Анализ оптимизированного фонда скважин

^{ВНК отбивается на а.о. -1680 – -1693м, наклон ВНК  с запада на восток. В северной части  отметка ВНК составляет -1685м.}

^{В сводовой части залежи выделяется газовая  шапка. ГНК отбивается на отметках -1610 – -1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5х9,5км, высота 41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.}

^{Размеры нефтяной части 52х32км, высота 80м, средняя  нефтенасыщенная  толщина 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.}

 

^{Пласт АВ₁3}

^{В пласте АВ₁3 выделяются три литологических типа:}

^{1) глинистые песчаники  типа “рябчик”;}

^{2) тонкое чередование  песчано-глинистых  пород – прослои,  толщиной}

^{менее 4 м;}

^{3) монолитные песчаники  - прослои толщиной  свыше 4 м.}

^{Как монолитные, так и  тонкослоистые песчаники  представлены слабоглинистыми коллекторами.}

^{Выделенные  в пласте АВ₁3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ₁3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ₁3 полностью представлен глинистыми коллекторами.}

^{Контур  нефтеносности пласта АВ₁3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.}

^{В сводовой части структуры  пласт АВ₁3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке -1611м. Залежь пласта АВ₁3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56х38км, высоту 140 м. Размеры газовой шапки 20х17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.}

 

^{Пласт АВ₁1-2 «рябчик»}

^{Продуктивный  пласт АВ₁1-2 «рябчик» является  крупной промышленной залежью Самотлорского месторождения. Тип залежи пластово-сводовый. По геологическому строению пласт АВ₁1-2 «рябчик» относится к сложным. Это связано как с особенностями коллекторских свойств, так и со сложным строением песчаных тел по площади и разрезу.}

^{К пласту приурочена нефтяная залежь с газовой  шапкой. Нефтяная часть  залежи в пределах лицензионных границ имеет размеры 77,5х41 км, высота около 80 м. ВНК по пласту принят на а.о. -1675 – -1698 м: на западном склоне структуры – -1675 – -1680 м; на восточном отмечается погружение до -1698 м.}

^{Газовая шапка занимает около 24% общей площади  залежи, размеры 33х26 км, высота около 100 м. Отметка ГНК -1611м.}

^{К востоку от основной залежи выделена незначительная по площади газовая  шапка, приуроченная к локальному поднятию.}

^{Внутри  площади основной газовой шапки  выделены зоны отсутствия газонасыщенных толщин и небольшие зоны полной глинизации коллекторов. В южной части залежи в локальном прогибе выделяется зона отсутствия нефтенасыщенных коллекторов.}

^{Представлен пласт АВ₁1-2 «рябчик» тонкими (от долей до 5-6 мм) прослоями и линзами песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Характерно беспорядочное слоисто-линзовидное чередование глинистых и песчано-алевролитовых пород, а также крайне неравномерное распределение глинистого цемента в песчано-алевролитовых пропластках. Такое сочетание пород получило местное название «рябчик».}

^{Глинистый раздел, отделяющий пласт АВ₁1-2 «рябчик» от нижележащего продуктивного пласта АВ₁3, прослеживается по всей площади месторождения, и лишь на отдельных локальных участках отсутствует, где и отмечается слияние пластов.}

^{От  других пластов группы АВ пласт АВ₁1-2 «рябчик» отличается сложным литологическим строением, высокой микро- и макронеоднород-ностью. Коэффициент расчлененности 5,8, песчанистости 0,58.}

^{Породы-коллекторы характеризуются  низкими фильтрационно-емкостными свойствами и сильной  изменчивостью как  по площади, так и  по разрезу.}

^{Основные  геолого-физические характеристики продуктивных пластов Самотлорского  месторождения сведены  в таблицу 1 (приложение).}

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

^{В процессе исследования скважин Самотлорского  месторождения были отобраны и исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти и газа, ф}изико-химическая характеристика ^{которых отображена в} таблице 2.

