Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

Тема Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне-Асомкинского месторождения

• 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 1.1 Стратиграфия и тектоника
• 1.2 Литолого-физическая характеристика коллектора
• 1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа
• 2.АНАЛИЗ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО МАТЕРИАЛА
• 2.1 Запасы нефти и газа
• 2.2 Характеристика фонда скважин
• 2.3 Характеристика закачки воды
• 2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)
• 3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
• 3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на Средне — Асомкинском месторождении
• 3.2 Результаты проведения обработок скважин композицией «Галка»
• 3.3 Расчет количества закачки самогелеобразующей композиции «Галка» в скважину № 502 Асомкинской площади
• 3.4 Экономический эффект от применения самогелеобразующей композиции «Галка»
• 3.5 Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым
• 4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. ОХРАНА НЕДР ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
• ВВЕДЕНИЕ

На современном этапе развития нефтегазового комплекса важнейшим условием в проекте о разработке месторождения является максимальное извлечение запасов углеводородного сырья. Средне-Асомкинское месторождение было запущено в эксплуатацию сравнительно недавно, но уже сейчас встает проблема, связанная с уменьшением планируемого КИН.

Задачей разработчика являются создание комплекса инженерных мероприятий и обусловленных ими процессов движения пластовых флюидов к скважинам и подъёма нефтегазовой продукции на поверхность, которые включают в себя различные способы воздействия на продуктивный пласт для повышения дебита скважин и полноты нефтеизвлечения.

Главное требование заключается в обеспечении рентабельного уровня продуктивности скважины при минимизации затрат времени, трудовых и материальных ресурсов.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Стратиграфия и тектоника В 1990 году Асомкинской группе месторождений, в число которых входит Средне-Асомкинская площадь, было дано новое название — Фаинское месторождение.

Фаинское месторождение нефти расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского АО Тюменской области.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчленённую равнину, неравномерно покрытую лесом.

Абсолютные отметки рельефа в основной части месторождения колеблются в пределах +40, +56 м, а в северной части понижаются до +32, +40 м. Таким образом, относительные колебания рельефа местности не превышают 30 м.

Площадь месторождения сильно заболочена. Под болотами находится около 30% территории.

В региональном тектоническом плане, Фаинское месторождение, согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, расположено в северной бортовой части Юганской впадины, выделяющейся между Сургутским (запад) и Нижнивартовским (восток) сводами. С юга впадина ограничивается Каймысовским сводом и Верхне-Демьянским мегавалом.

Юганская впадина представляет собой крупную отрицательную структуру 1 порядка с размерами 180 на 200 км и амплитудой погружения 150 м. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается и по кровле верхнемеловых отложений составляет 26 м. В своей наиболее погруженной части Юганская впадина не освещена глубоким бурением, поэтому о глубинах залегания доюрского фундамента и мощности осадочного чехла и её центральной части можно судить лишь по данным сейсморазведки.

Морфологическое строение впадины довольно сложное. В её границах выделяется ряд структур 2 порядка разноименного знака. Из отрицательных можно отметить Нижнеюганскую котловину, Среднеюганский прогиб. К положительным структурам относятся Угутский вал, Восточно-Мамонтовский структурный нос и ряд других структур. В более детальном тектоническом плане Фаинское месторождение расположено в зоне юго-восточного крыла Сургутского свода и Нижнеюганской котловины и состоит из пяти локальных структур 3 порядка: Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская, Западно-Асомкинская.

По отражающему горизонту «А» вышеназванные структуры, кроме Восточно-Асомкинской представляют собой единое куполовидное поднятие, осложненное рядом тектонических нарушений субмеридианального и субширотного направлений, обусловивших блоковое строение фундамента, которое оказало значительное влияние на дальнейшее формирование структур осадочного чехла. В центре поднятых выделяется приподнятый блок субширотного простирания, который оконтуривается изогипсой-3450 метров. Размеры по длинной оси составляют более 15 километров, ширина в сводной части 4,5−6 километров. В юго-восточной части поднятие осложнено структурным выступом, сфор-мированным более мелкими тектоническими нарушениями северо-западного простирания.

В южной части на фоне общего погружения горизонта выделяется локальное поднятие изометрической формы, ограниченное изогипсой-3550 метров. Амплитуда поднятия 50 — 60 метров.

Наиболее высокие отметки горизонта расположены на Средне-Асомкинской площади в районе скважины 5Р (-2840 метров) высота структуры при ВНК — 2910 метров 70 м. По построению видно, что залежи Асомкинской и Средне-Асомкинской площадей должны слиться в южной части структур и размеры структур составляют 4×10 км и 14×8 км.

Морфология поверхности горизонта «Б» на небольшой части месторождения продолжает сохранять общие унаследованные черты основных структурных элементов глубинного строения. Однако по всей вероятности на границе верхняя юра и нижний мел происходит активизация в тектоническом режиме района, в результате чего амплитуда некоторых участков в центральной части увеличивается.

Размеры структур по отражающему горизонту «Б» по оконтуривающей изогипсе-2875 составляет: Асомкинская 3×10 км, высота 30 м; Средне-Асомкинская 20×10 км, высота 45 м.

