Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.СОДЕРЖАНИЕ.
1.1. Характеристика района работ…………………………………………..стр.5
2.1. Стратиграфия………………………………………………………….….стр.6
2.2. Тектоника…………………………………………………………….……стр.9
2.3. Нефтегазоносность……………………………………………………...стр.10
2.4. Водоносность………………………………………………………….…стр.13
2.5. Характеристика продуктивного пласта БВ8…………………………..стр.14
2.6. Свойства пластовых жидкостей и газов……………………………..…стр.22
2.7. Характеристика геологического строения зоны проведения
работ ГРП…………………………………..…….……….……………….стр.24
3.1. Основные проектные решения по разработке пласта БВ-8…… …….стр.27
3.3. Состояние техники и технологии добычи нефти….…………………..стр.38
3.3.1. Состояние эксплуатационного фонда скважин…..…………….……стр.38
3.3.2. Оборудование добывающего фонда скважин……..…………………стр.39
3.3.3. Система заводнения……………………………………………………стр.40
3.4. Состояние контроля за разработкой………………………………….…стр.41
4.1. Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике………..…стр.43
4.2. Оборудование, применяемое для ГРП…………………………….……стр. 46
4.3. Состав комплекса специальной техники применяемой СП "Катконефть» 47
4.4. Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП…...… стр. 56
4.5. Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП…….…………..стр.57
5.1. Выбор скважины для ГРП…………………………………..…………….стр.60
5.2. Описание технологии ГРП………………………………..………………стр.61
5.3. Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП.стр.63
5.4. Наземные операции и технология проведения ГРП СП "Катконефть".стр.63
5.5. Наименование работ, выполняемых для освоения скважин после ГРП.стр.65
5.6. Расчет ГРП пласта БВ-8 на скважине 6130 куста 306…………………..стр.66
5.7. Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП………..стр.72
5.8. Анализ эффективности ГРП……………………………………..………стр.73
6.1. Анализ влияния ГРП на ТЭП НГДУ «Ватьеганнефть» ………..…стр.85
6.2. Обоснование эффективности проведения ГРП……………………..…стр.86
6.3. Анализ чувствительности проекта …………………………………….стр.85
7.1.Условия труда при производстве ГРП …………………………………стр. 91
7.2.Идентификация опасностей ……………………………………………..стр.96
7.3.Рекомендация по уменьшению риска производственных процессов ..стр.97
7.4. Организационные мероприятия,направленные на повышение
безопасности работ ……………………………………………………...стр.98
7.5.Обеспечение электро-пожаро и взрывобезопасности …………….….стр.100
7.6.Организация обучения безопасным методом работы ………………..стр.101
7.7.Организация контроля за состоянием оборудования,соблюдением
правил и норм ……………………………………………………….стр.103
8.ТЕХНИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА.
8.1.Условия труда при производстве ГРП…………………………………стр.105
9.1.Концепция экологической политики НК «ЛУКойл»……………………стр.110
9.2.Охрана недр и окружающей среды……………………………………..стр.112
9.3.Анализ деятельности природоохранной службы за 2000 год…………стр.114
10.ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………….. стр.118
Список используемой литературы……………..…………..…стр.119
ПРИЛОЖЕНИЯ
Введение
Повховское месторождение открыто в 1972 году. Первое утверждение запасов нефти в ГКЗ СССР состоялось в 1982 году (протокол № 9155). В 1994 году выполнен пересчет запасов с утверждением в ГКЗ РФ (протокол № 268 от 22.07. 1994 г.). Впоследствии начальные балансовые запасы нефти месторождения были несколько увеличены за счет ежегодных приростов в ЦКЗ и ТКЗ.
По состоянию на 1.01.1999 г. на балансе ВГФ по месторождению числится начальных балансовых категории В+С1 549520 тыс.т, категории С2 – 88737 тыс.т, всего по трем категориям – 638257 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы нефти на эту же дату по категории В+С1 составили 170120 тыс.т, С2 – 9530 тыс.т, всего-179632 тыс.т. Коэффициент нефтеотдачи по месторождению для запасов категории В+С1 равен 0,310 С2 –0,1110.
Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ1 (3,3%) и БВ7. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ8-10 и ЮВ1.
По сравнению с одновозрастными пластами горизонт БВ8 отличается более высокой степенью неоднородности.
Согласно модели, на базе которой произведен последний подсчет запасов, горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, имеющую верхнюю связанную и нижнюю прерывистую зоны.
Связанная зона имеет небольшое распространение по площади и относится к центральной части. Краевая часть горизонта представлена прерывистой зоной, выполненной тонкослоистым коллектором.
Исследования показали, что для подключения запасов в разработку требуется плотность сетки скважин 8га/скв, что и было сделано в центральной части. По крайней зоне бурение уплотняющей сетки экономически неоправданно.
В этой области сосредоточено 26,3 млн.т. пассивных запасов и 139млн.т. балансовых запасов с более худшими продуктивными свойствами, чем по центральным частям. Для вовлечения этих запасов в активную разработку в 1993 году по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал применяться метод гидроразрыва пласта.
Важным моментом в истории проектирования и реализации процесса разработки явилось: промышленное внедрение ГРП преимущественно на окраинные части залежи и объект разработки БВ8²-БВ10 в 1996-1997 годах.. Объемы внедрения утверждены ЦКР РФ.
Быстрая окупаемость кап. вложений и высокая эффективность метода позволила добиться высоких экономических показателей и создать базу для проведения ГРП в ТПП « Когалымнефтегаз».
1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1.Характеристика ведения работ
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области. Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры г.г. Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км), г.г. Ноябрьск (34 км), Когалым (80 км).
Ближайшие разрабатываемые месторождения – Ватьеганское (30км) и Покачевское (60 км).
Повховское месторождение с г. Когалым бетонная дорога.
Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень-Сургут-Новый Уренгой. Ближайший нефтепровод – Нижневартовск –Сургут- Омск.
Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-еган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Уровень воды во врев\мя паводка достигает 2,5-5 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до пос. Варъеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса.
Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину.
Сильная заболоченность связана с мощным слоем вечномерзлых пород играющих роль водоупора. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, их позднее промерзание, служит препятствием для движения сухопутного транспорта.
Климат резко континентальный, характеризирующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает – 56-58° С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля +36°С). Общее количество осадков в год достигает 400-500мм.
Глубина снежного покрова достигает 1 м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 до90 см.
Плотность населения не высокая. Коренное население, состоящее из хантов и манси, ведет полукочевой образ жизни.
Основными отраслями хозяйства района являются: нефтедобывающая, лесная промышленность, рыболовство, охота, оленеводство.
В районе работ имеются разрабатываемые месторождения строительных материалов, используемых для жилищного строительства и обустройства месторождений: Калиновореченское месторождение песчано-гравийной смеси, Черногорское месторождение строительных песков, находящихся в районе г. Сургута и другие.
При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, источником питьевой воды является алымо-новомихайловский водоносный горизонт.
2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1. Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие мезозойско-кайнозойские отложения осадочного чехла, залегающие на размытой поверхности доюрского фундамента.
Полный разрез осадочного чехла на Повховском месторождении скважинами не вскрыт. Разрез осадочного чехла по стратификации на уровне крупных подразделений аналогичен разрезам соседних, длительно разрабатываемых месторождений Сургутского и Вартовского района. Но нижнемеловые отложения, в силу своеобразия палеотектонических и палеогеографических условий осадконакопления, представлены особыми стратиграфическими и фациальными формами. Их изучению в 80-90 годах большое количество полевых и научно-прикладных геолого-геофизических работ в связи с поисками и разведкой неструктурных ловушек углеводородов в данном районе.
Сюда включаются породы палеозойского фундамента и коры выветривания. По даным бурения мало изучены. Породы фундамента представлены темно-серыми, почти черными сланцами. Не исключается присутствие кварцевых порфиров верхнепалеозойского возраста.
Нижний и средний отделы (Тюменская свита) сложены аргиллитами, алевролитами и песчаниками вероятно континентального происхождения. Повышенное содержание алевросаммитового материала отмечается в верхней части разреза, где выделяется песчаный пласт –коллектор ЮВ2. Аргиллиты хорошо отмученные, местами алевритистые. Алевролиты глинистые, с обугленным детритом. Песчаники плотные, мелкозернистые, разнозернистые с кварцевывм, кабонатным и глинистым цементом. В песчаниках часто встречаютсяч включения неокатанных галек и обломков битуминозного аргиллита и углефицированные остатки растений.
Вскрытая мощность тюменской свиты 300 м.
Верхний отдел юрской системы представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами морского происхождения. Последняя является региональным промыслово-геофизическим и сейсмическим репером.
