Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

Министерство общего образования РФ Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по курсу: «Разработка нефтяных месторождений»

Тема: «Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС₁₀ »

Выполнил:

Студент гр. НГР — 6

Гарипов Р.С.

Проверил: Кузьмина Т.М.

Тюмень — 2001 г.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 История освоения месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

2.2 Характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

3.3 Контроль за разработкой месторождения

4. Техническая часть

4.1 Описание ГРП

4.2 Материалы и оборудование применяемые при ГРП

4.3 Осложнения при ГРП

4.4 Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования

5. Специальная часть

5.1 Расчет параметров ГРП

5.2 Анализ технологических параметров проведения ГРП

5.3 Результаты применения технологии ГРП на Усть-Балык-Балыкском, Б₁₀ месторождении

5.4 Типовой план проведения ГРП

6. Организационно-экономическая часть

6.1 Обоснование экономической эффективности проведение ГРП скважины № 7082 пласта БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения

6.2 Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче

6.3 Анализ влияния НТП на основные технико-экономические показатели

6.4 Расчет показателей НПДН и ЧТС

6.5 Анализ чувствительности проекта к риску

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности рабочих

7.2 Экологичность проекта

7.3 Чрезвычайные ситуации

Заключение

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм², может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии.

ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как пра

вило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5−2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;

Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса:

Однократный разрыв пласта;

Многократный разрыв пласта;

Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.

Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий:

Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;

Скважины с загрязненной призабойной зоной;

Скважины с высоким газовым фактором;

Нагнетательные скважины с низкой приемистостью;

Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить

В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

В скважинах, технически неисправных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин;

Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины;

Созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта БС₁₀) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты: г. Нефтеюганск, г. Сургут, г. Пыть-Ях, п. Пойковский, п. Каркатеево, п. Чеускино, п. Усть-Юган. С югом Усть-Балыкское месторождение связывают: железнодорожные пути, аэрофлот, речное сообщение и асфальтированная федеральная автодорога. Промысловые автодороги по месторождению представлены в большей части грунтово-лежневыми дорогами.

Усть-Балыкская (БС₁₀) площадь является одной из четырех площадей Усть-Балыкского месторождения. Куда входят еще Усть-Балыкское (БС₁₋₅), Солкинское, Западно-Усть-Балыкское месторождения. На юге Усть-Балыкская, БС₁₀ площадь непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение. С северо-востока, в центральную часть месторождения, вклинивается пласт БС₁ Усть-Балыкского (БС₁₋₅) месторождения. Ближайшие разрабатываемые месторождения — Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское.

Рельеф местности представляет сильно заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь. Абсолютные отметки рельефа меняются незначительно от 26 до 44 метров, причём минимальные отметки приурочены к берегам рек, а максимальные — к лесным массивам. В весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами. Климат района резко-континентальный. Минимальная температура воздуха -55С, снежный покров лежит около 200 дней в году. Летом температура выше +20С держится около 30 дней. За летний период осадков выпадает около половины годового количества. Леса — смешанные с преобладанием ольхи, пихты, лиственницы, кедра.

Главная водная магистраль — река Обь и её протока Юганская Обь с многочисленными протоками, из которых наиболее крупными являются Большой Балык, Сингапайская и др. Между реками Обь и Юганская Обь располагаются многочисленные озёра разнообразных форм и размеров.

Объекты нефтедобычи Усть-Балыкского месторождения снабжаются электроэнергией от следующих головных подстанций:

Подстанция 220/35 кВ — «Усть-Балык».

Подстанция 110/35 кВ — «Нефтеюганская»

Подстанция 110/35 кВ — «Юганская»

Подстанция 110/35 кВ — «Парус».

От головных подстанций двухцепными ВЛ 35 кВ запитаны ПС 35/6 кВ. От ПС 35/6 кВ по кабельным линиям 6 кВ электроэнергия поступает на ДНС, КНС. С этих же подстанций по ВЛ 6 кВ запитаны ТП 6/0,4 кВ. От которых по кабельным линиям 0,4 кВ энергия поступает потребителям на скважинах и на базы цехов.

Потребление электроэнергии в 2000 году составило 264 358 тыс. кВтчас, а средний годовой максимум нагрузки 34 556 кВт.