На Асомкинском и Средне-Асомкинском поднятиях структурный план по горизонту «Дч» сохраняет только самые общие черты структурных элементов, но детали их отличаются существенно. Выше лежащий горизонт «М» приурочен к низам алымской свиты, ещё, более выположен, поверхность его снивилирована настолько, что практически все положительные поднятия имеют амплитуду ниже 25 м.

Фианское месторождение в тектоническом отношении представляет собой единое куполовидное поднятие субширотного простирания, расположенного в Юганской впадине и сочленении Сургутского и Нижневартовского сводов.

На фоне поднятия выделяются ряд самостоятельных структур: Асомкинская, Средне-Асомкинская, Восточно-Асомкинская, Южно-Асомкинская и Западно-Асомкинская, к которым приурочены залежи нефти.

Литологическая характеристика фундамента юрских и нижнемеловых отложений дается по керну, отобранного непосредственно из скважин Фаинского месторождения. Вышележащие отложения описаны по аналогии с соседним Восточно-Сургутским месторождением, разрез которого хорошо изучен по керну опорных и поисковых скважин.

Доюрский фундамент

Породы доюрского фундамента вскрыты на Фаинском месторождении в двух скважинах: № 31П (Асомкинская площадь) и № 2П (Средне-Асомкинская площадь).

В скважине № 31П породы фундамента залегают на глубине 3448 м. Скрытая мощность эффузивов составляет 78 м.

Отобранный керн представлен базальтом темно-серым с порфировой структурой. Текстура породы миндалевидная, блеск перламутровый, местами стеклянный. При опробовании отложений фундамента притока не получено. Объект признан «сухим».

В скважине № 2П отложения фундамента скрыты на глубине 3546 м. Скрытая мощность составила 30 м. Породы фундамента представлены аргиллитом темно-серым, зеленоватым оттенком. При опробовании этих отложений притока не получено.

Возраст пород в вышеописанных скважинах не определялся, однако по данным калиаргонового метода возраст аналогичных пород в скважинах № 51 и № 52 Восточно-Сургутского месторождения определен как триасовый.

Кора выветривания

Мощность пачки составляет 30 метров (скважина № 31П) и 80 метров (скважина № 2П). По керну, отобранному в скважине № 2П, она представлена переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Алевролиты светло-серые, грубо-зернистые с обильным включениями гальки, размером от 1 до 2,5 см. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, с многочисленными хаотично расположенными зеркалами скольжения. Местами аргиллиты перемяты, в них имеются включения кальцита. При опробовании этих отложений притока не получено.

Юрская система

Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту, в составе верхнего выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита Полностью отложения Тюменской свиты вскрыты в двух скважинах № 31П и 2П, их мощность составляет соответственно 412 и 433 м. В основании свиты залегают разнозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, содержащие прослои конгломератов и плотных темно серых аргиллитов.

Выше по разрезу свиты представлены чередованием аргелитов, песчаников, алевролитов с редкими прослоями известняков и бурых углей.

Аргиллиты темно-серые до черных, слоистые. Песчаники и алевролиты темно-светло-серые, разнозернистые, массивные и слоистые, крепко сцементированные, плотные.

Выше описанные отложения опробованы в двух интервалах по разрезу. В обоих случаях получены слабые притоки пластовой воды дебитом 1,2 и 1,4 м³/сутки.

Верхнеюрский отдел Отложения верхнеюрского отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены тремя свитами: васюганской, георгиевской и баженовской.

Васюганская свита

Отложения Васюганской свиты вскрыты практически всеми скважинами, пробуренными в пределах Фаинского месторождения. В разрезе свиты, в пределах рассматриваемого района выделяется три песчано-глинистых циклида, индексируемых снизу вверх как Ю1/3, Ю½, Ю1/1.

Отложения нижнего циклида Ю1/3 в пределах Фаинского месторождения представлены в основном аргиллитами и лишь в восточной части встречаются отдельные линзы алевролитов. Мощность пачки изменяется от 35 метров на востоке до 20 метров на западе месторождения.

Средний циклид Ю2/1 сложен аналогично Ю1/3, и также аналогично изменяется характер мощности, которая увеличивается по направлению с востока на запад.

Верхняя часть свиты в основном песчанистая, к ней приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю1/1. Песчаники продуктивного пласта мелко и средне зернистые, не равномерно глинистые, крепко сцементированные. Среди песчаников встречаются прослои темно-серых алевролитов и аргиллитов, в которых углефицированные растительные остатки. При опробовании песчаных отложений пласта Ю1/1 получены промышленные притоки нефти дебита 20−100 м3/сутки. Общая мощность свиты изменяется от 72 м в наиболее приподнятой части до 84 м на крыльях структуры.

Георгиевская свита Разрез свиты сложен аргиллитами темно и зеленовато-серыми, известковистыми, плотными с раковистым изломом. Зеленоватые оттенки порода имеет за счет глауконита. В отложениях содержится фауна кимеридиского яруса. Мощность свиты 1−4 м.

