Освоение скважин азотом на Южно-ягунском месторождении

Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 2212\36 ( 11 блок), 2185\32 ( 10 блок), 2697\166 ( 12 блок), 2694\39 ( 12 блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок).

Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока.

По пласту 2БС10 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено 8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2001 года.

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку.

 По  пласту 1БС11 компенсация составила  с начала разработки 52.5% по сравнению  с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация  на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется  по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С  начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

 

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

 

На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:

- дебитов  добывающих скважин,

- приемистости  нагнетательных скважин,

• забойных и пластовых давлений,
• динамических и статических уровней жидкости в добывающих скважинах,
• статических уровней в нагнетательных скважинах,
• прослеживание восстановления уровня жидкости (КВУ),
• прослеживание восстановления давления (КПД).

Эти исследования проводятся цехом ЦНИПР НГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.

По стволу скважин проводится комплекс геофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводились ОАО «Когалымнефтегеофизика».

Основная часть исследований приходится на контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностей скважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучение профилей притока и приемистостей.

Замеры пластового давления в скважинах служат основой для потроения карт изобар.

Результаты исследования скважин, выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.

В таблице 3.3. приведены основные результаты исследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даны показатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.

Разработка всех залежей объектов осуществляется с поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуется как жесткий водонапорный.

 

 

Таблица 3.3 Результаты исследования скважин и пластов

Наименование	1БС10	2БС10	1БС11	2БС11	ЮС1
Средневзвешенное пластовое давление, атм	219,0	228,4	218,0	232,0	234,2
Пластовая температура, ºС	71	73	80	82	83
Ср.дебит нефти, т/сут	16,4	35,6	27,8	33,6	3,5
Обводненность весовая, %	34	25,4	46	40,4	67,1
Газовый фактор, м3/т	53	45	46	72	83
Коэффициент продук-тивности, м3/сут*атм	0,25	0,389	0,18	0,375	0,072
Гидропроводность, мкм/мПа*с	1,75	32	50,7	50,7	1,56
Проницаемость, мкм	14	117	39	101	14

 

Объем исследованных скважин для определения коэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетах были учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.

По Южно - Ягунскому месторождению были проанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и 33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.

Результаты исследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.

Как видно из таблицы, по пласту 2БС10 толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11 этот показатель составляет 36.8%.

Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательных скважин

Количество скважин	Число перф.интерв.	Работающие пропластки, %			Не охвачено заводнением, %
		верх	середина	низ
Пласт 2БС10
23	25	36	12	20	32
Пласт 2БС11
33	33	23,7	10,5	20	36,8

 

Также на Южно-Ягунском месторождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено 366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважине проведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.

 Проводятся  гамма - каротаж (ГК),основной замер 100 метров на подъеме с захватом  вышележащего водоносного пласта, контрольный замер 50 м в интервале  перфорации и в местах искажения  ГК проявлением радиоактивных  аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленной на 6-8 часов  скважине. Выполняются основной  и контрольный замеры. При необходимости  остановка скважины контролируется  глубинным манометром по восстановлению  забойного давления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине - производится  запись ВНР, если пласт работает  через застойную воду ( на поверхности - нефть, в интервале пласта - вода).

Технология исследования скважин с закачкой меченого вещества.

Решаются задачи выделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиля отдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичности цементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информации для оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третью стадии разработки.

 Технология  включает закачку в прискваженную  часть пласта вещества с аномальными  нейтроннопоглащающими свойствами  и проведение фоновых и повторных  измерений методом импульсного  нейтронного каротажа (ИНК , чувствительным  к содержанию таких веществ  в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационным параметром  ИНК является декремент затухания  плотности тепловых нейтронов  Л, в качестве дополнительных  параметров может быть использовано  время жизни тепловых нейтронов  Т, скорость счета во временных  окнах на задержках после импульса  нейтронов.

 В  качестве меченного вещества  используют хлористый натрий, хлористый  кальций, хлористый калий, соляную  кислоту. Соляная кислота хорошо  пропитывает низкопроницаемые глинистые  породы, насыщенные нефтью и обеспечивает  большой охват вытеснением неоднородных  по проницаемости коллекторов  по сравнению с водными растворами. Ее целесообразно использовать  для решения качественных задач  контроля за разработкой. Этот  вид исследования только недавно  начал внедряться на Южно - Ягунском  месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.

 Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 были исследованы  методом шумометрии. Объем исследований  РГТ за 2001 год составил 103 скважины.

 Объем  исследований высокочувствительным  термометром в добывающих скважинах  составил 306 скважин, по определению  притока исследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность 47 скважин.

 На  Южно - Ягунском месторождении планируется  использование всевозможных методов  увеличения нефтеотдачи пластов  и вовлечение в разработку  слабодренируемых запасов, в том  числе 8 ГРП, 80 системных технологий, 102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более  широко внедрять циклическую  закачку в комплексе с системными  технологиями и одновременно  проводить селективную изоляцию  на добывающих скважинах.

Контроль за объемами закачки воды осуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы, остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованы замерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, по направлениям и по скважинам.

На нагнетательных скважинах за прошедший год проведено 28 капитальных ремонтов и 136 текущих. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин проведено 21 кислотных обработок.

 В таблице 3.5. приведены обемы  промысловых геофизических и  гидродинамических исследований, выполненных  на Южно-Ягунском месторождении  в 2001 году

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.

№ п/п	Вид исследований	Количества
		Скважин	Замеров
1	Определение профиля притока, источника обводн. и тех. сост. добывающих скважин	59	63
2	Определение профиля приемистости, тех. состояния нагнетательных скважин	208	211
3	Исследования гироскопичес. инклинометром	121	121
4	Определение Рпл.	177	419
5	Определение Нст.	753	2525
6	Определение Ндин.	1082	8121
7	Исследование методом КВУ	230	266
8	Исследование методом ПД	92	180
9	Замер дебита добывающих скважин	920	58717
10	Отбор устьевых проб на водосодержание	920	37350
11	Замер приемистости нагнетательных скважин	160	7370

 

Геолого–технические мероприятия (ГТМ)

 На  месторождении планомерно внедряются  различные методы повышения нефтеотдачи  и интенсификации добычи нефти.

 В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении  проведено 239 ГТМ с суммарным приростом  дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за  год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.6.

 

Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.

№ п/п	Вид мероприятий	Кол-во скв-н	Добыча нефти, т.т.	Средний при-рост дебита на 1скв-ну,т/сут
1	Ввод новых скважин	4	10,47	14,4
2	Ввод из бездействия	35	72,38	11,7
3	Ввод из консервации, пьезометра	42	21,48	2,6
4	Перевод на мех.добычу	3	6,02	12,7
5	Оптимизация режимов работы скважин	120	100,21	5,0
6	Ремонтно-изоляционные работы	18	15,4	8,2
7	Интенсификация притоков (ОПЗ)	53	65,01	10,1
8	Возврат с других горизонтов	9	10,5	7,1
	ИТОГО	293	309,19	6,8

 

Как видно из таблицы 3.6. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.7.

Таблица 3.7 Эффективность МУН применяемых в месторождений

№ п/п	Метод, технология	Количество, скв./обр.	Доп.добыча нефти, т.т.
1   2 3	Химические МУН ОПЗ добывающих скважин Гидродинамические МУН Физические МУН	87/95 49/50 84 12	258,2 66,65 106,04 48,14