Через территорию месторождения проходит нефтепровод Усть-Балык — Омск.

1.2 История освоения месторождения

Промышленная разработка горизонта БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения ведется с 1974 г., хотя первая скважина введена в разработку в 1966 г. В период пробной эксплуатации 1966;1973г.г. на площади работало 8 добывающих скважин. Интенсивное разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию началось с 1974 г.

Горизонт БС₁₀ выделен в самостоятельное месторождение ввиду того, что основная залежь горизонта расположена за контуром нефтеносности пластов БС₁₋₅ и имеет самостоятельную историю разведки, освоения и разработки. В настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Максимальная добыча нефти и жидкости (соответственно 4615,2 тыс. т. и 8631,6 тыс. т.) достигнута в 1988 году. Максимальный действующий эксплуатационный фонд (884 скважины) достигнут в 1989 г. В дальнейшем с уменьшением действующего эксплуатационного фонда и добычи жидкости и с ростом обводненности, добыча нефти падает, составив в 1999 г.

1006,0 тыс. т. Необходимо отметить, что начиная с 1999 года, были начаты работы направленные на повышение добычи нефти, в том числе и за счет запуска простаивающего фонда, так в 2000 году действующий добывающий фонд составил 466 скважин, против 423 в 1999 году. Проведенный комплекс мероприятий позволил нарастить добычу нефти 2000 года относительно 1999 года и выйти на показатели разработки 1996 года (1210 тыс. т в 2000 и 1250 в 1996 году). Компенсация отбора закачкой изначально превышала единицу и на 1.01.2001 г. текущая компенсация составляет 153%, накопленная 137%.

На 01.01.2000 г. отобрано 21% балансовых запасов и 59% извлекаемых при текущей обводненности продукции 71%. Таким образом, темп обводнения продукции опережает темп выработки извлекаемых запасов на 12%. Средняя обводненность последние 4 года практически не меняется, что объясняется рядом причин: форсированным отбором из скважин низкообводненного фонда, отключением высокообводненных скважин и расширенное применение физико-химических МУН (табл. 1.1 и 1.2).

Таблица 1.1.

Фактические показатели разработки горизонта БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения.

Таблица 1.2.

Фактические показатели фонда скважин горизонта БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения до 01.03.2001 г.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду — положительной структуре первого порядка, которая осложнена рядом структур второго порядка, такими как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура (третьего порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.

В геологическом строении месторождения, принимают участие породы древнего складчатого палеозойского фундамента и платформенные терригенные осадочные образования юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.

В настоящее время промышленно нефтеносными являются пласты БС₁, БС₂₊₃, БС₄, БС₅, БС₁₀ и пласты АС₇ и БС₁ на Солкинской площади Усть-Балыкского месторождения.

Усть — Балыкское поднятие представляет собой наибольшую крупную антиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту «Б» эта структура в пределах сейсмоизогипсы — 2700 м и имеет размеры 8×16 км. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет — 2540 м. Амплитуда поднятия составляет 120 — 125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой — 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7×1,5 км до 1,5×2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо асимметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 130 (северо-восточного) до 230 (юго-западного).

Продуктивный горизонт БС₁₀ залегает в верхней части Южно-Балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитами, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются среднеи крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевролитовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевролитовые породы горизонта БС₁₀ относятся полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2%) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От выше залегающих водоносных пластов БС₉ и БС₈ Южно-Балыкская пачка перекрыта аргилито-алевролитистыми породами Чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта БС₁₀.

По материалам скважин, вскрывших горизонт Б₁₀, установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и простираются в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном плане граница залегания песчано-алевролитовой толщи горизонта БС₁₀ протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры.

Строение продуктивного горизонта БС₁₀ весьма сложное. Вся толща горизонта Б₁₀ на Усть-Балыкском месторождении разделена на три объекта: БС₁₀(1), БС₁₀(2), БС₁₀(3), которые индексируются сверху — вниз.

Пласт БС₁₀(1) в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5−6 м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысока.

Коллекторы основного пласта БС₁₀(1) отличаются от пород пласта БС₁₀(3) более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций.