^{Согласно  ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых  пластов по плотности  относятся к легким (842-855 кг/м3), маловязким, смолистым (0,044-0,068 д.ед.), парафинистым (0,035-0,046 д.ед.). Нефти пластов и горизонтов АВ₁, АВ_2-3, БВ₈, БВ₁₀ и ЮВ₁ довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 0,27 до 0,34 д.ед., также близки молекулярные массы (123-130). Содержание легких углеводородов (CH₄-C₅H₁₂) изменяется от 0,78 до 0,127 д.ед.}

^{Максимальная  плотность нефти  при 20 0С отмечается по пласту АВ_2-3 (855 кг/м3), минимальная – по пласту БВ₁₀ (841 кг/м3). По содержанию серы нефти сернистые (2 класс) – серы от 0,009д.ед. до 00,11д.ед. По содержанию парафина нефти парафинистые – парафина от 0,025д.ед. (пласт АВ_1-3) до 0,035д.ед. (пласт АВ_2-3).}

^{По  своему составу несколько  отличается нефть  пластов АВ_4-5, молярная доля метана в ней достигает 0,33д.ед., а в разгазированной нефти содержание легких углеводородов состава СН₄-С₅Н₁₂ значительно меньше и составляет 0,044д.ед.}

^{Для этих нефтей характерны преобладание изомеров над нормальными  углеводородами. Они  относятся к химическому  типу А2.}

^{Нефтяной  газ при стандартной  сепарации состоит, в основном, из метана (0,78-0,86 д.ед.). Наиболее «жирный газ» содержится в пласте АВ_4-5, молярная доля метана в ней составляет 0,93д.ед., наиболее «жирный» содержится в пласте БВ₈1-2 (0,77д.ед.). Отношение содержания этана к пропану 0,4/0,05, что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводородов (С₆Н₁₄) составляет от 00,123 до 0,0128 д.ед. Количество двуокиси углеводорода невелико и наибольшее в газе пласта АВ_4-5 – 0,0128 д.ед., содержание азота не превышает 0,02 доли.ед.}

^{В целях  изучения физико-химических свойств нефти и газа Самотлорского месторождения проведены исследовательские работы институтом «Нижневартовск НИПИнефть».}

^{Химический  состав пластовой  воды в д.ед.: углекислый газ – 0,0002; азот – 0,0068; метан – 0,253; этан – 0,0126; пропан – 0,0126; изопентан – 0,0127};  изобутан – 0,0127;  гексаны – 0,0506; гептаны – 0,0534; остаток (С₈ и выше) – 0,554.

^{Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения, ф}изико-химические свойства которых представлены в ^{таблице 3 (приложение), относятся к хлоркальциевому типу с высоким   содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатионов. Исключение составляет пласт АВ_4-5, где фиксируется повышенное содержание гидрокар-бонатионов и пониженное содержание ионов кальция.}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ  РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ_4-5 Самотлорского месторождения

Объект введен в разработку в 1969 году. За всю историю разработки на 1.01.2010 г. добыто 370 млн. т нефти, что  составляет 86,4 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,489. Накопленная добыча жидкости составила 2037 млн. т, накопленная закачка - 2147 млн. м³.

В разработке объекта можно выделить три этапа:

• с начала эксплуатации до 1983 года – объект характеризуется активным разбуриванием, наращиванием отборов нефти и жидкости. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в этот период (29 млн.т. в 1983 г. при обводненности 49 %). На конец 1983 г. накопленная добыча нефти составила 210 млн.т (57,0 % от всей накопленной добычи).
• с 1984 по 1994 гг. – на фоне наращивания добычи жидкости и закачки воды наблюдается быстрое снижение добычи нефти при прогрессирующем обводнении залежи (ежегодный процент падения добычи нефти составляет более 10 %). Максимальный процент падения отборов нефти отмечен с 1991 по 1993 г. – 29 - 33 %.
• с 1994 года снижение добычи нефти немного стабилизируется (процент падения не превышает 10 %), а в последние три года отмечается ее рост, связанный с началом широкомасштабного применения зарезок боковых стволов на объекте. Несмотря на проводимые мероприятия по выводу скважин из бездействия, наблюдается значительное сокращение действующего фонда добывающих скважин, остановленное только в последние три года.

Динамика основных технологических показателей разработки приведена на рис. 2.3, 2.4, 2.5 и в таблице 4 (приложение).