Васюганская свита в верхней части сложена чередованием очень плотных мелкозернистых песчаников и алевролитов, известковистых, с частым включением пирита (пласт ЮВ1). В нижней части развиты преимущественно аргиллиты с фауной аммонитов и фораминифер, с включением глауконита и тонких прослоев битуминозных глин. Мощность свиты 80.
Георгиевская и баженовские свиты – это преимущественно черные аргиллиты, битуминозные в баженовской свите. Мощность свит 22-26 м.
Общая вскрытая мощность юрских отложений на месторождении – 400-410м.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами согласно залегающими на юрском комплексе.
Нижний отдел подразделяется на отложения мегионской, вартовской и алымской свит.
Мегионская свита имеет двучленное строение: нижняя – преимущественно глинистая, верхняя – более песчанистая. В нижней части преимущественно глинистых отложений выделяется ачимовская пачка плотных песчаников, алевролитов, аргиллитов. В верхней части мегионской свиты выделяются песчаные пласты ( продуктивные горизонты) БВ14, БВ10, БВ¹, БВ8. Завершается разрез мегионской свиты чеускинской пачкой аргиллитов. Отложения мегионской свиты характеризуются своебразными условиями осадконакопления, приведшими к образованию специфических стратиграфических форм в ее разрезе и, прежде всего, клиноциклит первого порядка. Мощность пород мегионской свиты по данным бурения составляет 280-330 м.
Отложения вартовской свиты условно делятся на три части: нижняя, средняя, верхняя. Нижняя часть характеризуется наличием хорошо выдержанных по толщине высокопроницаемых песчаных пластов, разделенных пластами глин. Здесь выделяются песчаные пласты БВ6, БВ7. Общая мощность нижней части 80-100 м. Средняя, наиболее мощная (до 360 м), часть свиты сложена преимущественно глинистыми породами. В средние пачки выделяются пласты БВ1-БВ5. Верхняя часть свиты представляет собой чередование песчаных и глинистых пачек. Пласты песчаников в этой части вартовской свиты индексируются как пласты группы АВ. Мощность осадков вартовской свиты на Повховском месторождении 620-700 м.
Отложения алымской свиты накапливались преимущественно в морских условиях, включают регионально известные кошайскую пачку глин и продуктивный горизонт АВ1 песчано-алевролитового состава. Общая толщина свиты 60-80 м.
Завершается разрез нижнемеловых отложений нижней частью покурской свиты, сложенной переслаиванием алевритистых глин, песчаников и алевролитов. Встречены прослои мергелей и доломитов. Мощность части покурской свиты, относимой к нижнему мелу, составляет 450 м.
Общая толщина нижнемеловых на месторождении составляет 1450-1550 м.
Верхний отдел меловой системы представлен прибрежно-морскими и мелководными осадками верхов покурской свиты и глубоководными фациями кузнецовской, березовской и ганькинских свит.
Верхи покурской свиты сложены песками, алевролитами, глинами. Мощность –310 метров.
Кузнецовская свита является стратиграфическим репером, сложена почти черными битуминозными глинами. Мощность свиты 22 м.
Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнию опоковидную с включением глауконита и сидерита; верхнюю-глинистую.
Мощность свиты 160 –180 м.
Ганькинская свита сложена глинами, переходящими в мергели и глинистые доломиты. Мощность свиты- 160 м.
В составе палеогеновой свиты выделяются морские осадки палеоцена, эоцена и континентальные олигоцена.
Палеоцен (талицкая свита) – глинистые отложения, местами алевритистые, песчанистые с прослойками глауконитового песка. Мощность свиты 110 м.
Эоценовый отдел состоит из нижней люлинворской и верхней чеганской свит преимущественно глинистого состава. Мощность эоценового отдела около 400м.
Олигоценовые отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижележащем эоцене и включают новомихайловскую, журавскую, абросимовскую свиты. Новомихайловская свита – это неравномерное чередование глин и песков с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность осадков свиты 100 м. Журавская свита сложена зеленоватыми алевролитами с прослоями диатомитов и глин. Мощность до 80 м. Абросимовская свита – это отложения глин, песков, алевритов с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность свиты 40 м.
Отложения системы представлены суглинками, супесями, глинами и торфом. Мощность четвертичных отложений не превышает 40 м.
Общая мощность отложений осадочного чехла на месторождении – 3630 м.
2.1.Тектоника
Согласно тектонической карты платформенного чехла западносибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярсомовского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды.
На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеганская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения.
Средне –Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации вследствие осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной.
В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие.
Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной.
Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода.
При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 * 5км. Скважиной №448 пласт БВ8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров.
К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия.
В районе разведочных скважин №19, 26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют 11*4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ 8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана нефтеносность поднятия.
Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. №1249), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ8 .
В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогипсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием.
Собственно Сердаковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогипсе- 2510 размеры составляют 7,2*5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ8¹ на отметке – 2490,2м и получен приток нефти Амплитуда- 19,8м.
Больше –Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным, которые объединяются изогипсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25*5,5км. Промышленная нефтеносность доказана на обоих поднятиях.
Больше - Котухтинская нефтяная структура, как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.
2.3 .Нефтегазоносность.
На Повховском месторождении установлена промышленная нефтеносность неокомских и юрских отложений.
В верхней части мегионской свиты, выявлен основной продуктивный пласт БВ8. Подчиненную роль имеют залежи в пластах БВ7 (вартовской свиты), БВ9–11, БВ14 (мегионской свиты) и Ю1¹, Ю2 (васюганской и тюменской свит), они незначительны по своим размерам.
Промышленная ценность тюменской свиты (пласт Ю2) доказано в скв. №105, где в результате испытания интервала 3020-3030м получен приток нефти с дебитом 3,5м³ сут, Нд-1480м. В связи с малым объемом информации невозможно более подробно описать данный пласт.
На Больше-Котухтинской структуре пробурен ряд скв. (№2,100,1,105 и др.).
Толщина пласта Ю1 составляет от 9,2 до 14м, а эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.№105 составила 19,0м.
Промышленная нефтеносность доказана в скв. №2, где дебит нефти составил 37м³/сут через 6 мм штуцер, плотность нефти – 0,856 г/см3.
Тип залежи - пластовая, литологически экранированная.
Скв. №417, 1213, расположенными на Средне–Ватьеганской структуре, вскрыт пласт Ю1¹ который оказался непродуктивным.
Небольшая залежь в пласте БВ14 вскрыта в районе скв №88, где получен приток нефти 2,6 м³/сут. В соседних скважинах №95, 96,93,103 пласт заглинизирован. Нефтенасыщенная толщина в скв. №88 составляет 2,6м ρн=0,826 г/см³. Тип залежи: пластовая, с литологически экранированная. Незначительный приток нефти из пласта БВ11 получен в скв. №114 (3,2м³/ сут, Нд=1065.)
При сводовых частях Средне-Ватьеганской и Больше-Котухтинской структур, скв.№2,6,112,11 и др. вскрыты коллектора пластов БВ9 –БВ10, которые, по видимому, представляют собой составные части единого природного резервуара – горизонта БВ9-10. О возможности единства пластов свидетельствует близкая литологическая характеристика коллекторов, а также физико-химические свойства нефтей.
Небольшая эффективная толщина коллекторов пласта БВ9 вскрыта скв №112 (6,4м).
Промышленная ценность пласта доказана результатом опробования эксплуатационной скв. № 1208, где получен дебит 26,7м³/сут. через 7мм штуцер, ρн =0,802 - 0,857 г/см³ (удельный вес).
Песчаники пласта БВ10 так же являются промышленно нефтеносными. Наибольшая эффективная толщина вскрыта скв. №112 (9,6м).
Промышленная нефтеносность пласта доказана скв. №6, где получено 52,8м³/сут нефти через 8мм штуцер. Плотность нефти изменяется в пределах 0,859-0,804 г/см³. Горизонт БВ9 – 10, тип залежей –пластовые, литологически экранированные.
Первый тип представлен в целом более глинистым разрезом, где нижняя пачка практически замещена глинами или представлена маломощным коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков, граничащих с зонами замещения (скв.№8,12,9,19,20,22,18 и др.)
Второй тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта БВ8. Толщина глинистого раздела между пачками незначительна, не более 1-2м. Второй тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (скв №10,11,21,24).
Третий тип является промежуточным между вышеперечисленными и для него в той или иной мере свойственны признаки, как первого, так и второго типов. В плане зона распространения этого типа приурочена к северной части месторождения (район скв.№4,5,90,91 и др.)
Между пластами БВ8¹ и БВ8² хорошо прослеживается глинистая перемычка толщиной 3-5м. На сводовых участках толщина этой перемычки резко сокращается до 1,5м, тем самым, указывая на возможность слияния вышеуказанных пластов.
Залежи пластов БВ8¹ и БВ8² являются пластовыми литологически экранированными.