Пласт БС₁₀(1) изучен достаточно детально, проницаемость по керну составила 0,0658 мкм³.

Пласт БС₁₀(2) выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б₁₀. Общая мощность пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19 м. Пласт БС₁₀(2) в песчаной фации протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднороден, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость по керну составляет 0,0642 мкм³.

Песчаники пласта БС₁₀(3) прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные насыщенные толщины колеблются от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая — 0,0544 мкм³.

Водонефтяной контакт для пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами всей площади не прослеживается. Горизонт Б₁₀ является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м.

Продуктивность горизонта различна от нескольких тонн нефти до 65 т/сут. на 8 мм штуцера.

В целом по горизонту БС₁₀ средняя проницаемость по керну составляет 0,0654 мкм³.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

2.2.1 Открытая пористость

Расчёт средних значений открытой пористости проводился по данным лабораторных исследований керна, по данным промысловой геофизики. Средняя величина пористости по горизонту БС10 составляет 21,0%.

2.2.2 Проницаемость

Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС₁₀ составляет 103 мд, пласта БС₁₀(1) — 92 мд, БС₁₀(2) — 130 мд, БС₁₀(3) — 83 мд.

2.2.3 Коэффициент нефтенасыщенности

Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС₁₀ — 63,3%, пласта БС₁₀(1) — 65%, БС₁₀(2) — 66%, БС₁₀(3) — 59%.

Таблица 2.1

Содержание сер, смол, асфальтенов и парафинов в массовых долях.

По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС₁₀ более тяжёлый, молярная концентрация метана 69,18%. Доля пропан-бутановой фракции достигает 18,64%. Доля тяжёлых углеводородов С₆₊ в нефтяном газе около 1,5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2%.

2.2.4 Основные параметры других продуктивных пластов Усть-Балыкского месторождения

Таблица 2.2.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов

Нефть продуктивного горизонта БС₁₀ представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 — С5Н12 составляет 5,97%.

Таблица 2.3

Свойства пластовой нефти горизонта БС₁₀.

Таблица 2.4

Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС₁₀.

2.3.2 Физико-химические свойства воды

Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в небольших пределах 1010 — 1011 кг/м³. Общая минерализация вод 15,6 г/л — 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт — скважина — сборный трубопровод возможно отложение солей.

Таблица 2.5.

Свойства и ионный состав пластовой воды.

Таблица 2.6.

Компонентный состав пластовой нефти

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

По Усть-Балыкскому, БС₁₀ месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке:

Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП № 349 от 28.10.71 г.

Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП № 592 от 10.05.78 г.

Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП № 964 от 21.04.82 г.

Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП № 1259 от 10.06.87 г.

Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему.

Первым проектным документом является технологическая схема Гипротюменнефтегаза 1971 г., которая предусматривала:

Площадное заводнение по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 750 м (ПСС=48,7 га/скв).

Бурение 200 эксплуатационных и 97 нагнетательных скважин.

Максимальный годовой уровень добычи нефти 2,75 млн. т.

Среднегодовая закачка воды 5,17 млн. м³.

Резервный фонд в количестве 90 скважин.

Обводнение к концу периода 41,7%.

Местоположение нагнетательных скважин при необходимости уточнять с учетом особенностей литологического строения коллекторов.

В периферийные скважины (вблизи зоны замещения коллекторов и контура нефтеносности) закачку воды не производить.

В 1978 г. МНП утверждена вторая технологическая схема разработки. Тех схема предусматривала:

Проектный уровень добычи нефти — 1,7 млн. т/год (с поддержанием полки стабильной добычи 5 лет).

Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме 750×650 м (ПСС=48,7 га/скв).

Бурение 117 добывающих и 57 нагнетательных скважин при общем пробуренном фонде 374 скважины.

Резервный фонд 77 скважин.

Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г.

Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т.

Максимальный объем закачки воды — 3,8 млн. м³/год.

Давление на устье нагнетательных скважин 120 кгс/см².

В 1982 г. МНП утверждена еще одна технологическая схема разработки. Вследствие выявления сложного строения горизонта БС₁₀ в тех схеме рекомендуются крупномасштабные мероприятия по усовершенствованию системы разработки путем уплотнения сетки скважин в 4 раза. Приняты следующие положения:

Проектный уровень добычи нефти — 2,8 млн. т/год.

