Освоение скважин азотом на Южно-ягунском месторождении

 

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.

Минирализация вод по пластам характеризуется следующими значениями:

 

БС101 18,2…23,6 г/л,

БС102 21,0…21,3 г/л,

БС101 19,5…21,1 г/л,

 БС112 18,4…22,7 г/л.

 

Хлор-иона содержится 13475 мг/л.

Натрий-иона 8466 мг/л,

Кальцый иона 532 мг/л.

Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах:

иод 0,84…4 мг/л,

бром 43,6…67,6 мг/л,

аммоний 30…75 мг/л.

Растворимый газ в основном состоит:

метан 82,4…84,6 %,

этан 3,37…4,40 %,

пропан 1,75…2,19 %,

изобутан 0,129…1,154 %,

бутан 0,526…0,55 %,

азот 4,67…8,28 %,

гелий 0,06…0,184 %,

углекислый газ 1,86 %.

 

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

3.1 Основные  проектные решения по разработке  Южно - Ягунского месторождения

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно- Ягунского месторождения (2).

Технологической схемой разработки Южно - Ягунского месторождения предусмотрено:

- выделение  двух эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11

- применение  по каждому объекту блоковой  системы разработки с 3-х рядным  размещением скважин по сетке 500х500м.

- общий  проектный уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год

- общий  проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год

- общий  проектный объем закачки воды - 13 млн.м3 /год

В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИП Инефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:

- выделение  трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием  их самостоятельными сетками  скважин;

- применение  по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой  системы разработки с 3-х рядным  размещением скважин по треугольной  сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения  по сетке 400х400 м;

- ввод  в разработку пласта 1БС10, совпадающего  в плане с пластом 2БС10, производить  при организации самостоятельной  системы заводнения на каждый  пласт при совместном отборе  продукции из добывающих скважин;

- общий  проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

 При  расчетах рассматривались запасы  нефти, числящиеся на балансе  ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую  основу приняты решения, рассмотренные  и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого - технических  совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и  размещении новых скважин. Необходимость  уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.

1. За  время, прошедшее с утверждения  предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах  нефти как в качественном, так  и количественном выражениях. Балансовые  запасы нефти в целом по  месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).

2. Основные  пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам  обладают высокими коллекторскими  свойствами. Пласты с аналогичными  свойствами на других месторождениях  характеризуются значительными  показателями нефтеизвлечения.

 Однако, накопленная добыча нефти по  высокообводненным скважинам и  отдельным участкам в 2-3 раза меньше  ожидаемой.

4. Из  числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт  крайне неоднороден по коллекторским  свойствам и принадлежит по  типу к недонасыщенным нефтью  коллекторам.

5. Обводненность  продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала  проектную на 15-20%. Характеристика  обводнения основных запасосодержащих  пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой  и в ближайшие годы следует  ожидать интенсивного обводнения  первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных  извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся  бурение будет размещаться в  водо- нефтяных, краевых зонах, обводненность  будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.

 С  целью уточнения предыдущего, с  учетом новых данных, в 1990 году  институтом СибНИИНП была составлена  дополнительная записка к технологической  схеме разработки Южно - Ягунского  месторождения.

Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения:

- проектный  уровень добычи нефти - 9.451 млн.т.

- проектный  уровень жидкости - 24.1206 млн.м.

- проектный  объем закачки воды - 30.5802 млн.м

- общий  фонд скважин за весь срок  разработки - 3323 шт.

- фонд  скважин для бурения всего - 1047 шт.

- на основной  залежи сохранить проектную сетку  скважин.

- предусмотреть  в более поздние этапы разработки  переход на блочно - замкнутую  систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11;

- применение  для пласта ЮС1 площадной семиточечной  системы разработки с расположением  скважин по сетке 500х500м;

На месторождении реализуется блоковая система разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводнения в настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическим условиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого, применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10-11 сформировало, в основном, две группы скважин:

1 группа - скважины, работающие только на  один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11).

2 группа - скважины, работающие на два  пласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11)

 

3.2 Текущее  состояние разработки

 

По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождении пробурено 1804 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1376, нагнетательных-363, прочих-65. На 1.01.2002 г. фонд добывающих скважин составляет в целом по месторождению 1376 скв., в том числе по объекту БС11 - 577 скв. по объекту БС10 – 762 скв. и по объекту ЮС1- 37 скважин. Из всего фонда добывающих скважин в целом по месторождению более 35% фонда эксплуатируют совместно два и более пласта. По объекту БС10 более 43.5% фонда скважин работают совместно на пласты БС10-1 и БС10-2. По объекту БС11 совместно работающие скважины составляют около 23%. Фонд нагнетательных скважин составляет 363, из них по объекту БС10 - 202 скважины и по объекту БС11 - 166 скважин. В 40 нагнетательных скважинах (14.7% из общего фонда) закачка воды осуществляется на два и более пластов.

Буровыми бригадами Когалымского управления буровых работ за 2001г. пробурено 1201 метра горных пород. Средний дебит одной новой скважины по нефти составил 25,8 т/сут. На 01.01 2002 года с начало разработки месторождения отобрано 90505,1т.т. нефти, что составил 81,6% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при этом темп отбора от НИЗ составил 3,84%.