Песчаники пласта БВ8¹ имеют широкое распространение и глинизируются на западном склоне (скв.№14,15,32), в северо-западной части месторождения (скв.№1,85,92,93,94,97,98,101,102,104,116), а также на востоке (скв.№33,43).
Области с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами приурочены к присводовым участкам, иногда к восточным крыльям и зонам сочленения структур.
Пласт БВ8¹ имеет общую толщину 17,6-26,4м, эффективная изменяется от 0,8м до 19,2м. Дебиты скважин колеблются от 0,4м³/сут (скв.№9) до 179 м³/сут (скв№24).
Ниже по разрезу залегает пласт БВ8², в отличие от верхнего, глинизация имеет более широкое распространение. Зона глинизации пласта заходит в осевую часть месторождения (скв.№4,8,9,12,20,22) и на восточный склон (скв.№16,17,41-44,37).
Пласт БВ8² имеет общую толщину 18,6 –27,4м, эффективная от 0,4м (скв.№14) до 13,4м (скв №112). Плотность нефти пласта БВ8¹ –0,845 –0,886 г/см³, БВ8² –0,857 –0,869 г/см³.
Дебиты нефти колеблются от 0,6 м3/сут (скв №32) до 66,5 м3/сут (скв№30). Во многих случаях пласты БВ8¹ и БВ8² испытаны совместно.
Небольшие притоки нефти получены в пластах БВ7¹, БВ7² и БВ7³.
Залежь пласта БВ7¹ приурочена к северной переклинали Больше-Котухтинской структуры.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,6 – 3,2 м. В скв №95 получен дебит нефти Q=8м³/сут.
На западной части Больше-Котухтинской структуры скв. №102,116,118 вскрыты коллекторы пласта БВ7².
Эффективная толщина 1,4 –2,8м. Дебит нефти составил 4,73 м³/сут (скв№102).
Промышленная нефтеносность пласта БВ7³ доказана скв.№104,116.
Дебиты нефти составляют 5,4 –6,6 м³/сут, эффективные нефтенасыщенные толщины - 0,6 –3,4м.
Плотность нефти продуктивного горизонта БВ7 изменяется от 0,832 до 0,86/см³. Залежи пластов БВ7¹ БВ7² и БВ7³ являются пластовыми литологически экранированными.
2.4. Водоносность.
Повховское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе рассматриваемого района выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных друг от друга регионально выдержанными глинистыми водоупорами.
Первый водоносный комплекс охватывает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривание и отложения тюменской свиты.
Второй водоносный комплекс - верхнюю часть васюганской свиты.
Третий водоносный комплекс –нижнюю часть мегионской свиты.
Четвертый – верхнюю часть мегионской свиты, вартовской свиты и нижнюю часть алымской свиты.
Пятый водоносный комплекс –покурскую свиту.
Шестой – атлымскую, новомихайловскую свиты и отложения четвертичной системы.
Разделяющими их водоупорами служат отложения:
1.-нижней части васюганской свиты;
2.-георгиевской, баженовской и нижней части мегионской свит;
3.-средней части мегионской свиты;
4.-средней и верхней части алымской свиты;
5.-кузнецовской, белецовской, ганькинской, талицкой, люлинфорской и чеганской свит.
Выделенные гидрогеологические комплексы и водоупоры прослеживаются на весьма значительные расстояния, вдоль всего широтного Приобья.
Первый водоносный комплекс сложен преимущественно песчаниками и алевролитами с частичными прослоями аргиллитов. На Повховском месторождении максимальная скрытая толщина отложений первого водоносного комплекса 702 м.
При испытании пород данного комплекса получены слабые притоки пластовых вод.
Минерализация вод - от 37 до 13,2 г/л.
Второй водоносный комплекс представлен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Пластовые воды характеризуются хлоркальциевым типом по Сулину. Минерализация от 38,9 до 55 г/л.
Третий водоносный комплекс приурочен к ачимовской толще. Представлен чередованием пластов песчаников с пластами алевролитов и аргиллитов.
Толщина комплекса в пределах площади 0-146м.
Пластовые воды данного комплекса относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 23,2 –30 г/л.
Четвертый минеральный комплекс так же представлен чередованием песчаников и аргиллитов –алевритистых пород. Толщина комплекса составляет 740-820м.
К отложениям этого комплекса на территории Широтного Приобья приурочены основные залежи группы пластов БВ8-БВ10. Минерализация вод данного комплекса - от 22,8 до 35г/л. Тип вод –хлоркальциевый.
Пятый водоносный комплекс сложен слабосцементированными и рыхлыми песками, песчаниками и алевролитами по курской свиты. Толщина комплекса изменяется от 740 до 800 м. Минерализация 16-20г/л, воды хлоркальциевого типа.
В последнее время пластовые воды этого комплекса стали приобретать большое значение в связи с возможностью их использования для нужд ППД.
Шестой водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возрастов. Общая толщина на месторождении достигает 490м. Воды четвертичного горизонта залегают на глубинах от 0 до 60-70м, гидрокарбонатные, минерализация 0,2 –0,4 г/л, пресные.
Горизонт БВ8 имеет сложное геологическое строение с частым переслаиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов и аргиллитов, а так же прослоями и линзами карбонатных пород.
Коллекторы горизонта БВ8 представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами серого и темно-серого цвета, часто с различной слоистостью: горизонтальной, мелкой и крупной косой, обусловленной сменой гранулометрического состава, намыва углистого растительного дендрита и слюд по плоскостям наслоения.
Характерной особенностью горизонта БВ8 является сложность корреляции песчаных прослоев по скважинам из-за резкого отличия формы ПС от скважины к скважине (особенно в нижней части горизонта).
Геологическое строение горизонта БВ8 отражает несколько геологических моделей. С точки зрения технологии выработки запасов принципиальное значение моделей состоит в наклонном или преимущественно горизонтальном характере связанности песчаных пропластков. Наиболее существенным подтверждением предложенных геологических моделей могли бы быть результаты промыслово-геофизического контроля за выработкой запасов.
Впервые модель клиноформенного строения горизонта БВ8 была предложена Шакировым А.Н.
В дальнейшем Орлинский Б.М. для подтверждения данной модели использовал результаты геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах. Он отмечает опережающий, преимущественно наклонный характер обводнения пропластков. Однако анализ использованных материалов не убеждает в однозначности сделанных выводов.
Геологические модели Тренина Ю.А., Ермакова Г.И. и Санина В.П. предполагают преимущественно горизонтальный характер связанности пропластков. Модель, предложенная Трениным Ю.А., делит горизонт БВ8 на три самостоятельных пласта, каждый из которых является отдельной гидродинамической системой. По геологической модели Ермакова Г.И. горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему и в ней выделяется также три пласта БВ8¹, БВ8² и БВ8³.
В 1993 году был произведен подсчет запасов Повховского месторождения. В основу строения горизонта БВ8 положена геологическая модель Санина В.П., который в горизонте БВ8 выделил две зоны, обусловленные гидродинамическими особенностями залежи: 1 – гидродинамически связанная и 2 – прерывистая.
Таким образом, согласно последних представлений, горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему со связанной и прерывистой зонами, между которыми существует невыдержанный глинистый коллектор.
Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС).
“Монолиты” являются наиболее однородным литотипом разреза. Коллекторами связанной зоны являются мелко- и среднезернистые песчаники, сцементированы за счет соприкосновения зерен. Монолиты этой зоны являются коллекторами 3-4 класса по А.А. Ханину, в основном, приурочены к проницаемым пропласткам, толщиной более 4 метров.
Литотип “полумонолиты” выделены только в гидродинамически связанной зоне. Представлен переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этом литотипе преобладают проницаемые прослои толщиной от 2 до 4 метров.
Наиболее неоднородным является литотип «тонкослоистые», который подразумевает тонкое переслаиванием крупно- среднезернистых алевролитов, мелкозернистых песчаников и, так называемых, не отсортированных разностей пород с близким содержанием песчаных и глинистых фракций. По площади гидродинамически связанной зоны преобладают крупнозернистые алевролиты, которые в зависимости от глинистости и степени отсортированности являются коллекторами 4 – 5 – 6 классов по Ханину А.А. В основном состоят из прослоев, толщина которых редко достигает двух метров.
Монолиты прерывистой зоны – это крупнозернистые алевролиты, что обуславливает худшие коллекторские свойства, чем у того же литотипа в связанной зоне. Они относятся к 4 – 5 классу коллекторов по Ханину А.А.
Тонкослоистые коллектора прерывистой зоны – это крупно- среднезернистые алевролиты и не отсортированные разности пород с примерно равным содержанием глинистого и песчаного материала. Этот литотип обыкновенно приурочен к проницаемым пропласткам, толщина которых не превышает четырех метров.