Баженовская свита Отложения баженовской свиты завершают разрез юрской системы. Литологически она представлена двумя отделами: нижними и верхними.

Меловая система В разрезе нижнемеловых отложений выделяется мегионская, вартовская, алымская и покурская свиты.

Мегионская свита

Мегионская свита (берриас + валанжин) слагается песчано-глинистыми породами. Общая площадь изменяется от 500 м на Восточно-Асомкинской площади до 486 м на Западно-Асомкинском. В основании свиты выделяется пачка темно-серых аргиллитов мощностью 10−30 м. Выше по разрезу залегает толща песчано-алевролитовых пород, выделяемых под названием ачимовской. Мощность ачимовской толщи изменяется от 150 до 200 м. Осадко-накопление толщи происходило в условиях глубоководной части шельфа. Вследствии этого песчаники и алевролиты мелкозернистые, плотные, с низкими коллекторскими свойствами.

Заканчивается разрез мегионской свиты пачкой тонко отмученных однородных глин темно-серого цвета. Эта пачка глин мощностью 10−14 м, названная «чеускинской» служит хорошим репером.

Вартовская свита Вартовская свита включает в себя верха валанжина, готерив и барем. Литологически она представляет собой мощную толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Эта пачка является хорошо выделенным репером, а также покрышкой для группы пластов Б1-Б9. Мощность пачки 15−30 м. Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, плотными, слоистыми, а верхняя — серыми, зеленовато-серыми до зеленых, с неясно выраженной слоистостью, перемятыми зеркалами скольжения. Мощность нижней подсвиты 220−240 м, верхней 150−170 м.

Алымская подсвита Алымская подсвита представлена преимущественно глинистыми породами, темно-серого цвета, участками почти черного, плотными, однородными, с редкими прослоями глинистых алевролитов и глинистых известняков. В верхней части свиты содержание алевролитового материала несколько возрастает, а в нижней иногда встречаются прослои битумных глин. Мощность алымской свиты 65−105 м.

Покурская свита Покурская свита включает в себя отложения верхней части нижнего и низы верхнего мела. В основном это осадки мелководных или прибрежных фаций. В основании свиты залегает пачка серых глин и глинистых алевролитов мощностью до 70−100 м, которая завершает разрез нижнемеловых отложений.

Верхний отдел Верхний отдел меловой системы включает в себя осадки всех ярусов от сеноманского до датского веков. Отложение верхнемеловой части покурской свиты сложены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Преобладают песчано-алевритовые породы. Песчинки альб-сеноманского возраста от светло до темно серых, мелко и среднезернистых, слабо сцементированные, в различной степени глинистые. Общая мощность отложений покурской свиты 840−876 м.

Кузнецовская свита С осадков кузцнецовской свиты начинается разрез морских отложений верхнего мела, представленных темно-серыми почти черными уплотненными глинами, обогащенными фауной ферманифер и др. В глинах встречается глауконит и рассеянный пирит. В верхней части встречаются прослои опок и опоковидных глин. Мощность свиты 20−30 м.

Березовская свита Березовская свита делится на две подсвиты: верхнюю и нижнюю. Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками и глинами. Опоки светло и голубовато серые, плотные. Глины темно-серые с прослоями до черных, плотные, алевритистые. Мощность подсвиты 70−85 м.

Ганькинская свита Отложения ганьковской свиты, завершающее разрез отложений, представлены глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в маргели. Встречаются зерна глауконита, включения сидерита. Мощность ганькинской свиты 80−90 м.

Палеогеновая система В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит, и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талитская свита Осадки данной свиты, соответствующие палеоцену, сложены монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, иногда тонко листоватыми. В верхней части глины обогащаются линзовидными включениями алевритового материала. Мощность осадков талитской свиты 100−115 м.

Люлинворская свита Люлинворская свита представлена толщей светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин. В нижней части преимущественно опоковидны, верхней — диатомовых, переходящих прослоями в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся к эоцену. Мощность свиты 205−215 м.

Тавдинская свита.

Тавдинская свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, зелеными, тонко слоистыми до листовых, прослоями алевритистыми или с включениями линз алевритов. Мощность свиты до 170 м.

Атлымская свита.

Атлымская свита сложена песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин, мощностью до 50 м.

Новомихайловская свита.

Новомихайловская свита сложена глинами серыми, коричневато-серыми, часто комковатыми с включениями слабо уплотненных алевритов и бурых углей. Мощность свиты 60−80 м.

Туртасская свита.

Туртасская свита представлена чередованием песков алевролитов и глин зеленовато-серого цвета. Пески и алевролиты кварцевые с включением зерен глауконита. Мощность свита 40−70 м.

Вышезалегающие песчано-глинистые отложения неогена в Сургутском районе развиты не повсеместно. В наиболее полных разрезах в их составе вверх выделяются абросимовская, бещеульская (миоцен) и смирновская (плиоцен) свиты суммарной мощностью 80−100 м.

1.2 Литолого-физическая характеристика коллектора Промышленная нефтегазоносность Фаинского месторождения связана с отложениями пласта ЮС₁ васюганской свиты верхней юры.