Применение площадной семиточечной системы разработки с размещением проектных скважин по равномерной сетке 375×325 м (ПСС=12,2 га/скв).

Бурение пласта на залежь БС₁₀ 1390 скважин, в т. ч. 909 добывающих, 431 нагнетательных и 50 резервных при общем проектном фонде 1600 скважин.

Проектный объем закачки воды — 9,896 млн. м³/год.

Давление на устье нагнетательных скважин — 150 кгс/см².

Последним проектным документом, по которому в течении 13 лет разрабатывается Усть-Балыкское, БС₁₀ месторождение, является проект разработки, утвержденный МНП в 1987 г. Составление проектного документа вызвано опережающим бурением скважин в 1,8 раза относительно предусмотренного в тех схеме 1982 г. и нерентабельностью разбуривания краевых зон с высокой плотностью сетки скважин — 12 га/скв. В связи с этим в проекте предусмотрен отказ от бурения части уплотняющих скважин на юге залежи, в результате чего плотность в этой зоне уменьшится до 22 га/скв. В целом по площади проектом рекомендовано:

Выделение двух эксплуатационных объектов (горизонт БС₁₀, пласт БС₁₆₋₂₀).

Реализация площадной семиточечной системы воздействия по объекту БС₁₀ (плотность сетки 12,2 га/скв., категория С₁) и объекту БС₁₆₋₂₀ (категория С₂) с расстояние между скважинами 500 м, раздельной закачкой воды в пласты БС₁₆₋₁₇ и БС_18−19−20 и их совместной эксплуатацией в добывающих скважинах.

Применение по объекту БС₁₀ (категория С₂) блоковой трех рядной системы с расстоянием между скважинами 500 м.

Бурение на запасы категории С₁ (объект БС₁₀) 745 скважин, в т. ч. 485 добывающих, 117 нагнетательных, 75 резервных и 8 контрольных при общем проектном фонде 1465 скважин.

Бурение на запасы категории С₂ (объект БС₁₆₋₂₀) 31 скважины, в т. ч. 15 добывающих, 11 нагнетательных и 5 резервных при общем проектном фонде 32 скважины.

Давление на устье нагнетательных скважин для объекта БС₁₀ — 140 кгс/см², БС₁₆₋₂₀ — 180 кгс/см².

Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

Кроме проектных документов, на разработку месторождения имеются документы, в которых приняты прогнозные уровни добычи нефти:

Лицензионное соглашение с Комитетом РФ по геологии и использованию недр Администрации Ханты-Мансийского автономного округа (подписано 20.09.93 г.).

«Уточнение уровней добычи нефти по месторождениям АО „Юганскнефтегаз“ на период 1996;2000 гг». Исполнители: АО «ЮНГ», СибНИИНП. Утверждено ЦКР (протокол № 1961 от 6.12.1995 г.).

«Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО „Юганскнефтегаз“ на 1997г». Выполнено ОАО «ЮНГ». Утверждено ТКР (протокол № 1 от 17.01.1997 г.).

«Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО „Юганскнефтегаз“ на 1998 г». Выполнено ОАО «ЮНГ» совместно с ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». Утверждено ТКР (протокол № 30 от 11.12.1997 г.).

Лицензионное соглашение предусматривает следующие пункты, касающиеся запасов нефти, газа и разработки месторождения:

Запасы углеводородного сырья по месторождению, согласно государственному балансу запасов Минтопэнерго России по объединению «Юганскнефтегаз» за 1992 г. по состоянию на 01.01.1993 г. и Протоколу ГКЗ РФ № 10 442 от 10.06.88 г., приведены ниже Таблица 3.1.

Запасы сырья по Усть-Балыкскому месторождению на 01.01.93 г.

Примечание: На балансе ВГФ запасов числится меньше утвержденных ГКЗ в связи с тем, что все запасы ачимовской пачки отнесены к забалансовым.

Уровни добычи нефти на 1994;1996 гг. определены согласно Протоколу ЦКР № 1569 от 04.08.1993 г., на 1997;2012 гг. — согласно экспертному заключению, выполненному СибНИИНП в 1993 г. и составляют:

Таблица 3.2.