По объему геологических запасов ведущее место занимает прерывистая зона. В ней содержится 64,7% запасов нефти горизонта БВ8. В свою очередь большая часть запасов прерывистой зоны находится в тонкослоистом коллекторе – 94%.
Гидродинамически связанная зона заключает в себе 35,3% объема запасов горизонта в целом. Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны – 63%, полумонолиты – 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах – 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны.
Коллекторы горизонта БВ8 на Повховском месторождении имеют субмеридиональное распространение. Оно обусловлено генезисом пород горизонта. По этому признаку они могут быть отнесены к авандельтовым осадкам с присутствием в центральной части площади месторождения русловых фаций в меридиональном направлении. Здесь толща песчаных тел достигает 10 м и более. К востоку и западу отмечается резкое замещение песчаников. В начале происходит их расслоение на тонкие пропластки, затем – полное замещение глинистыми осадками.
Для определения характера распределения коллектора по разрезу были составлены детальные корреляционные схемы и построены геологические разрезы горизонта БВ8. На корреляционных схемах довольно уверенно выделяются две зоны: гидродинамически связанная (1 зона) и прерывистая (2 зона). На геологических разрезах также выделены эти две зоны. Преимущественно, верхняя (гидродинамически связанная) в пределах 20 метров и нижняя (прерывистая). Между зонами прослеживаются глинистые прослои от 1 до 7 метров, в некоторых участках до 20 метров. В центральной части эти зоны практически, сливаются и граница между ними проводится условно.
Практически все эффективные толщины гидродинамически связанной зоны – нефтенасыщены. ВНК 1-й зоны ни в одной скважине не вскрыт и принят условно на отметке 2666 м. Максимально глубокая отметка залегания нефтенасыщенных коллекторов связанной зоны находится на севере месторождения и равна 2656 м (скв. 2675); минимальная – 2488 м (скв. 1172) на юге. Области с максимально большими и средними нефтенасыщенными толщинами прослеживаются от юго-восточной части через центральную часть к северу.
Гидродинамически связанная зона контролируется зонами глинизации коллектора на 85-90 % всего периметра ловушки.
Ниже по разрезу залегает прерывистая зона, которая представляет собой, преимущественно, переслаивание прослоев коллекторов с аргиллитами. Толщина глинистых разделов между гидродинамически связанной и прерывистой зонами колеблется от 1 до 7 метров, на сводовых участках глинистые перемычки сокращаются до 0,8 м.
По площади коллекторы прерывистой зоны имеют большее развитие, чем по вышележащей связанной зоне.
Водонефтяной контакт отбивается только в северной и северо-восточной частях 2-й зоны. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м; в восточной части прерывистой зоны среднестатистическая отметка ВНК принята – 2658 м. Залежи нефти гидродинамически связанной и прерывистой зон пластовые, литологически экранированные.
В целом, горизонт БВ8 характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2-3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта – 10,24.
Средняя толщина горизонта составляет 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45. Средняя толщина глинистого раздела, между гидродинамически связанной и прерывистой зонами, в западной части равна 5,4 м, в восточной части несколько меньше – 4,7 м, а в центральной части редко превышает 1,5 метра. Средняя проницаемость коллектора гидродинамически связанной зоны достаточно высока и равна 174,2*10 мкм, проницаемость коллектора прерывистой зоны равна 67,9*10 мкм.
В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве.
В связи со значительными размерами простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ8 и изменчивостью его свойств по площади, характеристика толщин, коллекторских свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения.
Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9м.
Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0 , а максимальная – 4,6.
Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25% объема коллекторов пласта БВ8¹. В целом литотип “монолиты” составляет 48% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип “тонкослоистые”), толщиной до 2 метров, составляют 26% объема коллекторов и на литотип “полумонолиты” с толщиной пропластков от 2 до 4 метров приходится 26% от всего объема.
Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низкопроницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 5*10 мкм имеют почти 50% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны.
В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Среднепроницаемые коллектора (200*10 мкм) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 700*10 мкм занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 151,0*10 мкм. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения.
Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39.
Проницаемость зоны в среднем равна 68,9*10 мкм, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны.
Низкопроницаемый коллектор занимает 52% от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 20 до 200*10 мкм имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны.
Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 метр продуктивной части разреза равна 0,676.
Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м – 70% объема пласта БВ8². На долю тонкослоистого коллектора (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 метров.
Сравнивая коллекторы связанной и прерывистой зон в центральной части месторождения, можно отметить, что вариация пропластков по проницаемости и толщине очень высока в обеих зонах. Учитывая, отсутствие или малую мощность глинистого раздела в центральной части месторождения между связанной и прерывистой зонами, имеют место перетоки флюидов между ними.
Средняя песчанистость горизонта БВ8 в пределах западной части месторождения составляет 0,38. Песчанистость по гидродинамически связанной зоне равна 0,64, изменяясь в пределах от 0,46 до 0,79. Общая толщина гидродинамически связанной зоны изменяется от 2,6 до 15,5 м, составляя в среднем 8,2 м. Эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,6 м; средняя эффективная толщина равна 5,3 м. Средняя толщина монолитов гидродинамически связанной зоны на западе месторождения равна 5,8 м. Монолиты составляют 26% от объема 1-й зоны. Полумонолиты занимают 34% объема пласта. Их средняя эффективная толщина равна 3,8 м. Тонкослоистые коллектора занимают 40% объема коллектора пласта БВ8, их средняя суммарная толщина в разрезе пласта составляет 2,9м.
Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% от объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, причем половину из них составляют коллекторы с проницаемостью свыше 700*10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью занимают 18% объема всего коллектора, а на долю низкопроницаемых коллекторов приходится 52%. На коллектора с проницаемостью до 5х10 мкм приходится 50% от общего объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость западной части гидродинамически связанной зоны равна 80,7*10 мкм. Проницаемость монолитов невысока и равна 122,7х10 мкм; полумонолитов – 864,8*10 мкм. Проницаемость же тонкослоистого коллектора ниже и равна 59,5*10 мкм.
Расчлененность по гидродинамически связанной зоне равна 3,092, она колеблется от 2,801 до 4,357. Расчлененность на 1 метр эффективной толщины изменяется от 1,667 до 0,255 и средняя величина равна 0,586.
Средняя песчанистость прерывистой зоны в западной части месторождения равна 0,32. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,25 до 0,42. Общая толщина зоны изменяется от 8,1 м до 32,2 м, составляя в среднем 23,7 м. Средняя эффективная толщина равна 7,5 м.
Средняя расчлененность на метр эффективной толщины равна 0,704.
Чуть более половины продуктивной части прерывистой зоны, а точнее 52%, занимают пропластки толщиной до 2-х метров. На литотип “полумонолиты» приходится 86% объема коллекторов прерывистой зоны. Следовательно, монолиты занимают лишь 14% объема коллектора, из них 7% составляют пропластки толщиной более 6 метров.
Таким образом, основную долю объема коллектора прерывистой зоны в западной части составляют преимущественно тонкие, имеющие незначительную протяженность по площади пропластки.
Средняя проницаемость по зоне составляет 62,¹*10 мкм. Доля низкопроницаемых коллекторов (до 20*10 мкм) – 53%, причем 50% приходится на коллекторы с проницаемостью до 5*10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью составляют 17% объема продуктивной части прерывистой зоны. Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% объема.
Проницаемость монолитов прерывистой зоны 132,6*10 мкм, что в два раза превышает проницаемость тонкослоистого коллектора (53,8*10 мкм) и оказывает большое влияние на степень выработки запасов прерывистой зоны.
Толщина глинистой перемычки между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в западной части месторождения изменяется от 1 до 9 метров. Средняя толщина раздела 5,4 м, причем в южной части месторождения толщина глин 3,5 м, а в северной средняя толщина равна 5,2м.
Что касается восточной части месторождения, то здесь общая песчанистость гидродинамически связанной зоны составляет 0,65. Она колеблется от 0,52 в южной части до 0,82 в северной.
Средняя общая толщина равна 7,1 м. Средняя эффективная толщина изменяется от 3,2 м до 11,7 м, составляя в среднем 4,6 метра. Средняя расчлененность равна 2,759, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,597.
Гидродинамически связанная зона представлена всеми тремя литотипами – монолитами, полумонолитами и тонкослоистыми коллекторами.
Проницаемость монолитов довольно высока и равна 214,8*10 мкм, полумонолитов – 191,6*10 мкм, а тонкослоистого коллектора 76,8*10 мкм. Низкопроницаемые коллекторы занимают 51% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, из них 98% приходится на долю коллекторов проницаемостью до 5*10 мкм. Наличие подвижных запасов нефти в таких коллекторах достаточно спорно. Среднепроницаемые коллекторы составляют 14% объема связанной зоны и 35% приходится на долю высокопроницаемых коллекторов, причем 22% от общего объема коллекторов 1-й зоны – пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм. Средняя проницаемость гидродинамически связанной зоны равна 140*10 мкм.
