений, например, реагентов СНПХ-7401М, СНПХ-7846 или их аналогов. В последнее время все более широкое применение находят ингибиторы парафиноотложений типа МЛ, разработанные во ВНИИнефти.

Преимущество химических реагентов состоит в том, что они действуют не только в стволе скважины и выкидных линиях, но сохраняют активность и при временном хранении нефти и последующей транспортировке. Технология ввода ингибиторов заключается в постоянной (дозированной) или периодической подаче реагента в затрубное пространство скважин из расчета 100 – 200 г/м³ добываемой жидкости. Дозированная подача осуществляется блочными насосными установками типа БХР-10, величина ударной и основной дозировки уточняется по результатам промысловых испытаний.

Для условий трещиноватого коллектора Восточно-Возейюского месторождения может быть использована технология комбинированных обработок, заключающаяся в том, что ингибитор в заданном объеме закачивается в призабойную зону, откуда впоследствии постепенно вымывается потоком пластовых флюидов. Преимущество комбинированного воздействия состоит в возможности увеличения не только межремонтных периодов работы, но и продуктивности скважин.

В качестве метода удаления АСПО в тех скважинах, где ингибирование неэффективно, предполагается применение скребков различных конструкций. Возможно использование промывок скважины органическими растворителями типа СНПХ-7р-11 или СНПХ-7р-8. Расход растворителя на одну промывку 8–12 м³, периодичность обработок 6–12 раз в год, для продавки растворителя по затрубному пространству используется дегазированная нефть в объеме 50–60 м³.

Мероприятия по предотвращению АСПО реализуются на скважинах с обводненностью до 50%. При дальнейшем росте обводнения продукции образующиеся частицы АСПО концентрируются на границе раздела фаз (нефти и воды), и формирование отложений на стенках НКТ становится маловероятным.

10.2.2. Отложения неорганических солей

Этот вид осложнений не является опасным на первоначальной стадии разработки месторождения из-за малой обводненности продукции. Однако пластовая вода Восточно-Возейюского месторождения потенциально способна выделять карбонаты кальция в значительных количествах.

Кроме того, при разгазировании пластовой воды будет происходить повышение щелочности, смещение карбонатного равновесия и осаждение карбоната кальция. Наиболее интенсивные отложения солей будут наблюдаться в высокодебитных скважинах, обводняющихся пластовыми водами.

В начальный период эксплуатации скважин интенсивное обводнение маловероятно, однако в дальнейшем предотвращение отложений солей в НКТ и на рабочих поверхностях погружных насосов может стать серьезной проблемой.

Для ее решения обычно используются химические методы – ингибиторы отложений. Наиболее широко в этой области распространены фосфорорганические соединения, например, ПАФ-13А, способ применения – закачка в призабойную зону из расчета 15 – 20 г на 1 м³ добываемой воды. Периодичность операций – 2 раза в год.

     10.2.3. Образование газовых гидратов

Из-за высокого газового фактора этот вид осложнений не исключается полностью, хотя при нормальной работе скважин нефть препятствует гидратообразованию. Твердые газовые гидраты могут формироваться в простаивающих скважинах в интервале залегания многолетнемерзлых пород, где температура не превышает 0^оС. Кроме того, возможно образование газовых гидратов в устьевом оборудовании при стравливании из скважин нефтяного газа.

Для ликвидации гидратных пробок достаточно эффективны тепловые методы. В частности, при отсутствии циркуляции из-за образования гидратной пробки в НКТ рекомендуется закачка в затрубное пространство горячей нефти агрегатом АДП-4 в объеме 15–20 м³.

Образование газовых гидратов вполне вероятно при транспорте сырого газа по газопроводу. Для предотвращения этого вида осложнения в холодное время года рекомендуется ввод в газопровод метанола в количестве 2 кг на 1000 м³ газа. Однако, для условий сбора и транспорта продукции на Восточно-Возейюском месторождении последний вид осложнений неактуален.

10.2.4. Коррозия нефтепромыслового оборудования

Продукция Восточно-Возейюского месторождения отличается высокой коррозионной активностью. Коррозия стального оборудования и трубопроводов определяется высокой минерализацией пластовой воды (до 200 г/л), высоким содержанием углекислого газа и сероводорода в попутном нефтяном газе (2.2 % мол. и 0.34 % мол., соответственно).

