Анализ Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз»

Министерства образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ по научно-исследовательской практике на базе Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО «СНГ»

Тема:

Анализ эффективности работы погружных насосов

Исполнитель: Cитник М.В.

магистрант группы: РММЗ 13 3

Тюмень 2015 г.

Цели и задачи практики

В процессе написания первой главы мной был проведен анализ Северо-Лабатьюганского месторождения «ОАО Сургутнефтегаз», был произведен анализ геологических запасов, орогидрологическая и экономическая характеристика района. Была произведена оценка состояния разработки месторождения и история проектирования. Дальнейшие планы — это анализ эффективности работы УЭЦН и вопрос внедрения перевернутых насосов на нагнетательные скважины с низкой приемистостью.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика геологического строения Северо-Лабатьюганского месторождения

2.2 История проектирования разработки месторождения

2.3 Состояние разработки Северо-Лабатьюганского месторождения

2.4 Физико-химические свойства нефти и газа

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района

В административном отношении Северо-Лабатьюганское нефтяное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 273 км к северо-западу от г. Сургута.

Месторождение расположено в пределах трех лицензионных участков (ЛУ): (Северо-Лабатьюганский — лицензия XMH 11 293 НЭ от 05.09.2002, срок окончания действия лицензии 01.06.2047, Овлихлорский — лицензия XMH 12 325 НЭ от 23.04.2004, срок окончания действия лицензии 01.03.2024 и Южно-Чанатойский — лицензия XMH 14 906 HP от 27.04.2010, срок окончания действия лицензии 20.04.2035, недропользователем которых является OAO «Сургутнефтегаз» (628 415, Российская Федерации, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, г. Сургут, ул. Григория Кукуевицкого, 1, корпус 1).

Месторождение является объектом производствепной деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую инфраструктуру: пункты подготовки нефти, систему сбора и предварительного обезвоживания продукции, систему напорных и мелжпромысловых нефтепроводов, газопроводов, газотурбинные электростанции, высокоразвитую транспортную сеть, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

Среднегодовая минимальная температура воздуха -47С максимальная — +30С, суточные колебания за год составляют 8 °C; 18 дней в году наблюдаются с температурой ниже 30 °C и скоростью ветра от 10 до 30 м/с. За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков, из них 400 мм — в теплый период. Средняя высота снежного покрова — 71 см. Первые заморозки на почве — 1 октября, последние — 5 июня, начало промерзания грунтов — 25 сентября, максимальное промерзание до глубины 1.7 м — 20 апреля, на глубине 1.2 м минимальная температура мерзлого грунта — от 0 до -2°C. На междуречьях торфянистые грунты избыточно увлажненные и слаборазложившиеся (до 30%).

Рис. 1.1 Обзорная карта района работ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика геологического строения Северо-Лабатьюганского месторождения Месторождение расположено на границе Сургутского свода и Фроловской мегавпадины, в пределах Ай-Пимского вала, в его крайней северной части, который на западе граничит с Северо-Камынской седловиной, а на востоке с Нижнесортымским валом.

Нефтеносными являются пласты черкашинской свиты готерив-барремского возраста — AC10(1), AC11 и юрские отложения баженовской (пласт ЮС0 и тюменской (пласты ЮС1, ЮС2(1)) свит.

Месторождение изучено по данным сйсморазведочных работ 2D и 3D (плотность сейсмических профилей 1.8 пог. Км/км2) по результатам поисково-разведочного бурения (71 скважина) и эксплуатационного бурения (620 скважин).

В пласте AC10(1) выделена одна залежь нефти в районе скважины № 4P. По типу залежь — структурно-литологическая, размеры — 0.3×0.5 км. При испытании скважины № 4p дебит нефти составил 15.6 м3/сут. при динамическом уровне 1620 м.

С отбором керна пробурено восемь скважин. Всего по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости -113, проницаемости — 62.

Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости приняты по аналогии с горизонтом AC11

Геофизические исследования выполнены в восьми скважинах, гидродинамические — в одной.