Доля монолитов в продуктивной части разреза связанной зоны равна 24%, причем половина из них это пропластки, толщина которых превышает 6 метров. Полумонолиты составляют 34% и на долю тонкослоистого коллектора приходится 42% объема 1-й зоны. Пропластки толщиной до 1 метра составляют 11% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Общая песчанистость прерывистой зоны 0,40. Она изменяется от 0,32 до 0,81. Средняя общая толщина 2-й зоны равна 18,6 м; пределы изменения от 1,5 до 30 м. Средние эффективные толщины варьируют от 1,4 до 10,9 м, составляя в среднем 6,2 метра.
Средняя расчлененность зоны равна 4,128; расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,671. Максимальная величина – 0,952, минимальная – 0,346.
Прерывистая зона в восточной части месторождения повсеместно представлена тонкослоистыми коллекторами и монолитами.
Тонкослоистые коллекторы составляют 85% объема продуктивной части разреза, в том числе коллекторы толщиной до 2-х метров – 52%. На долю монолитов приходится всего 15% объема коллектора прерывистой зоны. Пропластки толщиной более 6 метров составляют лишь 7% объема коллекторов прерывистой зоны горизонта БВ8.
Средняя проницаемость монолитов прерывистой зоны равна 129,6*10 мкм, что в 2 раза выше проницаемости тонкослоистого коллектора. Его проницаемость равна 61,8*10мкм. Средняя проницаемость по зоне – 75,2х10 мкм.
Низкопроницаемые коллекторы занимают 53% объема продуктивной части разреза. 20% составляют коллекторы с проницаемостью от 20х10 мкм до 200х10 мкм и 28% объема приходится на долю высокопроницаемых коллекторов. Причем, 18% объема продуктивной части прерывистой зоны занимают пропластки с проницаемостью выше 700х10 мкм.
Толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в восточной части Повховского месторождения варьируется в широких пределах, а именно от 1 м до 8-9 метров. Средняя толщина глинистой перемычки равна 4 метрам. Причем в северной части месторождения перемычка тоньше, чем в южной части и ее средняя толщина равна 3,4 м, тогда как на юге средняя толщина составляет 4,7метра.
В восточной части месторождения прерывистая зона по площади имеет большее распространение, чем гидродинамически связанная. Площадь прерывистой зоны в этой части месторождения примерно в 2,2 раза больше площади связанной зоны. Проницаемые пропластки в районе выхода прерывистой зоны на контур пласта 1БВ8 представлены, в основном, тонкослоистыми коллекторами, в которых находится 2/3 запасов нефти прерывистой зоны в восточной ее части.
В восточной части месторождения запасы нефти составляют:
по гидродинамически связанной зоне – 16% от запасов зоны в целом;
по прерывистой зоне – 26% от запасов зоны;
по горизонту – 35% от запасов горизонта в целом.
Сравнивая между собой характеристики коллекторских свойств восточной и западной частей месторождения, можно сказать, что средние показатели по западной части несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке – 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 – в западной, и по прерывистой зоне – 0,33 против 0,32 соответственно.
По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 138,2*10 мкм, а на западе 322,9*10 мкм. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 214,8*10 мкм, а полумонолитов – 191,6*10 мкм, тогда как в западной части 122,7*10 мкм и 864,8*10 мкм соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 59,5*10 мкм, а на востоке 76,8*10 мкм.
По прерывистой зоне существенных различий не наблюдается. В западной части средняя проницаемость равна 62,9*10 мкм, а в восточной части – 72,5*10 мкм.
В целом, можно сделать вывод, что коллекторские свойства восточной части Повховского месторождения несколько ниже коллекторских свойств в его западной части.
Свойства пластовой нефти залежи БВ8 являются типичными для Нижневартовского свода. Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 м³/т). Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ8 определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоком соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти равна 120. Количество легких углеводородов разгазированной нефти составляет 16%. Нефтяной газ имеет молекулярную массу 27,7.
Молекулярная масса пластовой нефти залежи ЮВ1 составляет 103. Нефть достаточно легка. Молярная доля метана в ней равна 31%. Пропан по количеству превосходит этан. Содержание легких углеводородов до гексана включительно в разгазированной нефти составляет 20%.
Характеристика физических свойств нефти Повховского месторождения в пластовых условиях приведена в таблице 4:
Таблица 4.
Характеристика физических свойств нефтей Повховского месторождения
|
Наименование |
БВ8 |
1-2 |
2БВ8 |
2БВ8 |
БВ8-9 |
БВ10 |
ЮВ1 |
|
БВ8 |
( низ) |
||||||
|
Пластовое давление, МПа |
24,6 |
26,2 |
24,9 |
27,0 |
24,3 |
23,8 |
29,5 |
|
Пластовая температура, °С |
84 |
82 |
82 |
85 |
80 |
86 |
91 |
|
Давление насыщения, МПа |
10,2 |
7,6 |
11,1 |
10,3 |
12,0 |
10,3 |
13,6 |
|
Газосодержание, м³/т |
83 |
62 |
92 |
81 |
110 |
77 |
146 |
|
Газ. фак. при усл. Сепарации, м³/т |
75 |
50 |
81 |
74 |
85 |
- |
124 |
|
Объемный коэффициент |
1,240 |
1,22 |
1,248 |
1,204 |
1,363 |
1,20 |
1,43 |
|
Плотность нефти, кг/м³ |
756 |
747 |
756 |
772 |
710 |
782 |
700 |
|
Объемный коэф. при усл. Сепар. |
1,203 |
1,18 |
1,212 |
1,180 |
1,278 |
- |
1,350 |
|
Вязкость нефти, мПа*с |
1,20 |
1,32 |
1,21 |
- |
0,93 |
0,94 |
0,71 |
|
Коэф. объемной упруг.1/мПа*10 |
15,1 |
13,0 |
16,2 |
- |
15,3 |
12,3 |
19,2 |
|
Плотн. нефти при усл. сепар. кг/м³ |
840 |
841 |
843 |
843 |
837 |
- |
828 |
Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3 мг/л. При нарушении первоначальных условий в процессе эксплуатации месторождения и обводнения продуктивного горизонта поверхностными водами в системе “пласт – скважина – сборный трубопровод” возможно отложение солей. В целях ППД целесообразно использовать воды сеноманского горизонта, так как последние однотипны с пластовой водой. Основные характеристики пластовой воды представлены в таблице 5:
Таблица 5.
Основные характеристики пластовых вод горизонта БВ8
|
Наименование |
Среднее значение |
|
Газосодержание, м³/т |
2.87 |
|
Объемный коэффициент |
1.02 |
|
Вязкость, сПз |
0.38 |
|
Общая минерализация, мг/л |
16.3 |
|
Плотность, г/см³ |
1.008 |
|
Содержание ионов, (мг/л) / (мг. Экв./л): |
|
|
- CL |
9656/272 |
|
- SO4 |
Отс. |
|
- HCO3 |
353,8/5,8 |
|
- Ca |
818,6/40,8 |
|
- Mg |
Отс. |
|
- Na + K |
5451/237 |
Для проведения работ по гидравлическому разрыву пласта выбирались скважины, расположенные в краевых частях гидродинамически связанной и прерывистой зон. В этих зонах содержится 138600 тыс. тонн балансовых запасов, что составляет примерно 29% от объема запасов в целом по пласту БВ8.
Скважины, в которых производили гидроразрыв пласта, вскрыли все выделенные литотипы в обеих зонах.
В зоне проведения работ монолиты гидродинамически связанной зоны относятся к III классу коллекторов по А.А. Ханину. В основном, они представлены одним пропластком (средняя расчлененность равна 1,000), со средней эффективной толщиной 4,9 м. Проницаемость равна 141,8*10 мкм. Всего монолиты занимают 30% продуктивного объема гидродинамически связанной зоны, причем 67% от объема монолитов занимают пропластки с эффективной толщиной более 6 метров.
Средняя эффективная толщина полумонолитов 1-й зоны равна 3,2 метра. Проницаемость равна 119,3*10 мкм. Полумонолиты практически представлены одним пропластком, средняя расчлененность равна 1,163, расчлененность на 1 м эффективной толщины – 0,365. Они занимают также 30% объема коллекторов гидродинамически связанной зоны.
Средняя суммарная эффективная толщина тонкослоистого коллектора равна 3,3 метра.
Проницаемость равна 40,2*10 мкм. Это позволяет отнести тонкослоистый коллектор гидродинамически связанной зоны к IV классу по А.А. Ханину. Средняя расчлененность равна 3,141, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины составляет 0,951. Тонкослоистый коллектор занимает 40% всего объема продуктивной части 1-й зоны, причем основную его часть составляют пропластки толщиной от1 до 2 метров. Они занимают 80% от объема тонкослоистого коллектора и 35% от продуктивного объема всей 1-й зоны.