Уровни добычи нефти на 1994;2012 гг.

В дополнительном соглашении от 16.04.1997 г. (между Комитетом и ОАО «Юганскнефтегаз») последний обязуется:

В 2005 г. предоставить Органам на согласование проект доразведки;

В 1999 г. утвердить на ЦКР пересчет запасов;

В 1999 г. утвердить на ЦКР проект доразработки Усть-Балыкской группы месторождений;

Уровни добычи нефти и газа на 1998 г. приняты согласно Протоколу Ханты-Мансийской ТКР № 30 от 11.12.1997 г.:

Уровни добычи начиная с 1997 г. определяются ежегодно дополнительными соглашениями с Комитетом по нефти и газу Администрации округа.

Таблица 3.3.

Сравнение уровней добычи нефти из различных источников.

Таблица 3.4.

Усть-Балыкское, БС₁₀ месторождение

Характеристика проектных документов

Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 — 1971 г.; 2 — 1978 г.; 3 — 1982 г.; 4 — 1987 г.

Таблица 3.5.

Основные проектные показатели

(Проект разработки, 1987 г.)

3.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Проектные решения, утвержденного проекта разработки 1987 г., по месторождению по основным принципиальным положениям практически выполнены (рис. 3.2):

Уточненный проектный фонд 1538 с учетом отказа от бурения 73 проектных скважин (авторский надзор, 1988 г.) и размещения дополнительного фонда в количестве 24 скважин (2 на БС₆ и 22 на горизонт БС₁₀ в зоне расширения площади нефтеносности) пробурен на 93% по плотной сетке скважин 375×325 м или 12,2 га/скв. в центральной части месторождения и по сетке 500×433 или 21,7 га/скв. на южном и северном окончаниях месторождения. Недобуренные 104 скважины составляют, в основном, резервный фонд.

Максимальный проектный уровень 4,206 млн. т добычи нефти перекрыт на 409 тыс. т или почти на 10% в 1988 г. Максимальная добыча нефти 4,615 млн. т достигнута при среднем дебите нефти 16,3 т/сут. (ниже проектного на 11%) и при действующем фонде 838 скважин, превышающем проект на 26%. А максимальная добыча жидкости (1988г.) не достигнута на 2,6 млн. т или на23%, ввиду пониженной обводненности добываемой продукции за весь период. Максимальная закачка незначительно меньше (на 885 тыс. м³ или на 6%). Недостижение проектных уровней по добыче жидкости и закачки воды также связано с опережающим выбытием скважин из эксплуатации по причине малодебитности или высокого обводнения.

Заводнение залежи, первоначально организованное путем остановки части нагнетательных скважин по площадной семиточечной системе, трансформировано, начиная с 1983 г., в блоковую трех рядную систему, которая постепенно сформировывается в блочно-замкнутую. В настоящее время, вследствие отключения значительной части нагнетательных скважин, система заводнения, в большей степени, площадная или очаговая.

Нестационарное заводнение применяется на площади не в классической форме с периодом 15−30 суток, а в виде ограничения объемов закачиваемой воды в летнее время с последующим увеличением в зимний период, т. е. с периодом в несколько месяцев.

Давление на устье нагнетательных скважин за последние годы снижено до 130 атм., т. е. на 10 атм. Относительно проекта — 140 атм.

Забойное давление 158 атм. существенно ниже на 22 атм., чем по проекту — 180 атм. Депрессия на пласт увеличилась с 65 атм. до 87 атм. т. е. на 34%.

Приемистость нагнетательных скважин в 2001 г. (172,03 м³/сут) составляет среднее значение между принятой в проекте с применением циклической закачки (150 м³/сут) и без нее (300 м³сут).

Разбуривание ачимовской пачки не осуществлялось. Проектный фонд в количестве 32 скважин не пробурен в связи с низкой продуктивностью пластов, с большим риском получения нерентабельных дебитов.

Состояние выполнения проектных решений по горизонту Б₁₀.

Рис. 3.2. Состояние выполнения проектных решений по горизонту БС₁₀.