Рис. 2.3. Динамика добычи нефти и жидкости, закачки воды

По объекту реализуется  предусмотренная проектом система  разработки блоковая с тремя и  пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно-замкнутую.

Пласт АВ_4-5 является одним из основных по добыче объектов месторождения. Четверть накопленной добычи нефти месторождения (27 %) добыто скважинами пласта.

За 2010 год добыто 1599 тыс. т нефти (по проекту 1582 тыс.т), что превышает прошлогодний уровень на 71 тыс.т (+ 5 %). Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,4 %, от текущих извлекаемых запасов – 2,7 %.

Добыча жидкости снизила свое значение на 2,4 млн.т. Дебит жидкости в 2010 г. составил 252,0 т/сут (280,7 т/сут в 2008 г.), снижение наблюдалось на фоне ввода низкодебитных новых скважин (дебит 147,3 т/сут), выбытии высокодебитных высокообводненных скважин и деоптимизации насосного оборудования.

Рост добычи нефти по сравнению  с предыдущим годом связан с вводом новых добывающих скважин и проведением геолого-технологических мероприятий (за счет зарезок боковых стволов на фонде пласта дополнительно добыто 113 тыс.т. нефти). Обводненность снизилась с 96,9 до 96,6 %.

Рис. 2.4. Динамика дебитов нефти и жидкости, обводненности

Рис. 2.5. Динамика добывающего и нагнетательного фондов скважин

Всего в 2011 году на объект введено 86 добывающих скважин (три из бурения, в том числе один горизонтальный боковой ствол и 83 скважины переведены с других пластов). Кроме этого, для поддержания пластового давления под закачку переведено семь скважин, две из добывающего фонда, четыре скважины из пьезометра и одна из фонда консервации.

За счет ввода новых  скважин добыто 165 тыс. т нефти (10 % от годовой добычи), дебит нефти новых скважин 12,7 т/сут, жидкости – 153,9 т/сут, обводненность – 91,8 %.

В 2011 г. из неработающего фонда пласта АВ_4-5 в работу запущено 91 скважина (78 добывающих и 13 нагнетательных). Основные мероприятия, проводимые на скважинах – это перфорационные работы (дострел, перестрел), ЗБС и ликвидация аварий. Однако 10 введенных в работу добывающих скважин на конец года вновь выбыли в неработающий фонд по причинам обводнения, отработав, в большинстве, несколько дней. За счет вывода скважин из бездействия добыто 88 тыс. т нефти, дебит нефти выведенных из бездействия скважин составил 10,3 т/сут, жидкости – 138,9 т/сут при средней обводненности 92,6 %.

Средний дебит скважин  по нефти за 2011 год составил 8,7 т/сут, по жидкости – 252 т/сут (в 2009 г. – 8,7 и 280,7 т/сут соответственно), средняя обводненность равна 96,6 % (в 2010 г. – 96,9 %).

Накопленная добыча нефти  на одну скважину, участвовавшую в  разработке – 159 тыс. т, что является одним из наиболее высоких показателей  среди объектов. Кратность запасов при текущем темпе отбора от НИЗ – 37 лет.

Формирование системы  ППД начато в 1971 г. Практически на протяжении всей разработки закачка  компенсировала отборы жидкости на 90 – 100 %. Действующий нагнетательный фонд в течение всей истории имеет  тенденцию к увеличению, за исключением периода 1989 – 1993 гг, когда часть нагнетательного фонда была остановлена для регулирования закачки. В 2011 г. закачано 47,2 млн. м³ при отборе жидкости 46 млн т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 441,4 м³/сут. Текущая компенсация за 2011 год - 101,2 %, накопленная компенсация – 99,6 %.

 

 

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 1.01.2011 г. общий фонд объекта составляет 1648 скважин: в добывающем фонде числится 1161 скважин. Характеристика пробуренного фонда добывающих скважин приведена в таблице 5 (приложение).

Фонд добывающих скважин на объекте составляет 1161 скважину, из них: действующих – 538, бездействующих – 281, в консервации – 56, наблюдательных – 19, контрольно-пьезометрических – 94, ликвидировано – 192 скважины. Распределение добывающих скважин по категориям приведено на рис. 2.1.