Средняя общая толщина гидродинамически связанной зоны в краевых частях составляет 7,4 метра, эффективная – 4,5 метра. Песчанистость по первой зоне равна 0,61. Проницаемость – 66,9х10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится 52% объема 1-й зоны, пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм составляют 50% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Коллекторы с проницаемостью от 20*10 мкм до 200*10 мкм занимают незначительный объем – 10%. Коллекторы с проницаемостью свыше 200*10 мкм составляют 38% объема 1-й зоны, причем 53% из них приходится на пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм.
Средняя общая толщина прерывистой зоны составляет 19,9 метра, эффективная – 5,6 метра. Песчанистость по 2-й зоне равна 0,29. Проницаемость, в среднем, по прерывистой зоне равна 44,2*10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится – 54% объема продуктивной части прерывистой зоны. Пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм составляют 52% от продуктивного объема 2-й зоны. Среднепроницаемые коллекторы занимают 20% продуктивной части, а на долю высокопроницаемого коллектора приходится 26% объема продуктивной части прерывистой зоны.
Средняя эффективная толщина монолитов прерывистой зоны равна 4,9 метра. Средняя расчлененность – 1,000, что говорит о том, что монолиты 2-й зоны состоят, в основном, из одного пропластка. Их проницаемость составляет 189,3х10 мкм. Они относятся к IV классу коллекторов по А.А. Ханину. Монолиты занимают 22% объема продуктивной части прерывистой зоны, из них 40% это пропластки, эффективная толщина которых превышает 6 метров.
Тонкослоистый коллектор занимает 78% продуктивного объема прерывистой зоны. Его средняя суммарная толщина по скважине составляет 5,3м. Расчлененность тонкослоистого коллектора равна 4,577, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,824. Основную долю тонкослоистого коллектора прерывистой зоны составляют пропластки толщиной от 1 до 2 метров; они занимают 52% объема этого литотипа. В целом же по зоне на долю пропластков толщиной до 2 метров приходится 53% объема продуктивной части прерывистой зоны. Проницаемость тонкослоистого коллектора равна 37,8х10 мкм, что более чем в 5 раз ниже проницаемости монолитов той же зоны.
Таким образом, структура запасов в зоне проведения работ по ГРП значительно хуже, чем по остальной части горизонта БВ8.
Основной объем коллектора в краевых областях представлен прерывистой зоной, наибольшая толщина которой отмечается на западе и юго-западе месторождения. Коллектор в области проведения работ по гидроразрыву пласта сильно глинизированный, представлен тонкими, имеющими незначительное распространение по площади пропластками. Основная доля запасов краевой зоны находится в линзах коллекторов, слабо вовлеченных в разработку.
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Проектирование разработки начато с 1976 года, когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки. За всю историю проектирования составлено 11 наиболее значимых проектных документов, часть из которых отклонена ЦКР Миннефтепрома, но впоследствии решениями ЦКР включались в реализацию. Характерно, что за всю историю разработки среди проектных документов по номенклатуре Регламента не выполнено ни одного анализа разработки месторождения.
Проектирование разработки месторождения велось институтами ВНИИнефть, СибНИИНП, БашНИПИнефть. Значительное количество проектных документов (11), частая их повторяемость обусловлены
● постоянно меняющимися представлениями о размерах, конфигурации, запасах и строении месторождения, вплоть до настоящего времени;
● сложными промыслово-геологическими условиями реализации промышленного процесса в продуктивных горизонтах БВ8-10, неоднозначностью трактовки промыслово-геологической модели продуктивного комплекса БВ8-10 после 1980 года;
● резко меняющейся экономической ситуацией после 1990 года.
Реализуемый вариант разработки продуктивного комплекса характеризуется следующими основными проектными решениями:
● выделением двух объектов разработки 1БВ8 и 2БВ8 с бурением самостоятельной сетки добывающих и нагнетательных скважин на каждый объект; к нижнему объекту приобщены пласты БВ1, БВ10;
● разбуривание объектов разработки по равномерной треугольной сетке 600*600 м, с плотностью 31,2га/скв.;
● применение блоковой трехрядной системы воздействия, разрезания залежи рядами нагнетательных скважин и совмещением в плане зон нагнетания воды и зон отбора продукции;
● усиление системы воздействия очаговыми скважинами, расположенными преимущественно в стягивающих добывающих рядах скважин;
● частичное уплотнение сетки нижнего объекта разработки
Табл № 3.1
|
№ п/п |
Название проектного документа |
Дата составления |
Организация и автор |
Дата утверждения или отклонения |
|
1 |
Технологическая схема разработки Повховского месторождения /2/ |
1976 |
ВНИИнефть, Исайчев В.В. и др. |
Утверждена бюро ЦКР СССР 25.02.76 протокол №430 |
|
2 |
Технологическая схема разработки Повховского месторождения /3/ |
1978 |
СибНИИПН, Ефремов Е.П., Телешев А.Г. и др. |
Утверждена протоколом ЦКР №613 от 18.05.1978 |
|
3 |
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения /4/ |
1981 г. |
СибНИИПН. |
Утверждена протоколом ЦКР №918 от 9.07.1981 |
|
4 |
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения /5/ |
1982 г. |
СибНИИПН, Туров В.А |
Утверждена протоколом ЦКР №974 от 21.04.1982 |
|
5 |
Технологическая схема разработки Повховского месторождения /6/ |
1984 г. |
СибНИИПН, Ревенко В.М. |
Отклонена протоколом ЦКР №1176 от 25.12.1985 |
|
6 |
Технологическая схема разработки Повховского месторождения /7/ |
1984 г. |
БашНИПИнефть |
Отклонена протоколом ЦКР №1176 от 25.12.1985 |
|
7 |
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения, пласт БВ7 и ЮВ1 /8/ |
1987 г. |
СибНИИПН, Ревенко В.М., Гузеев В.В., Таранин В.В. |
Утверждена протоколом ЦКР ГТНГ №47 от21.03.1988 г. |
|
8 |
Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Повховского месторождения /9/ |
1988 г. |
БашНИПИнефть, Лозин В.Е., Дзюба В.И., Никитин В.Т. |
Утвержден протоколом ЦКР МНП №1353 от 27.09.1989 |
|
9 |
Обоснования бурения дополнительных скважин по пласту БВ8². Повховского месторождения /10/ |
1991 г. |
СибНИИПН, Таранин В.В. |
Утверждено протоколом ЦКР №1432 от 5.06.1991 |
|
10 |
Расчет основных показателей разработки месторождений нефти ПО «Когалымнефтегаз» до 1996 года (авторский надзор) /11/ |
1993 г. |
СибНИИПН, Таранин В.В. |
Утвержден протоколом ЦКР №1554 от 7.07.1993 |
|
11 |
Состояние разработки и перспективы добычи нефти до 2000 года по месторождениям АООТ « ЛУКойл- Когалымнефтегаз» (авторский надзор) /12/ |
1995 г. |
СибНИИПН, Таранин В.В. |
Утвержден протоколом ЦКР №1954 от 1.12.1995 |
|
12 |
Анализ применения ГРП на Повховском месторождении /13/ |
1995 г. |
СибНИИПН, Таранин В.В. |
Утвержден протоколом ЦКР №1798 от 9.02.1995 |
|
Анализ применения ГРП на Повховском месторождении . Перспективы применения метода до 2005 года /14/ |
1997 г. |
СибНИИПН, Таранин В.В. |
Утвержден протоколом ЦКР №2226 от 12.02.1998 |
Табл № 3.2
Балансовые запасы категории В+С1 в разрабатываемой зоне продуктивного комплекса БВ8-10
|
Зональные тела |
Категория запасов |
Зона насыщения |
Площадь нефтеносности, тыс.м² |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
Объем нефтенасыщеных пород, тыс.м³ |
Коэффициент пористости, доли ед. |
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед |
Пересчетный коэффициент усадки, доли ед. |
Плотность нефти, г/см³ |
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. |
|
Верхний интервал |
В+С1 |
ВН+Н |
5546333,4 |
5,23 |
2900648,4 |
0,194 |
0,637 |
0,84 |
0,83 |
248695,0 |
|
Интервал А |
В+С1 |
Н |
34328,89 |
2,67 |
91813,2 |
0,187 |
0,623 |
0,84 |
0,83 |
7466,99 |
|
Интервал Б |
В+С1 |
Н |
71239,8 |
5,42 |
385772,0 |
0,190 |
0,636 |
0,84 |
0,83 |
32454,2 |
|
Интервал В |
В+С1 |
Н |
71196,6 |
6,15 |
437503,5 |
0,190 |
0,643 |
0,84 |
0,83 |
37310,0 |
|
Интервал Гверх |
В+С1 |
ВН+Н |
136851,91 |
¹,34 |
127757,2 |
0,191 |
0,599 |
0,84 |
0,83 |
101670,99 |
|
Интервал Гниз |
В+С1 |
ВН+Н |
221524,4 |
3,43 |
759231,7 |
0,182 |
0,546 |
0,84 |
0,83 |
52514,7 |
|
Интервал Д |
В+С1 |
Н |
43813,0 |
5,05 |
221105,0 |
0,183 |
0,540 |
0,84 |
0,83 |
15238,3 |
|
Всего |
В+С1 |
ВН+Н |
554633,4 |
10,95 |
6724126,8 |
0,190 |
0,614 |
0,84 |
0,83 |
495350,0 |
Максимальный годовой уровень добычи 12,5млн.т был достигнут в 1986 году и удерживался 3 года. Проектный уровень добычи жидкости был достигнут в 1986 году и удерживался практически в течении 10 лет, вплоть до 1995 года. Проектный дебит нефти при выходе на максимум составлял 29,9т/сут, жидкости35,2т/сут, приемистость скважин 160 м ³/сут.