Параметр нефти приняты по аналогии с горизонтом AC11. Дегазированные нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.

В горизонте АС11 выделены 24 залежи нефти. Основная залежь № 1 расположена в верхней части горизонта (пласт AC 11 (01−02)) Залежь вскрыта 31 разведоиной и 503 эксплуатационпыми скважинами. Потипу залеж литологически ограниченпая, размерами 8×62 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 33.3 м.

Рис. 2.1 — Геологический профиль Северо-Лабатьюганского месторождения После утверждения запасов нефти ГКЗ Роснедра (2008 год), произошло объединение основных залежей горизонта AC11 Северо-Лабатьюганского и Логачевского месторожденпй в единую залежь Северо-Лабатьюганского месторождения. Площадь нефтеносности залежи №.1 увеличилась на 12% (с 195 563 до 221 075 тыс. м 2)

Остальные залежи месторождення средних и мелких размеров — от 0.5×0.5 до 27×4 км.

По площади продуктивные отложения горизонта развиты неравномерно, представлеиы отдельными песчано-алевролитовыми телами (IIAT), состоящими из отдельных линз коллектора. С большой долей условности ПAT объединены в три пласта — AC11(01−02), AC11(03) AC11(04)

Коллектора горизонта AC «райне неоднородны по проницаемости. Хорошо и средне проницаемые (более 10 мД) интервалы хаотично распространены по всему разрезу горизонта AC и содержат всего 19% геологических запасов нефти. Проницаемоств остальных продуктивных пропластков менее 10 мД.

С отбором керна пробурено 39 скважин. Bceгo по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости — 2228, проницаемости — 944.

Для расчета коэффициента вытеснения па керне выполнено 48 определений, для pacueтa относительных фазовых проницаемостей — семь лабораторных опьттов. Геофизические исследования выпоянены в 667 сквыжинах, гидродинамические — в 90 скважинах.

Параметры нефти изучены на образцах 69 глубинных проб из 31 скватины и 29 поверхностных проб из девяти скважин. Дегазированные нефти по технологической классификации характериэуются как легкие и сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.

В пласте ЮС0 промышленная нефтеносность установлена в двух скважинах: № 6п, расположенной на юге месторождепия и № 300 расположенной на севере.

На современной стадии изученности баженовской свиты не установлены закономерности развития коллекторов в разрезе, зонт нефтеносности в пласте ЮС0 закартированы вокруг скважин с максимальными дебитами.

Рис. 2.2 — Карта нефтенасыщенных толщин и геологический профиль пласта ЮС0

Рис. 2.3 — История эксплуатации Скважины № 300

Залежи пласта ЮС0 ограничены радиусом 1 км вокруг скважины № 6п, где в процессе бурения с помощью пластоиспытателя КИИ-146 получен приток нефти дебитом 6м3/сут. и вокруг скважины № 300, где получен приток нефти с дебитом 7,7 м3/сут. при депрессии на пласт 11Мпа.

С отбором керна пробурено пять скважин. Bceгo по пласту проведено 20 анализов по определению открытой пористости.

Коэффициенты вытеснения и относительные фазовые проницаемости для баженовских отложений не определяются из-за гидрофобного состояния пород и отсутствия проницаемости по воде (высокие капиллярпые силы — более 50 MПa).

Геофизические исследования выполнены в 32 скважинах, гидродинамические — в 22 скважинах.

Параметры нефти изучены на образцах 5 поверхностных проб из четырех скважин. Параметры дегазированной нефти приняты по аналогии с Ай-Пимским месторождением: нефть сравнительно легкая, маловязкая и вязкая, малосмолистая, парафинистая, сернистая.

В пласте ЮС1 выделена одна залежь нефти. Залежь включена в состав Северо-Лабатьюганского месторождения по решению Роснедр в 2010 году (ранее относилась к Логачевскому месторождению). По типу залежь пластово-сводовая, вскрыта одной скважиной № 224. Размеры залежи 2.5×8 км, высота — около 10 м. Керн из пласта не отбирался.

Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости приняты по аналогии с юрскими пластами месторождений Сургутского свода.

Геофизические исследования выполнены в одной скважине, гидродинамические — не проводились.

Параметры нефти приняты по аналогии с пластом ЮС21 Дeгaзиpoвaнныe нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.

В пласте ЮС2−1 выделены пять залежей нефти. Залежи вскрыты 13 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. После утверждения Роснедр запасов нефти (2010 год) к пласту ЮВ2−1 Северо-Лабатьюганского месторождения отнесена залежь ЮС2 Логачевского месторождения.

По типу все залежи — структурно-литологические и пластово-сводовые, размеры залежей — от 5×6 км до 7×12.5 км, высота от 14.4 до 77.6 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.8 м.

С отбором керна пробурено 10 скважин. Всего по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости — 156, проницаемости — 68.

Лабораторные опыты по определению коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей на собственных образцах керна не проводились. Для характеристики пласта использованы результаты исследований юрских пластов месторождений Сургутского свода.

Геофизические исследования выполнены в 23 скважинах, гидродинамические параметры нефти изучены на образцах 5 поверхностных проб из четырех скважин. Дегазированные нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.

Все проведенные на Северо-Лабатьюганском месторождении исследования показывают, что пласт AC10−1 и горизонт AC11 характеризуются нетипично низкими (для данного района) значениями ФЕС. Ухудшение коллекторских свойств в северо-западной части Сургутского свода обусловлено отличными от центральной части условиями форматирования пластов. Крайне низкие ФЕС юрских пластов типичны для данного района. Для проектирования параметры пластов приняты по ГИС.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Северо-Лабатьюганское месторождение

геологический экономический лабатьюганский скважина

2.2 История проектирования разработки месторождения На разработку Северо-Лабатьюганского месторождения составлено три проектных технологических документа.

В 2003 году составлен первый проектный документ — «Технологическая схема OПP Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР по XMAO от 08.04.2003 № 395).

В 2005 году выполнен «Анализ разработки Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР по XMAO от 29.08.2005 № 695), в котором программа опытно-промышленных работ и проектные показатели были уточнены в связи с включением в Северо-Лабатьюганское месторождение ранее самостоятельных Западно-Ай-Пимского и Северо-Ай-Пимского месторождений.

В 2006, 2007 гг. выполнены «Авторские надзоры за разработкой Северо-Лабатьюганского месторождения» (протоколы ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 24. 10.2006 г. № 829 и от 27.09.2007 г. № 947).

В 2008 году ТО «СургутНИПИlнефть» составлена «Технологическая схема разработки Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 25.11.2008 г. № 1098). Основные положения:

По пласту AC10(1) — разработка залежи одной скважиной № 4p.

По горизонту AC11 — разбуривание единой сеткой скважин, расположенных по девятиточечной системе с плотностью сетки — 16 га/скв. с проведением индивидуальных гидроразрывов пластов AC11(01−02), 0 AC11(03) и AC11(04) на стадии строительства скважин, постепенный (по мере изучения геологического строения) переход от девятиточечной к очагово-избирательной системе.

По пласту ЮС0 — опытно-промышленная разработка залежи пятью горизонтальными добывающими скважинами на естественном режиме. Плотность сетки — 50 га/скв.

По пласту ЮС2(1) — опытно-промышленная разработка с размещением скважин по пятиточечной системе с плотностью сетки — 16 га/скв.

Проведение ГРП на стадии строительства скважин.

Проектные уровни (запасы категорий BC1):

Добычи нефти, тыс. т/год 3351

Добычи жидкости, тыс. т/год 9146

Отбора растворенного — (попутного) газа, м3/гoд. — 292

Закачки воды, тыc. м3/гoд 10 977

Фонд скважин всего — 1770, в том числе: добывающих — 946, нагнетательных 792, наблюдательных — 9, водозаборных — 23. Скважин с боковыми стволами-91.