Пласт ЮС₁. Залегает на глубине 2960 м. Пласт характеризуется зонально-слоистым строением. Коллекторами являются песчаники и алевролиты. Верхняя половина пласта, в основном, является однородным песчаным телом, а нижняя представлена чередованием песчанистых и глинистых пород, либо полностью уплотнена.

Главной особенностью Фаинского месторождения является то, что Южно-Асомкинская площадь расположена полностью в водоплавающей части, а Средне-Асомкинская и Асомкинская площади частично в чисто нефтяной. Другой важнейшей особенностью общей для всех залежей является высокая начальная пластовая температура (83⁰ С). Это обстоятельство во многом предопределяет характер разработки залежей, а также перспективу применения МУН.

Общим для всех залежей является начальное пластовое давление 29 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 835 кг/м³, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, соответственно 1,04 и 0,34 МПа.

Необходимо также подчеркнуть что, нефти Фаинской группы характеризуются повышенным содержанием высокоплавких твердых парафинов, что вызывает необходимость борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Открытая пористость пород по пласту ЮС₁ изменяется от 12 до 18%, среднее значение 16%. Проницаемость варьируется в широком диапазоне: от 0,001 до 0,531 мкм² и в среднем составляет 0,024 мкм². Таким образом, по фильтрационным свойствам в пласте преобладают низко проницаемые породы.

В результате анализа выявлены следующие особенности геологического строения Асомкинской и Средне-Асомкинской залежей Фаинского месторождения:

1. Низкая проницаемость коллектора (среднее значение около 0,025 мкм²), типичная для пластов группы ЮС;

2. Повышенная температура пласта (более 80⁰С), что ограничивает применение потокоотклоняющих технологий на основе ПАА, но открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций;

3. Значительная доля ВНЗ (Асомкинская площадь на 90% находится в ВНЗ), однако проницаемость в водонасыщенной части пласта меньше, чем по нефтенасыщенной, что сохраняет перспективу применения потокоотклоняющих технологий;

4. В купольной части месторождения нефтенасыщенные толщины минимальны и повышаются на восточном склоне.

Таким образом, анализ особенностей геолого-физического строения пласта ЮС₁ Средне-Асомкинской и Асомкинской площадей показывает, что проблема интенсификации притока нефти и изоляции высокопроницаемых водонасыщенных зон актуальна. Повышенная температура объектов разработки требует термически стабильных составов.

В продуктивной части пласта ЮС₁ преобладают мелко-среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Незначительное место в разрезе занимают прослои глин и карбонатных пород. Породы-коллекторы представлены преимущественно песчаниками, для которых характерен поровый тип цемента, глинистый по составу преобладанием (до 78%) каолинита.

Открытая пористость пород изменяется от 10,5 до 19,5%.Среднее значение пористости 15,4% (по 377 изученным образцам).

Величины пористости пород-коллекторов нефтенасыщенной и водонасыщенной частей разрезов отличаются незначительно. Карбонатность отложений в среднем по пласту составляет 2,2% при вариаций от 0,1 до 7,1%. Глинистость коллекторов меняется от 8 до 21,9%. Проницаемость пород изменяется в широком диапазоне от 0,1 до 531×10 мкм и среднее составляет 24×10 мкм (по 342 изученным образцам). По фильтрационным свойствам в пласте преобладают породы 4−5 классов проницаемости: коллекторы с К_пр 10−100×10 мкм составляют 27%, от 1 до 10×10 мкм — 64%. Определение закономерностей в изменении проницаемости коллекторов по Фаинскому месторождению не отмечаются. На Средне-Асомкинской структуре наилучшие по проницаемости коллекторы фиксируются, как в сводовых участках (скв. №№ 7, 31), так и более погруженных (скв. №№ 25,21).

Водоудерживающая способность пород, меняется от 18,4 до 90,9%. Среднее значение составляет 45,9%.

В таблице 1 показаны средние и предельные значения петрофизических параметров песчаных пород пласта ЮС₁.

Обобщая результаты геолого-геофизической изученности параметров и характеристик коллекторов этого эксплутационного объекта, а также эксплутационные и технические показатели скважин и пластов, полученные за истекший период пробной и промышленной эксплуатации Средне-Асомкинской площади, можно сформулировать следующие основные особенности выделенного эксплутационного объекта, определяющие системы разработки, методы воздействия на нефтяные залежи, выбор расчетных вариантов:

1. Коллекторы пласта ЮС₁ относятся к низкопроницаемым, содержащим вследствие этого трудно извлекаемые запасы нефти;

2. Пласт характеризуется выраженной зональной неоднородностью, как по площади, так и по разрезу.

Таблица 1. Средние и предельные значения петрофизических параметров пласта ЮС1.

1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа Наиболее изучены глубинным и поверхностными пробами Асомкинская и Средне-Асомкинская площади. Плотность нефти изменяется от 0,829 тонн/м³ до 0,843 тонн/м³, газовый фактор изменяется от 54 м³/тонну до 80 м³/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1,166 до 1,236. Разгазированные нефти малосернистые (1%) парафинистые (2,18%). Содержание смол — 4,4%, выход фракций до 300 ОС — 48,1%. Технологический шрифт нефтей — ПТ 1 П 2.