В связи с переутверждением запасов нефти в 1994 году, падением уровней добычи нефти и жидкости в последние годы, отсутствием утвержденной комплексной программы разработки месторождения с единой увязкой всех имеющихся технологических решений на перспективу недропользователем Повховского месторождения заключен договор с СибНИИНП на составление проекта разработки и утверждено техническое задание. Основными пунктами технического задания являются:
● составление проекта разработки на утвержденные ГКЗ РФ запасы с дополнениями на балансе ВГФ по состоянию на 1.01.1997 года;
● уточнение промыслово-геологической модели продуктивного комплекса БВ8-БВ10 и обоснование варианта разработки с максимальным охватом процессом разработки запасов продуктивного комплекса;
● выполнение мероприятий по вводу скважин из бездействия и консервации;
● выполнение мероприятий по ГРП, забуривание вторых стволов, бурение скважин- дублеров взамен технически неисправных;
● разработка комплексной программы по увеличению текущей годовой добычи нефти за счет подключения слабодренируемой части запасов.
Протоколом ЦКР МНП №1432 от 05.06.1991 г. по дополнению к авторскому надзору утвержден проектный фонд 3876 скважин, в т. ч. 411 резервных.
В южной части месторождения для организации опытного участка по уплотнению сетки скважин горизонта БВ8 рекомендовано бурение 308 скважин. При положительном результате опытные работы рекомендовано перенести на другие участки залежи, используя резервный фонд скважин.
В настоящее время горизонт БВ8 и пласт ЮВ1 разбурены до контура нефтеносности. Бурение уплотняющих скважин южной части месторождения остановлено. Из не разбуренного проектного фонда на горизонт БВ8 осталось 212 уплотняющих скважин, 411 резервных; на пласт ЮВ1 – 4 скважины.
Отклонение фактических показателей разработки от проектных начинается с года утверждения первого проектного документа. До 1988 года отставание фактической добычи от проектной полностью определяется более высокими темпами роста обводненности продукции. В 1989 году при совпадении проектной и фактической обводненности совпадает проектный и фактический фактический объем добычи нефти. Начиная с этого момента, отставание фактической добычи нефти определяется только одним фактором – количеством действующих добывающих скважин.
В таблице 6 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.
Горизонт БВ8 содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи).
Разработка ведется с 1978 года и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 году и составляет 11,4 млн.т. (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 году. С 1988 года добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 году (43% от максимального уровня добычи). В 1995 – 1996 гг. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. Технологические показатели разработки приведены в таблице 7.
На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 году основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3-3,5 раза. До 1987 года, в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов,
и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта, характеризующуюся низкими добычными возможностями и большой прерывистостью коллектора. Дебит нефти новых скважин с 1988 года составлял уже 5-9 т/сут.
Распределение фонда добывающих скважин и накопленные отборы нефти представлены на рис.3.1.
Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы – 46%. 13% от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин – 56%.
На 01.01.1997 года с начала разработки по горизонту БВ8 добыто 116,825 млн.т. нефти, жидкости – 157,723 млн.т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин – 42%.Накопленный водонефтяной фактор – 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти – 22,2%.
Динамика добычи нефти и жидкости, закачки, обводненности продукции приведена на рис.3.2
В настоящее время из 1167 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.1997г.) 539 скв. (46%) работают с дебитом нефти до 10 т/сут. И лишь у 148 скважин (13%) превышает 50 т/сут.
Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продук-
Рис.3.1 Распределение фонда добывающих скважин по дебитам и накопленной добыче
ции. На рис.3.1 приведена динамика дебита жидкости, обводненности добычи нефти, действующего фонда скважин по группе скважин, вскрывших эту часть коллектора.
Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986г. и составлял 5,9 млн.т. (52% от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996г. – 866 тыс.т. (15% от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70% составляет уже ¼ от максимального дебита. 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции.
Для скважин горизонта БВ8, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67%) действующего фонда работают с обводненностью продукции не превышающей 20%. диагр.6
Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме.
Рис.3.2. Динамика добычи нефти, жидкости, закачки и обводненности
В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной.
Рис.3.3 Динамика действующего фонда и обводненности продукции
С 1993 года добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27% в 1991г. до 58% в 1996г.
Рис.3.4. Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти
Рис.3.5.Распределение действующего фонда по обводненности продукции
Ниже на рис. № 3.6.,3.7. приведена динамика работы. 457 низкодебитных и малообводненных скважин, которые в настоящее время находятся в бездействии.
Накопленная добыча этой группы скважин составляет 3,4 млн.т. или, в среднем, по 7,4 тыс.т. на 1 скважину. По этой группе запасов выведено из разработки за счет простоя скважин не менее 7,5 млн.т. извлекаемых запасов нефти ( 16,4 тыс.т. на 1 скважину).
Из 610 скважин нагнетательного фонда под закачкой на 01.01.1997г. находилось 360 скважин, в бездействии – 241 скважина. На 1 действующую нагнетательную скважину приходится 3,2 действующих добывающих скважин.
Рис.3.6 Динамика добычи нефти и обводненности по низкопродуктивной части пластов
На рис.3.8-3.9 представлено распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по накопленной закачке и текущей приемистости.
Горизонт БВ8 характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так, 17% скважин добывающего фонда дали 68% добычи нефти горизонта.
Рис.3.7 Динамика действующего фонда и добычи нефти по низкопродуктивным пластам
Рис.3.8 Распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по накопленной закачке
Рис.3.9 Распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по текущей приемистости
На рис.3.10 приведено распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции.
Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости
Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу – 0,409, пятому – 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно.
Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46% текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,202.
Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0,190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24-37%.
Рис.3.10. Распределение скважин по отборам и накопленной добыче
По состоянию на 01.01.01 г. всего на Повховском месторождении числится 3257 скважин, из них 1880 скважин нефтяного фонда, 600 скважины нагнетательного фонда, 422 скважины находятся в консервации, 69 скважин контрольные и пьезометрические, 157 скважин – ожидание ликвидации и ликвидированные, 91 водозаборных и поглощающих скважин.
Из 1880 скважин нефтяного фонда 1288 скважин действующих, бездействующий фонд – 522 скважин.
По способам эксплуатации действующий фонд распределяется:
В бездействии и консервации находятся, в основном, низкодебитные (1014скважин или 80% от неработающего фонда скважин) и высокообводненные (300 скважин или 20%) скважины.
Из 600 скважин нагнетательного фонда 400 скважин действующих, бездействующий фонд – 177 скважин.
Характеристика фонда скважин приведена в таблице 3.3.1:
Таблица 3.3.1
Характеристика фонда скважин
|
Показатели |
Пласт БВ8 |
Пласт БВ9 |
Пласт БВ10 |
Объект БВ |
Обект ЮВ1 |
Всего |
|
Пробурено добывающих скважин |
||||||
|
Фонд добывающих скважин |
1702 |
15 |
9 |
1726 |
154 |
1880 |
|
В т. ч. действующий фонд |
1211 |
12 |
7 |
1230 |
58 |
1288 |
|
Из них на фонтане |
20 |
- |
1 |
21 |
2 |
23 |
|
ЭЦН |
598 |
5 |
2 |
605 |
11 |
616 |
|
ШГН |
593 |
7 |
4 |
604 |
45 |
649 |
|
Бездействующие |
491 |
3 |
2 |
696 |
96 |
592 |
|
В освоении и ожидании освоения |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
В консерв. / контр. – пьезомерич. |
389/61 |
4/- |
2/- |
395/61 |
27/8 |
422/69 |
|
В ликвидации и ликвидированые |
150 |
2 |
- |
152 |
5 |
157 |
|
Переведены под закачку |
3 |
- |
- |
3 |
3 |
|
|
Пробурено нагнетательных сквжин |
||||||
|
Фонд нагнетательных скважин |
569 |
7 |
4 |
580 |
20 |
600 |
|
В т. ч. под закачкой |
376 |
5 |
2 |
383 |
17 |
400 |
|
Бездействующие |
172 |
2 |
2 |
176 |
1 |
177 |
|
В освоении и ожидании освоения |
2 |
- |
- |
2 |
1 |
3 |
|
В консервации / контр. – пьеметр. |
60/10 |
4/ |
- |
64/10 |
1/2 |
65/12 |
|
В ликвидации и ликвидированные |
42 |
- |
- |
42 |
- |
42 |
|
В отработке на нефть (всего) |
221 |
3 |
2 |
226 |
29 |
255 |
Разделяют два вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механизированном способе – прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.