Средний дебит жидкости одной скважины снизился на 0,8т/сут. и составил 40,5т/сут, по нефти 12,5т/сут. При этом среднегодовая обводненность составила 69,2%. Процент падения добычи составил 1,1%

На 1 января 2002 года эксплуатационный фонд НГДУ «Когалымнефть» составил 1008 скважин, в том числе действующих - 922. Эксплуатация осуществляется механизированным способом: электроцентробежными насосами – 75%, штанговыми глубинными насосами – 25%

Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 Динамика действующего фонда и фонда добывающих скважин за 1995 - 2001 г.г.

Год ( на 01.02)	Фонд добывающих скважин	Действующий фонд		В % к 1996, скважин
		Скважин	% от добыв.		Добыв.	Действ.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002	1231 1236 1192 1023 1020 1009 1008	879 948 1072 918 938 908 922	71,4 76,7 89,9 89,7 91,96 89,99 91,47		100 100,4 96,8 83,1 81,9 81,9 81,9	100 107,8 122,0 104,4 103,6 103,3 104,9

 

Эксплуатационный и действующий фонд нагнетательных скважин составил соответственно 208 и 159, т.е. значительная часть фонда скважин находится в бездействии.

 Весь  действующий фонд добывающих  скважин механизирован, из них 78% оборудовано ЭЦН (724скв.), 22% - ШГН (198 скв.).

 Дебиты  добывающих скважин изменяются  в широких пределах: от0.8 м3/сут. по жидкости и до 85 т/сут - по нефти. Средний дебит добывающих скважин в целом по месторождению составляет по нефти 18.2 т/сут, по жидкости - 52.7 м3/сут. Текущая обводненность 65.2% (весовая). Из всего фонда побывавших в эксплуатации скважин 234 скважины достигли обводненности свыше 98%. В бездействующем фонде - 97 скв., в эксплуатации находятся 137 скважин. Скважины, находящиеся в эксплуатации с обводненностью свыше 98%, составляют 7.7% от всего действующего фонда добывающих скважин.

В целом, исключая отдельные участки, разработка пластов ведется при реализации трехрядной системы заводнения. Кроме этого, на центральных участках основных пластов БС10-2 и БС11-2 освоена приконтурная система закачки.

Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. За год закачано 14910 т.м воды. В летний период проводилось отключение ряда нагнетательных скважин с целью изменения фильтрационных потоков.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 102.5 %, с начала разработки - 108,6%

Оценка текущих извлекаемых запасов по Южно-Ягунскому месторождению приведена в следующей таблице.

 

Таблица 3.2 Баланс запасов нефти Южно-Ягунского месторождения по пластам

Пласт	Нач.извлек.запас (В+С) тыс.т.	Кол-во отобран. нефти, тыс.т.	Тек. извлек. запасы на 01.01. 2000г. тыс.т.	Активные запасы		Трудноизвлекае-мые запасы
				тыс.т	%	тыс.т.	%
БС10-1 БС10-2 БС11-1 БС11-2	14013 39212 3507 49840	5352,4 36564,3 2386,8 40265,2	8660,6 2647,7 1120,2 9574,8	2641,5 1821,2 492,8 6070,4	30,5 68,8 43,8 63,4	6019,0 826,5 627,4 3504,4	69,5 31,2 56,2 36,6

 

Объект 1+ 2 БС10

Запасы пласта 2БС10 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта 2БС10 является основной по запасам и удельной добыче.

Добыча нефти за год составила 2396. т.т., или 56,2% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12,7т/с. Обводненность среднегодовая 66,8%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 638 скважин, в том числе совместных 46.

Действующий фонд составил - 569 скважин. За год закачено 8349 т.м воды и компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120.8%. Средневзвешенное давление по пласту составило 223,5 атм.

По пласту 1БС10 добыто за год 420.722 т.т. нефти или 9.7% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 4,5 т/сут, обводенность 50%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 322 скважины, в том числе совместных 130 скважин.

Действующий фонд составил 290 и увеличился на 38 скважин.

Закачано воды за год 1050.269 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 109%, с начала разработки 141, 2%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 222,4 атм.

 

3. Анализ системы заводнения

 

Разработка Южно - Ягунского месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка воды ведется с 1984 года.

План по закачке воды на 01.01.2002 год составил 180686 т.м, в том числе пластовой 10108 т.м, сеноманской 7138 т.м, пресной 566 т.м.

План по закачке воды выполнен и составил 101,8%.

Прирост добычи нефти за счет закачки на 01.01.2002 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 17 нагнетательных скважин при плане 8 скважин.

В 2001 году закачка воды осуществлялась пятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС - 180-1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствами замера типа СВУ - 200 30 агрегатов.

Закачка пресной воды велась по БКНС № 5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250, 360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС -1,3,4 - велась закачка сточной воды.

На 01.01.2002 года фонд нагнетательных скважин составил: 363 скважины, в том числе действующих - 159 скважин, в бездействии - 48 скажин, в простое - 3 скважины.

На летний и зимний периоды составлялись организационно- технические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулирования компенсации отбора жидкости закачкой..

Система заводнения формировалась по пластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 год закачено 1081.99 тыс.м3. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.( 3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.

Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевести под нагнетание скважины 2527\133 ( 7 блок), запустить из бездействия в работу 2552\137 ( 8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине 2554\137 ( 8 блок).