Растворенный в нефти газ метанового состава (63,8%). Содержание метана -13,2%, пропана -13,14%, бутанов — 2,17%. В разгазированных нефтях Асомкинской и Средне-Асомкинской площадей содержание легких углеводородов 11,4%. Малярная масса сепарированной нефти 181/125.

На Южно-Асомкинской площади свойства нефти изучены по пробам из одной скважины 6р. Плотность сепарированной нефти 0,830 тонн/м3. Газовый фактор — 53 м³/тонны, объемны коэффициент 1,163. Нефть малосернистая (0,80%), парафинистая (3,16%). Содержание смол -3,63%, выход фракций до 300 ОС -52%. Технологический шифр нефти — ПТ1 П 2. Растворенный в нефти газ метанового состава (71%). Содержание этана — 13%, пропана — 9%, бутанов — 3%. В разгазированных нефтях содержание легких углеводородов — 11−7%. Малярные массы сепарированные и пластовой нефти — 170/130.

Таблица 2. Результаты исследования пластовой и дегазированной нефти Средне-Асомкинской площади.

Таблица 3. Свойства и состав нефти Средне-Асомкинского месторождения

Рис. 1. Динамика показателей разработки Средне-Асомкинского месторождения пласт ЮС1.

2.АНАЛИЗ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО МАТЕРИАЛА

2.1 Запасы нефти и газа Балансовые запасы нефти и газа по Фаинскому месторождению в целом, а также по Средне-Асомкинской и других площадей в отдельности подсчитаны тематической партией подсчета запасов АО" Юганскнефтегаз" и утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1.01.94 г. Фаинское месторождение частично разбурено, а Средне-Асомкинская залежь практически полностью по эксплутационной сетке скважин. Этот факт нашел свое отражение в классификации запасов по промышленным категориям: В — 54%, С₁— 38%, С₁ — 6,8% .

Так как северная часть Средне-Асомкинской площади находится в пределах затопляемого участка, не подлежащему разбуриванию по экологическим причинам, то по решению ГКЗ РФ запасы нефти и газа находящиеся в этой зоне переведены из балансовых в забалансовые. Подсчетные параметры, а также велечины запасов по категориям приведены в таблице 4

На текущий момент запасы нефти на балансе ВГФ на 1.01.98 числятся по категорий С₁+С₂ в объеме 11,897 млн.т. от НИЗ.

Практически все запасы (98,5%) относятся к разведанным — категорий С₁ .

Таблица 4. Категории запасов

2.2 Характеристика фонда скважин Пласт ЮС₁ Средне-Асомкинской площади разрабатывается с 1989 года. В течение 1990;1992гг. велось интенсивное разбуривание площади. В эти годы из бурения вводилось 43−78 скв. в год, тем не менее годовая добыча нефти в период с 1990;1992 г. г. существенно не изменялась и варьировала в диапазоне 125−208 т.т. Основной причиной тому следует считать, то, что действующий фонд скважин, несмотря на большие объемы бурения, изменялся незначительно, т.к. некоторая часть скважин находилась в бездействии. С 1993 г. добыча нефти возрастает и своего максимума достигает в 1998 г., когда из пласта было извлечено 1424 тыс. т нефти. Столь интенсивный рост производительности скважин объясняется, прежде всего тем, что с 1993 г. на площади начато крупномасштабное проведение гидравлических разрывов пласта. Мероприятие способствовало увеличению дебитов нефти в несколько раз по сравнению с предшествующим.

Максимальный уровень добычи нефти, жидкости и закачки приходится на 1990;91гг., начиная с этого момента, происходило резкое сокращение действующего фонда скважин. На данный момент в работе находится 29 добывающих и 6 нагнетательных скважин, а максимальный фонд в работе 92 и 30 соответственно был достигнут в 1990 г. Бездействующие скважины составляют почти половину фонда. Причинами простаивания фонда являются: прекращение фонтанирования и отказ насосов из-за недостатка пластовой энергии, консервация части скважин во избежание размораживания коллекторов в зимнее время. Текущее пластовое давление намного (27 атм.) ниже начального. При том годовая и накопленная добыча жидкости скомпенсирована закачкой воды на 144%. Это свидетельствует об отсутствии учета закачиваемой воды на месторождении. Падение пластового давления произошло из-за позднего освоения системы ППД и месторождение в течение 6 лет разрабатывалось на истощении пластовой энергии.

Таблица 5. Фактические показатели разработки горизонта ЮС₁ Средне-Асомкинской площади

Таблица 6. Технологические показатели разработки Средне-Асомкинского месторождения

2.3 Характеристика закачки воды Закачка воды в продуктивные отложения Средне-Асомкинской площади начата в 1989 г., т. е. в первый же год разработки. До 1992 г. нагнетание осуществлялось в основном в очаговые скважины, численность которых распределялась по годам следующим образом: 1989 г. — 3 скв., 1990 г.- 5 скв., 1991 г. — 7 скв.