Из сопоставления динамики основных фактических и проектных показателей разработки с начала утверждения проектного документа, т. е. с 1987 г. приведена на рисунке 3.2. Из него следует, что:

превышающая с 1987 г над проектом фактическая добыча нефти снизилась к 1991 г до проектного значения. При дальнейшем уменьшении добычи разница между фактом и проектом достигла максимума в 1995 г — до 37%. Причиной невыполнения проектной добычи нефти явилось выбытие большого количества скважин при незначительной разнице в средних дебитах между фактом и проектом.

добыча и дебит жидкости не достигают проектных уровней начиная с 1988 г. притом невыполнение добычи жидкости увеличилось до трехкратной степени к 2000 г за счет низких отборов нефти при более низкой обводненности добываемой продукции.

объемы закачиваемой воды, несущественно превышающие над проектом до 1989 г, резко сокращались в период 1990 — 1994гг при отключении большого фонда нагнетательных скважин. Отставание от проекта по закачке воды в 1994 г достигло в 2,2 раза. В 2000 году закачку увеличили до 6670 тыс. м³/год, но до проектного уровня не дошли.

опережающее бурение скважин — при разнице до 15% в год по сравнению с проектом, привело к завершению разбуривания площади практически в 1989 г (небольшое бурение: 33 тыс. м и 24 тыс. м было проведено в 1990 и 1992гг) против запроектированного в 1993 г.

дебит нефти новых скважин получен значительно выше, чем по проекту в 1987 и 1988 гг., соответственно на 23% и 28% при более низкой обводненности, ниже на 7−8% (абс.), в связи с разбуриванием в эти годы более продуктивных зон залегания пластов БС₁₀¹⁺²⁺³.

Сравнение фактических показателей разработки месторождения за 1999 — 2000 гг. проведены:

С проектными согласно утвержденному проекту разработки (протокол ЦКР МНП № 1259 от 10.06.1987).

С принятыми в лицензионном соглашении между Комитетом по нефти и газу администрации округа и ОАО «Юганскнефтегаз», подписанным 20.09.1993 г.

С уровнями добычи нефти, утвержденными ЦКР РФ (протокол № 1961 от 06.12.1995 г.).

С расчетными, проведенными ОАО «ЮНГ» и утвержденными Ханты-Мансийской ТКР (протокол № 1 от 17.01.1997 г.и протокол № 30 от 11.12.1997 г.).

Таблица 3.6.

Усть-Балыкское, БС₁₀ месторождение Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Рис. 3.3 и 3.4 Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи и дебита нефти.

Проектные документы

1 — факт 2 — проект (1987г.)

3 — лицензионное согл. (1993г.) 4 — утвержд. ЦКР (1995г.)

5 — утвержд. ТКР (17.01.97г.)

Рис. 3.5 и 3.6 Сопоставление фактических и расчетных показателей дебита жидкости и количества скважин.

Проектные документы

1 — факт 2 — проект (1987г.)

3 — лицензионное согл. (1993г.) 4 — утвержд. ЦКР (1995г.)

5 — утвержд. ТКР (17.01.97г.)

При сравнении фактических и проектных показателей разработки (1987 г.) за последние два года значительное отставание от проектных уровней произошло по всем основным показателям, кроме дебита по нефти. При этом отставание добычи нефти за эти годы в процентном соотношении сохраняется на одном уровне. Невыполнение проектных уровней в 2000 г. следующее:

добыча нефти меньше на 581 тыс. т или на 1/3;

добыча жидкости в 3,1 раза;

дебит жидкости в 1,8 раза;

действующий фонд меньше на 242 скв. или 35%;

закачка воды в 2,2 раза;

фонд нагнетательных скважин в 2,3 раза.

Превышение дебита нефти над проектным значением в 1998 году на 0,6 т/сут. или 11% является следствием сокращения малодебитного фонда за счет их выбытия из эксплуатации из-за нерентабельности.

При значительных недоотборах в годовой добычи нефти, накопленный отбор несущественно отличается от проектного (меньше на 1230 тыс. т или 2,5%). Причиной является перевыполнение максимального уровня и более высокие темпы отбора в предыдущие годы до 1991 г., вследствие опережающего разбуривания площади.

Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки приведено на рисунках 3.3, 3.4, 3.5, 3.6.