Наиболее интенсивная коррозия подземного оборудования скважин наиболее вероятна при обводненности свыше 70%.

По многочисленным публикациям и опыту эксплуатации месторождений Тимано-Печорской провинции прогнозные значения скорости коррозии могут быть оценены величинами от 1 до 5 мм/год. Наибольшую опасность представляет коррозионное разрушение нефтегазопроводов и напорных нефтепроводов, которое может сопровождаться значительными выбросами нефти на рельеф.

В высокообводненных скважинах, оборудованных УЭЦН, коррозионному разрушению часто подвергаются резьбовые соединения НКТ. Специфичность процесса коррозии здесь заключается в том, что вода капиллярно удерживается в муфтовом зазоре и постепенно проникает в резьбовое соединение. Остальная поверхность труб играет роль катода, на ней происходит извлечение из потока агрессивных компонентов. Этот вид коррозии не может быть ликвидирован только химическими методами, необходимы также мероприятия по уплотнению зазоров, в частности:

- усиленная герметизация резьбовых соединений фторопластовой лентой ФУМ или цинк-протекторной смазкой типа Р-402;

- применение уплотняющих колец из пластмассы или цинк-алюминиевых сплавов для заполнения муфтового зазора между концами НКТ.

Для защиты обводненных скважин рекомендуется также вододиспергируемые ингибиторы коррозии, например, СНПХ-6301 (ТУ 39-1414-89), СНПХ-6011БМ (ТУ 39-5765657-052-88) с температурой замерзания соответственно –55^оС и –38^оС. Подача ингибитора СНПХ-6301 в затрубное пространство наиболее обводненных скважин осуществляется ежемесячно передвижными насосными агрегатами типа УНГ-1, ЦА-320 порциями по 0.3 – 0.5 т. Технология применения ингибитора СНПХ-6011БМ аналогична, расход реагента повышается на 50–60%. Возможна также дозированная закачка реагентов с помощью блочных установок.

Для нефтесборного коллектора и напорного нефтепровода защита внутренней поверхности от коррозии наиболее эффективно осуществляется технологическими методами. Вследствие не слишком большой протяженности нефтегазопроводов и достаточности резерва устьевых давлений, выкидные линии и сборный коллектор выполняются из труб малого диаметра, что обеспечивает транспортировку попутно добываемой воды в эмульгированном состоянии при обводненности до 60%. При этом необходимость в прочих методах антикоррозионной защиты отсутствует.

При дальнейшем обводнении продукции защиту от коррозии внутренней поверхности напорного нефтепровода целесообразно совмещать с его очисткой. Используется ингибитор ЕС 1163А пленочного типа с высоким эффектом последействия. Расход реагента 50–100 кг в месяц на один участок трубопровода. Ингибитор вводится в нефтепровод периодически 1–2 раза в месяц через камеры пуска после эластичных разделителей.

Добыча, перекачка и дегазация подтоварных минерализованных вод должна производиться по герметизированной схеме, исключающей поступление в воду кислорода воздуха, стимулирующего коррозию. Защита внутренней поверхности водовода к нагнетательной скважине осуществляется периодической обработкой ингибиторов, например, KW 2175 (35 – 40 г/м3) фирмы Бейкер-Хьюз (США).

Контроль внутренней коррозии осуществляется:

- установкой устройства для ввода образцов-свидетелей в напорном нефтепроводе;

- измерением толщины стенки напорного нефтепровода пропуском измерительных поршней фирмы Пайтроник (Германия) один раз в 4–5 лет.

В таблице 10.1 приведен перечень мероприятий по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин.

Таблица 10.1. Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин

         СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. «Проект пробной эксплуатации Восточно-Возейюского нефтяного месторождения», ООО «Ухтинская комплексная методическая экспедиция», 2003г.

2. «Авторский надзор за реализацией Проекта пробной эксплуатации Восточно-Возейюского нефтяного месторождения», ООО «НОВА технолождиз», 2006г.

3. «Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Восточно-Возейюского месторождения по состоянию на 01.06.2006 г., ООО «Геотехпроект», 2006г.

4. «Технологическая схема разработки Восточно-Возейюского месторождения», ЗАО «Инженерный центр КНК», 2007г.