Начиная с 1992 г. фонд нагнетательных скважин неуклонно растет и на текущую дату под закачкой находится 82 скв. и практически сформирована трехрядная система.

Реагирующими считались те скважин, по которым прослеживается рост отбора воды, увеличение обводненности.

В скважинах № 455 и № 463 на 10.1998 г. обводненность продукций возросла, в первой до 15%, а во второй — до 30%. Из всех исследуемых скважин это, пожалуй, наиболее существенные изменения в показателях эксплуатации. В остальных случаях отмечается лишь незначительный рост обводненности. Однако по подавляющему большинству скважин вообще незафиксировано никаких изменений, позволяющих определить влияние нагнетательных скважин. Поэтому те скважины, где прослеживается рост отборов воды, либо увеличивается обводненость, все-таки считаются реагирующими. Таковыми стали скв. №№ 403, 593, 373, 1754, 9087 и 9132. Из этих скважин особое внимание заслуживает скв. № 1754. С августа 1995 г. ежемесячно из скважины отбиралось около 200 т. воды, исключение составляет сентябрь, когда продукция была безводная. В предыдущее время объемы воды не превышали 10 т. в месяц.

Возможно, причиной столь существенного увеличения объемов отбираемой воды стало повышение количества нагнетаемой в пласт воды по скважине № 1759. Но необходимо учесть, что 01.1998 г. в скв. № 1754 был проведен ГРП, в связи, с чем могло произойти отмеченное явление.

Обобщая изложенное, можно сделать следующие выводы:

1. Увеличение объемов нагнетаемой воды существенно не сказалось на показатели работы окружающих добывающих скважин;

2. По-видимому, основной причиной этого является более низкая проницаемость пласта ЮС₁ по сравнению с соседними площадями, в то же время пласт более однороден, т. е. отсутствуют высокопроницаемые прослои, по которым бы происходил прорыв воды.

Начиная с 1994 г. начало резкого увеличения годовой закачки и своего пика достигает в 1997 г. когда было зафиксирована максимальная величина годовой закачки 3200 тыс. м³. По состоянию на 1.01.99 г. закачка воды составляет 3050 тыс. м³ при обводненности 32%.

Накопленная добыча нефти составляет 7205,8 тыс. т, что составляет 57,7% от извлекаемых запасов. Сопоставляя эту величину с картой суммарных отборов можно заметить что основная доля отборов приходится на западную и центральную части площади. Восточная часть менее дренируется.

Подводя итог анализу закачки воды можно сделать следующие выводы:

1. Залежь дренируется неравномерно;

2. Обводненность добываемой продукции не столь высока, на 1.01.99 г. 32%;

3. Увеличение объемов закачки не оказало существенного влияния на работу окружающих скважин.

2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)

В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплуатационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:

1. По категорий С₁-балансовые 7347 тыс. т, извлекаемые — 2426 тыс. т;

2. По категорий С₂— балансовые 21 737 тыс. т, извлекаемые — 7173 тыс. т;

3. В целом по С₁+С₂ — балансовые 29 084 тыс. т, извлекаемые — 9599 тыс. т;

коэффициент нефтеизвлечения — 0,33.

В работе предусматривалось:

1. Подтверждение принятой ранее системы разработки — площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;

2. Ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год .

Проектный фонд скважин:

1. По категорий С₁— общий 69 скв. (в т. ч. 4 разв.), из них 52 добывающие (в т. ч.4 разв.), 17 нагнетательных; резервный фонд 13 скв.;

2. По категорий С₂— общий 143 скв. (в т. ч. 1 разв., из них 107 добывающие (в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;

3. Резервный фонд 28 скв.;

4. В целом С₁+С₂ — общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв), из них 159 добывающий (в т.ч. 5 разв.) и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;

5. В контрольном фонде 3 скв;

6. Водозаборных — 7 скв;

7. Плановые показатели определены до 1995 г. включительно;

8. Максимальный годовой объем бурения (кат. С₁+С₂) — 176 тыс. м;

9. Способ эксплуатаций скважин — механизированный с начала разработки (ЭЦН, ШГН);

10. В качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990 г.). Работа выполнялась по заданию «Юганскнефть».

Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500×500 м (25 га / скв.) к более плотной 450×450 м (20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ «Юганскнефть».

На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30 155 тыс. т балансовых и 9950 тыс. т извлекаемых, в т. ч. по категориям:

1. Ктегория С₁ — балансовых 15 483 тыс. т, извлекаемых 5109 тыс. т;

2. Категория С₂— балансовых 14 672 тыс. т, извлекаемых 4841 тыс. т.

При подсчете запасов в составе категорий С₂ был выделен участок в районе скважины № 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван «зависимым «.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС₁, площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношении закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадии формирования, особенно это относится к Восточной части залежи. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным .

Таблица 7 Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади

Таблица 8. Осноные проектные показатели по годам

3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на СреднеАсомкинском месторождении Уплотнение добывающих скважин в стягивающих рядах при реализации трёхрядной системы разработки предопределяет (при использовании ЭЦН) достаточно равномерные отборы нефти в границах участков (блоков), увеличивает темп отбора и, в конечном счёте, способствует, наряду с реализуемой системой воздействия, более полному вовлечению запасов в разработку. Достигнутые уровни добычи нефти не могли быть реализованы без внедрения трёхрядной системы разработки, предложенной СибНИИНП для большей части месторождения и обеспечившей эксплуатацию скважин ЭЦН не только первых, но и пробуренных по более плотной сетке стягивающих (центральных) рядов блоков, что, в свою очередь, способствовало более равномерной выработке запасов и реализации более высоких темпов отбора в последних.

Учитывая то, что система ППД была введена на месторождении не с начала разработки произошло снижение начального пластового давления на 2.7 МПа, а так же то, что при существующей сетке скважин нагнетание воды практически не отражается на обводненность добываемого флюида предлагается увеличение объемов закачиваемой воды до восстановления пластового давления;

Вследствие того, что в нагнетательные скважины подаётся вода сеномантского пласта возникает проблема увеличения отложений солей на подземном оборудовании. Решение проблемы снижения или удаления солей с подземного оборудования состоит в работах по обработке призабойной зоны добывающих скважин композициями химреагентов замедляющих процесс солеобразования. Данные работы не дают эффекта дополнительной добычи нефти, но увеличение межремонтного срока оборудования позволяет говорить о необходимости проводимых работ.

Выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин — ещё один метод химического воздействия на призабойную зону пласта, который включает в себя комплекс мероприятий проводимых на отдельных скважинах по индивидуальным планам, объединённых одной программой. Работы по выравниванию профиля приёмистости проводятся, в основном, в три этапа:

1-й этап — закачка изоляционных составов для снижения проницаемости высокопроводящих интервалов пласта;

2-й этап — закачка дозакрепляющих тампонирующих составов;

3-й этап — подключение в работу низкопроницаемых интервалов путём закачки интенсифицирующих составов. Первый и второй этапы обеспечивают отключение или снижение проницаемости высокопромытых зон, что, в свою очередь, вызывает отклонение фильтрационных потоков, увеличение коэффициента охвата пласта заводнением. Обработки интенсифицирующими составами позволяет увеличить эффект первых двух этапов путём подключения низкопроницаемых интервалов пласта.

Для проведения первого этапа используется целый ряд тампонирующих составов и технологий их закачки, разработанных ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», НПТОО «Нафта — С», ТОО ВФ «Технология». К таким составам относятся эмульсионные поверхносто-активные полимерные составы (ЭПАПС), состоящие из смеси полиакриламида с нефтью, нефтенолом СНО, АФ9−6, нефтенолом НЗ и водой или водным раствором хлористого кальция (как разновидность — ЭПДС — эмульсионный полимернодисперсный состав). С целью увеличения изоляционного эффекта в аномально-поглощающих, выработанных или водонасыщенных интервалах разреза применяются различные «сшитые» полимерные составы (СПС), способные образовать вязкий гель в порах пласта и отклонять вытесняющий агент в непромытые зоны (СПДС — «сшитый» полимерно-дисперсный состав, КПС — концентрированный полимерный состав). Ранее для этих целей применялись осадкообразующие технологии (сульфатные стоки производства жирных синтетических кислот — ССС — с содержанием сульфатов до 10−12% и 25% водный раствор хлористого кальция). При этом происходит выпадение тех или иных солей в осадок и закупоривание высокопромытых зон (при ССС — выпадает в осадок гипс — увеличение сульфат — ионов и, как следствие, увеличение жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий — СВБ). Поэтому при применении осадкообразующих технологий необходимо быть крайне осторожными.

В качестве интенсифицирующих составов используются кислотные растворы, растворы неионогенных ПАВ (неонол СНО, неонол 9−6, превоцел Hg-12, нефтенол ВВД).

Регулирование процессов нефтевытеснения и нефтеизвлечения необходимо для достижения достаточной текущей и конечной нефтеотдачи. Достигается внедрением некоторых химических методов, влияющих на вымывающие способности нагнетаемых вод. С этой целью проводится закачка оторочек регулирующих составов, как в отдельные скважины, так и через КНС.

Пути улучшения состояния разработки месторождения заключаются, прежде всего, в увеличении работ по выводу бездействующего фонда в эксплуатацию. Скважины, характеризующиеся крайне нестабильной (во времени) работой ЭЦН при низких дебитах, целесообразнее перевести на эксплуатацию ШГН.

Так как месторождение характеризуется невысокой средней обводненностью (<50%) необходимо регулирование в процессе разработки и пробной эксплуатации, которые включают:

1. Варьирование давления нагнетания воды;

2. Ограничение, вплоть до остановки отбора жидкости из скважин с повышенной обводненностью (более 70%);

3. Выравнивание профилей приемистости и притока добывающих и нагнетательных скважин путем закачки полимерных и пенных составов;

4. Смену направлений фильтрационных потоков путем временной остановки нагнетательных и добывающих скважин.