Уровни добычи нефти, принятые в лицензионном соглашении, перевыполняется в 2000 г. в значительной степени, на 30% за счет высоких дебитов нефти, превышающих более чем в 2 раза расчетное значение, фактический действующий добывающий фонд в 1,6 раза меньше расчетного. Кратное превышение среднего дебита нефти объясняется применением оптимизации работы скважин. Аналогично добыча жидкости превышает расчетную в 1,5 раза, вследствие более низких дебитов жидкости (ниже на 11%) и меньше действующего фонда на 40%.

Сравнение фактических показателей разработки с утвержденными ЦКР (протокол № 1961 от 6.12.1995г.) показывает практически одинаковые уровни по добычи нефти. Отставание фактических показателей отмечается в 2000 г. по:

действующему фонду на 62 скважину или 11,5%;

среднему дебиту жидкости на 21%;

добычи жидкости на 1430 тыс. т или на 30%;

обводненности на 8,3% (абс.).

Превышение над проектом достигнуто по дебиту нефти на 8% из-за применения интенсификации добычи нефти.

При сопоставлении фактических показателей за 2000 г. с утвержденными ТКР (протокол № 1 от 17.01.1997 г.) видно несущественное превышение добычи нефти и дебита по нефти соответственно на 3% и 5%. Закачка воды перекрывает расчетный объем на 1/3. По остальным показателям отмечается превышение проектных значений.

Выводы:

Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000 г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости.

Фактическая годовая добыча нефти в 1999 г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%.

Основной причиной незначительного (12%) отставания от проектного уровня добычи нефти является: крайне низкий коэффициент использования добывающего фонда — 0,62, в связи с чем действующий фонд меньше проектного в 1,5 раза. Массовое выбытие скважин из эксплуатации вызвано геологическими и техническими причинами (опережающее обводнение части скважин в связи со сложным строением горизонта и с поломками и выбытием из строя внутрискважинного оборудования).

Стабилизация добычи нефти и уменьшение разницы между фактическими и проектными показателями за последние 2 года явилось следствием применения методов интенсификации нефтедобычи, восстановление и ввод в эксплуатацию скважин, перераспределения направления потоков фильтрации.

Превышение проектного значения в 2000 г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям.

На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа.

По месторождению в 2002 — 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определить идеологию работы над месторождением на последующее десятилетие, после обширного применения технологий интенсификации нефтедобычи (форсированный отбор жидкости, ГРП, МУН).

3.2.1 Фонд скважин

Усть-Балыкское (горизонт БС₁₀) месторождение разрабатывается с 1966 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт БС₁₀ разбурен на 95%. В настоящее время объект находится на стадии падающей добычи нефти. Отобрано 59% нефти от НИЗ при обводненности 71%. Средний дебит нефти за 2000 год составил 7,91 т/сут., дебит жидкости — 27,03 т/сут.

Состояние фонда скважин На Усть-Балыкском (горизонт БС₁₀) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных, 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м (таблица 3.8). Выделено два объекта разработки: горизонт БС₁₀, пласты БС₁₆₋₂₀ ачимовской пачки.

Пласты ачимовской пачки (БС₁₆₋₂₀)

На пласты БС₁₆₋₂₀ ачимовской толщи проектный фонд утвержден в количестве 32 скважин, в том числе 16 добывающих, 11 нагнетательных (из них одна разведочная) и 5 резервных. Пласты ачимовской пачки по состоянию на 1.01.2001г. не разбуривались и в разработку не вовлекались из-за нерентабельности.

Горизонт БС₁₀

Основной объект разработки горизонт БС₁₀ к моменту составления последнего проектного документа практически был разбурен в зоне совместного залегания пластов БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀³.

Проектный фонд по горизонту БС₁₀ утвержден в количестве 1555 скважин, в том числе на запасы категории С₁ — 1465, С₂ — 90. Распределение проектного фонда эксплуатационных скважин по пластам и категориям приведено в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Проектный фонд

На объект БС₁₀ запроектирована самостоятельная сетка с разной плотностью по участкам залежи:

В чисто нефтяной зоне залежь разбурена по площадной семи точечной системе, сетка 375×325 м, плотностью 12 га/скв.;