Рис. 2.4 — Фонд скважин Фонд скважин для бурения всего — 1538, в том числе: добывающих — 797, нагнетательных — 738, наблюдательных — 3. Фонд скважин для зарезки боковых стволов при KPC — 89.

2.3 Состояние разработки Северо-Лабатьюганского месторождения Северо-Лабатьюганское месторождение открыто в 2000 году, введено в опытно-промышленную разработку в 2004 году. Промышленная разработка месторождения ведется с 2009 года. В разработке находятся два эксплуатационных объекта: АС10(1) и АС11

По состоянию на 01.01.2013 на месторождении отобрано 6519.7 тыс. т нефти, в том числе: из горизонта AC 6519.4 тыс. т, из пласта AC10(1) — 0.3 тыс. т. Текущий КИН составил 0.026 (от запасов разрабатываемых пластов по категориям ВС1 — 248 246 тыс. т) при обводненности продукции — 30.1%. Накопленная добыча жидкости — 8534.3 тыс. т, накопленная закачка воды 10 830.7 тыс. м', накопленная компенсация — 95.6%, текущая компенсация — 100%. В 2005;2012 годах добыча нефти на месторождении соответствовала проектной величине. При этом темпы освоения месторождения выше проектных. В 2012 году объем бурения достиг 537 тыс. м/г при проектном — 476 тыс. м/г. В эксплуатацию введено 166 добывающих скважин (проект — 135).

Рис. 2.5 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки (Добыча нефти всего, тыс. т) Рис. 2.6 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки (Добыча жидкости всего, тыс. т) По состоянию на 01.01.2013 на месторождении пробурено 605 скважин, в том числе: добывающих — 425, нагнетательных — 148, водозаборных — 23, наблюдательных — 9. Коэффициенты использования фонда скважин: добывающих — 0.93, нагнетательных — 0.93. Коэффициенты эксплуатации действующего фонда скважин: добывающих — 0.98, нагнетательных — 0.98.

Утвержденный проектный фонд (1770 скважин) реализован на 34%.

Объект AC10 разрабатывается одной скважиной № 4P совместно с горизонтом AC11 Из пласта отобрано 0.26 тыc. т нефти. В 2012 году скважиной отобрано 0.018 тыс. т., дебит скв: кины по нефти — 0.1 т/сут, по жидкости 3.6 т/сут., обводненность — 98.6%. В 2010 году планируется выполнить ремонтные работы по изоляции горизонта АС11

На объекте АС11 реализуется утвержденная девятиточечная система разработки. Накопленная добыча нефти составляет 6519.4 тыс., отборов НИЗ 8.9%, при текущей обводнённости 30.1%, текущий КИН — 0.027.

В 2012 году добыча нефти по объекту поставила 3119.1 тыс. т, добыча жидкости — 4459.2 тыc. т, закачка воды — 5793.4 тыс. мЗ. На объекте пробурено 576 скважин, в том числе: добывающих — 420, нагнетательных — 147, наблюдательных — 9. Добывающие скважины эксплуатировались со средним дебитом нефти 27 т/сут, жидкости — 38.6 т/сут. Забойные давления в скважинах в среднем равны 14.1 MПa.

Во всех добывающих скважинах проводится ГРП, что позволяет увеличить производительность скважин в среднем в два раза.

Запроектированная площадная девятиточечная система разработки до конца не сформирована для поддержания пластового давления в пласт закачано 0830.7-тыс.м' воды, в том числе в 2012 году — 5793.4 тыс. м накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 95.6%, текущая — 100%.

При начальном пластовом давлении 24.8 MПa текущее пластовое давление составляет — 24.3 MПa. Максимальное снижение давление до 19.3 MПa отмечается на участках с пока несформированной системой ППД. Максимальное пластовое давление, зафиксированное в нагнетательных скважинах — 33 MПa. Нагнетательные скважнн работают со средней приемистостью — 208.2 м'/сут.