Фонтанная эксплуатация – это самопроизвольный подъем нефти на поверхность по стволу скважины под воздействием давления пласта.
Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное. Подземное оборудование включает в себя:
а) насосно компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому жидкость поднимается на поверхность;
б) якорь, пакер – для разобщения пласта скважины и эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации и находятся ниже фланца обсадной колонны.
К наземному оборудованию относится:
а) устьевая арматура, для герметизации устья скважины;
б) рабочие манифольды, штуцеры, клапана, задвижки.
Механизированный способ эксплуатации – это принудительный подъем нефти на поверхность с помощью насосов, спущенных в скважину (ЭЦН, ШГН)
Эксплуатация скважин УЭЦН.
Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся:
а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки ЭЦН;
б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;
в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;
г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;
д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
К наземному оборудованию относятся:
а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;
б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;
в) трансформатор, предназначен для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;
г) Эстакада, предназначенная для укладки токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.
Эксплуатация скважин УШГН.
Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:
а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130˚С
в) штанги – предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка – качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.
К наземному оборудованию относятся:
а) привод (станок – качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг;
б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.
Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ8, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600м. Пласты БВ9 и БВ10 разрабатываются совместно с БВ8, по пласту ЮВ1 – площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке.
Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 654 скважин нагнетательного фонда 170 скважин – очаговые, остальные – по первоначальному проекту.
По пластам БВ9, БВ10 и объекту ЮВ1 – 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ8 – 1:3,3; БВ9 – 1:4,5; БВ10 – 1:5; ЮВ1 – 1:2,7. Системой ППД охвачен практический горизонт БВ8 и ЮВ1.
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ8 составила в 1997 году 123,1%, за 1996 год 122%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа).
Можно отметить положительный эффект от введения очаговых нагнетательных скважин и начало формирования блочно – замкнутой системы заводнения. В результате подключения очаговых скважин, падающее до 1985 года пластовое давление было восстановлено, относительно выровнено по площади залежи. Технически, переход на новою систему заводнения был сопряжен с определенными трудностями в контроле за объемами закачки воды, чем объясняются временные перекомпенсации отдельных участков залежи. В настоящее время эти вопросы в основном решены. Таким образом, по горизонту БВ8 систему ППД можно считать освоенной. Основным направлением в развитии системы ППД следует считать усиление воздействия на подошвенную часть разреза.
Как уже отмечалось, наличие большого количества простаивающих скважин изменило систему разработки месторождения. Не всегда своевременное реагирование системы ППД на изменения в объемах добычи жидкости приводит к временным интенсивным перекомпенсациям добычи закачкой. Это усугубляется наличием зон с малодебитными скважинами и сложностью эксплуатации водоводов в зимнее время. В связи с этим, предложено СибНИИНП сделать переорганизацию системы ППД в низкодебитных зонах пласта, совместив отбор сеноманской воды и ее закачку на месте, в пределах небольших групп добывающих скважин.
В процессе эксплуатации месторождения на нефтепромыслах ведется геолого-промысловая документация показателей разработки. На основании данных строят графики разработки. Они наглядно отображают динамику показателей разработки по объекту в целом во времени. Детальность графика разработки зависит от решаемых с его помощью задач. С помощью графика разработки, например, можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости, такие как зависимость нефтеотдачи от обводненности продукции.
Так же проводится комплекс исследований за разработкой:
Таблица 3.4.1.
Контроль
за разработкой Повховского месторожденияза 2000 год.
|
№ п/п |
Вид исследований |
Кол-во скважин |
Кол-во замеров |
|
1 |
Определение харак-к пласта в том числе профиль |
192 112 |
262 125 |
|
2 |
Определение тех. состояния Э.К. и источ. обводн. В том числе профилей |
340 142 |
380 191 |
|
3 |
Определение тех. состояния Э.К. и нагнет. скваж. В том числе профилей |
270 200 |
282 222 |
|
4 |
Отбивка забоя |
286 |
369 |
|
5 |
Перфорация |
272 |
296 |
|
6 |
Исследования гироскопическим инклинометром |
417 |
417 |
|
7 |
Замер Рпл. в скважинах |
386 |
429 |
|
8 |
Замер дебита |
Все раб. скв. |
4 раза в мес. |
|
9 |
Отбор проб жидкости |
Все раб. скв. |
4 раза в мес. |
Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые.
Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с высокой стоимостью ГРП, этот метод используется, в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает желаемого эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.
Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.
Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода:
● практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;
● в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;
● трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;
для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины – вертикальная;
● показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному.
Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть ключем к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;
● значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор
жидкости разрыва и расклинивающего агента.
К жидкости разрыва предъявляются сложные требования. Это: минимальная фильтрация в пласт ; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д..
В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применятся в 1954 г. и до 1957 г. носил исключительно экспериментальный характер.
Этот период (1954-1957 г.г.) характеризовался применением для ГРП маломощной техники и несовершенной технологии, вследствие чего процесс ГРП производился при небольших темпах нагнетания и невысоких давлениях разрыва, а трещины закреплялись небольшим количеством песка мелких фракций, который разрушался при высоких пластовых нагрузках.
В последствии (1962 г.) были начаты работы по определению величины раскрытия трещин при ГРП, которые показали, что эта величина достигает 5 мм и более. Закрепление таких трещин в открытом состоянии с сохранением их максимальной проницаемости возможно только путем применения песка более крупных фракций.
В период с 1958 г. по 1961 г. для ГРП применялась более совершенная техника, в результате повысились расходы жидкости и давление закачки, что позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для 1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27 т. Большинство выбранных для ГРП эксплутационных скважин относилось к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по площади.
В 1960 г. - 1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со значительно сниженными (на 17-26 атм.) пластовыми давлениями. Кроме того, несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффективность ГРП до 40-50% и уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т.
В 1960 г. в пяти эксплутационных скважинах был произведен поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва направленности. Продолжительность эффекта ГРП эксплуатационных скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества песка, закаченного в пласт.
За последние годы проведено значительное количество ГРП на месторождениях Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП приходится на месторождения Юганского района, а также Повховское и Самотлорское месторождения.
Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной Сибири можно отметить следующее:
● наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;
● наличие ВНЗ существенно снижает эффект применение метода;
● в монолитных коллекторах вблизи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;
● в большой части высокообводненных скважин, прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;
● по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.
Большое внимание в последних работах по анализу ГРП уделяется расчету базовой добыче нефти и расщеплению дополнительной добычи по направлениям от интенсификации притока и увеличения КИН. Предпочтение отдается методам характеристик обводнения. Отмечаются следующие ограничения применимости этих методов – низкая обводненность продукции и продолжительный простой скважин пред обработкой. Есть работы по расчету эффективности на более сложных моделях, учитывающих геологическое строение пласта и трехмерность фильтрации, однако результаты таких работ вызывают серьезные сомнения в виду того, что для корректных расчетов требуется знание основных параметров геометрии трещины.
Моделирование распространения трещины - сложная математическая задача. Она включает в себя решение различных типов уравнений (эллиптических, параболических) и имеет движущуюся границу. Первая модель имитации движения горизонтальной трещины была разработана отечественными специалистами (Христианович, Желтов в 1955 г.) и потом дополнена Баренблатом в 1962 году. В 1961 г. Перкинсоном и Керном была создана вторая модель движения трещины. Обе модели описывают двумерную трещину. В настоящее время многие зарубежные фирмы используют трехмерные решения.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.
Наземное оборудование:
Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций ,
связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.
Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.
Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.
Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.
Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.
Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.
Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.
Подземное оборудование:
Насосно – компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости
разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.
Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.
На Повховском месторождении ТПП “Когалымнефтегаз” гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием “Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси “Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от –30 до +50°С.
Комплект оборудования для производства ГРП:
1. БЛЕНДЕР М-60
Блендер МС-6О — передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на
PAGE 5