Разработка высокотемпературных низкопроницаемых залежей НГДУ «Юганскнефть» идёт неравномерно. По отдельным скважинам и участкам наблюдается опережающие обводнение закачиваемой водой, вызванное зональное и послойной неоднородностью пласта по проницаемости. Повышенная температура пласта (более 80⁰ С) открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций. «ГАЛКА» — Гелеобразующий АЛлюмохлорид и КАрбамидсодержащий состав, ориентированный для применения на месторождениях с высокой пластовой температурой и невысокой проницаемостью пластов.

3.2 Результаты проведения обработок скважин композицией «Галка»

Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте заключается в том, что под действием температуры продуктивного пласта (70⁰ С и выше) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия. Образующийся гель препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрафионных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Дополнительным положительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде.

В 1999 г. согласно критериям приёмистости было принято решение об обработке составом «Галка» скважин работающих на Юрские отложения Асомкинской группы месторождений НГДУ «Юганскнефть», характеризуются высокой начальной пластовой температурой, а также слоистой и зональной неоднородностью при сравнительно невысоких средних показателях проницаемости.

Данная композиция применена на 3-х скважинах Средне-Асомкинской площади и одной Асомкинской площади в 1997;98 гг. За счет применения композиции дополнительно добыто более 30 тыс. тонн нефти по участку воздействия на Средне-Асомкинской площади и более 10 тыс. тонн нефти по очагу скважина № 502 Асомкинской площади.

Высокую эффективность применения композиции «Галка» показали исследования, проведенные лабораторией промысловых исследований ОАО «Юганкснефтегаз» по скважине № 1774 до и после воздействия. До воздействия (10.1997) основное количество индикатора обнаружено непосредственно в первом и во втором ряду реагирующих скважин, а также на западе, севере и северо-востоке в 3−4 рядах реагирующих скважин.

После воздействия (02.1998) индикатор обнаружен также в южном и юго-восточном направлении. Помимо этого заметно увеличилась площадь воздействия скважины № 1774, т. е. произошло увеличение охвата пласта заводнения не только по разрезу, но и по площади залежи.

Таблица 9. Динамика добычи жидкости, нефти и обводнённости по очагу скв. № 502

Рис. 2. Динамика добычи жидкости, нефти и обводненности по очагу скв. № 502. Пласт ЮС1, Асомкинской площади На Асомкинской площади композицией «Галка» в июне 1998 года осуществлена обработка скважины № 502. Участок воздействия находится в водонефтяной зоне. Динамика обводнения по окружающим реагирующим скважинам показывает, что обводнение произошло после введения закачки, что говорит о прорывном характере обводнения со стороны нагнетательной скважины № 502.

На рисунке представлена динамика нефти, и обводнённости по участку воздействия. Из рисунка видно, что после закачки через месяц произошло снижение обводнённости с 80% до 40%., при этом дебит нефти увеличился в три раза при стабилизации добычи жидкости. Продолжительность эффекта составила 8 месяцев, всего по очагу добыто 10 тыс. тонн.

Более детальный анализ реакции добывающих скважин, на очагах воздействия композицией «Галка» на опытном участке Средне-Асомкинской площади позволил выявить характер реакции окружающих добывающих скважин в зависимости от их уровня обводненности. На воздействие прежде всего положительно, т. е. со снижением обводненности и приростом дебита нефти отреагировали высокообводненные (более 85%) скважины. Положительная реакция отмечается также в скважинах с низкой и стабильной обводненностью (ниже 40%) в базовом периоде. При этом технологический эффект получен за счет увеличения темпов отбора жидкости, скважины с промежуточной обводненностью (40−80%), в особенности, если на них имел место рост обводненности до воздействия (в базовом периоде), реагируют отрицательно. Этим выявленные особенности являются важными для выбора участков и скважин для воздействия в будущем.

3.3 Расчет количества закачки самогелеобразующей композиции «Галка» в скважину № 502 Асомкинской площади

Скважина № 502 вскрывает продуктивный пласт на глубине 2960 м.

Таблица 10. Технологические параметры Средне-Асомкинской площади

где n — пористость пород; - давление на забое скважины; - проницаемость пласта; - динамическая вязкость жидкости; - мощность пласта; - обводненность продукции; - дебит нефти.

Необходимый объем (м³) гелеобразующей композиции для установки экрана определяется по следующей формуле

(1)

где — радиус создания барьера для фильтрации воды в продуктивный пласт, м; n — пористость пород в долях единицы; K — коэффициент неоднородности пласта.

Коэффициент неоднородности пласта (К) — отношение диаметра зёрен фракции песка, которая в сумме со всеми более мелкими фракциями составляет 60% по весу от всего песка, к диаметру зерен фракций составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Для однородного по составу и размеру зёрен песка коэффициента неоднородности равен 1.

Необходимый наименьший радиус изоляционного экрана обратнопропорционален физико-механическим характеристикам изоляционного состава. В общем виде эта зависимость описывается формулой:

(2)

где — коэффициент запаса прочности (2−5), принимают в расчетах с учетом достоверности всех параметров, сезонных условий и возможности отклонения расчетных величин от фактических; - средний радиус проводящих каналов, м; - пластическая прочность композиции «Галка», МПа; - депрессия, МПа.