Проводимые па месторождении опытные работы по оценке влияния закачки воды на продукгивность объекта показали, что в процессе формирования системы дебит нефти увеличивается в 1.5 раза. Увеличение закачиваемых объемов воды привело к увеличению дебитов нефти в 79% скважин, к уменьшению дебитов нефти за счет роста обводненности в 21% скважин. Вероятность получения отрицательного эффекта от увеличения приемистости нагнетательных скважин выше на более неоднородных участках.

Разобщение горизонта на более мелкие объекты на начальной стадии разработки признано преждевременным в связи с существенными потерями в текущей добыче нефти и снижением эффективности ГРП на нижних пластах при заводненных верхних.

Проведем анализ эффективности бурения БГС. На объекте выполнены опытные работы по зарезке трех горизонтальных боковых стволов (два — в 2012 г., один — в 2013 г.), на основании которых сделан вывод о том, что данное мероприятие эффективно для выработки запасов из пропластков повышенной проницаемости, для выработки запасов из низкопроницаемых пропластков следует применять в боковых стволах ГРП.

Исследования по контролю за выработкой запасов нефти объекта AC11 промыслово-геофизическими методами проведено в 74 добывающих, 94 нагнетательпых и девяти наблюдательных скважинах.

Перфорацией вскрыто 95% эффективной нефтенасыщенной толщины, вовлечено в разработку — 67%. Не вовлеченными остаются наименее проницаемые интервалы.

Обводненность продукции скважин связана с выносом технической воды, поступившей в пласт при гидроразрыве пласта и прохождением фронта закачиваемой воды (отмечается в 25 исследованных добывающих скважинах).

В 2012 г. выполнены исследования по закачке индикаторной жидкости. Участок проведения трассерных исследований включает нагнетательную скважину № 488 и семь добывающих скважин, на основании которых установлено направление каналов низкого фильтрационного сопротивления и трещин, образовавшихся при ГРП, по которым наблюдается прорывы пластовых и закачиваемых вод.

На месторождении пробурено девять наблюдательных скважин, в которых ежегодно проводятся исследования по определению текущей нефтенасыщенности объекта методом С/О каротажа. По результатам данных исследований определяются текущие коэффициенты вытеснения нефти по скважинам.

Программа ГТМ выполняется. За период 2004;2012 гг. на месторождении проведено 612 скважино-операций по воздействию на пласты (было запланировано — 678), в том числе: ГРП в 531 скважине (было запланировано 527), 57 OП3 физико химическими методами (солянокислотные и глинокислотные ОПЗ комбинированноее химико-депрессионное воздействие и др.) при плане — 95 скважино-операций, четыре перфорационных воздействия (было запланировано 16), три ремонтно-изоляционных мероприятия (было запланировано 17), 15 закачек потокоотклоняющих и нефтеотмывающих составов (было запланировано 14), два гидродинамических воздействия (было заплапировано 9). Проведена зарезка трёх боковых стволов (непланировалось).

2.4 Физико-химические свойства нефти и газа Нефти залежей пластов АС можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Ай-Пимском валу по направлению от центра к периферии залежи пласта АС11 происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Черкашинской свите нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м³) и вязкость (2,02 мПа? с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть баженовской толщи также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8−1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м³/т и в среднем составляет 22,0 м³/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Свойства и характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.

Пластовые воды пластов АС представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м³. Газосодержание в водах составляет 2,73 м³/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м³, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м³.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов АС10 и АС11 практически одинаковый. Газ пласта ЮВ0 отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

— отсутствие сероводорода;

— относительная плотность выше единицы (1,0521);

— содержание азота 13,3% по объему;

— относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа — 1,0529.

Содержание гелия в продукции скважин составляет 0,051 — 0,055% по объему, аргона — до 0,041%.

Таблица 2

Характеристика нефти продуктивных пластов

Таблица 3

Характеристика попутного газа продукции скважин

.гu