Состояние разработки месторождения

Западно-Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965г. Промышленные запасы нефти приурочены к средне-верхнеюрским отложениям (пласты ЮС-2,ЮС-1), отложениям валанжинского(пласты БС-₁₂,БС-₁₁,БС-₁₀), готерривского (пласты БС-₄, БС2-₃, БС-₁) и барремского (пласта АС-9) возраста. В промышленной эксплуатации находится восемь объектов – АС-_9, БС-₁, БС_2-3, БС-₄, БС-₁₀, БС-₁₁, ЮС-₁, ЮС-₂.

В настоящее время разработка месторождения осуществляется согласно проекту, составленному в 1991 году СургутНИПИнефть, рекомендациям авторского надзора 1994года, проведенного ТФ СургутНИПИнефть и «Анализа разработки Западно-Сургутского месторождения».

С начала разработки на 1.01.2012г. на месторождении добыто 146379,4 тыс.т.нефти, при обводненности 85%. В 2011 году добыча нефти по месторождению превысила показатель прошлого года на 128,566 тыс.тонн нефти и составила 3090,104 тыс.тонн нефти, что выше проекта на 677,844 тыс.тонн. Среднегодоваяобводненность продукции 84,5%, а по проекту 78,4%. От начальных извлекаемых запасов отобрано 78% при проекте 77,2%.

В целом состояние разработки месторождения за 2011г удовлетворительное, достигнута стабилизация обводненности на уровне 84-85% и рост добычи нефти на 800 т/сут по сравнению с началом года. Это связано, как с увеличением эксплуатационного фонда с 1238 до 1261 скважин так и проведенными геолого-техническими мероприятиями на месторождении, такими как ввод новых скважин и боковых стволов с низкой начальной обводненностью. Эксплуатационный фонд вырос на 23 скважины за счет вывода скважин из контрольно-пьезометрического фонда и консервации -20 скважин, ввода из бурения – 23 скважины, из ликвидации – 2скважины, из нагнетательного – 1. Выбыло в консервацию и контрольно- пьезометрический фонд 17 скважин, в ликвидацию – 1 и в ППД – 5 скважины. Мероприятия по оптимизации работы по 85 скважинам позволили дополнительно добыть около 21500 тонн нефти или 2т/сут на одну скважину. Капитальный ремонт проведен на 272 скважинах, что позволило дополнительно добыть 185665 тонн нефти и на одну скважину прирост составил 6,1 тн/сут, в том числе ввод в эксплуатацию 9 скважин после зарезки боковых стволов дало 38892 тонн дополнительной нефти и прирост составил 52,8 тн/сут. ГРП проведен на 16 скважинах – дополнительная добыча 23020 тонн нефти, прирост добычи нефти 8,6 т/сут на одну скважину. За 2012г введено в добычу из фонда консервации и контрольно-пьезометрического фонда 20 скважин с общим дебитом 177 тн/сут. Высокая эффективность достигнута из-за мероприятий проведенных на 3 скважинах: на скв. №720, 694 проведены зарезки боковых стволов – дополнительная добыча составила 70 тн/сут и на скв.№311 перевод с горизонта БС1 на БС2+3 позволил дополнительно добывать 60 тн/сут. Интенсификация добычи нефти путем обработки призабойной зоны с применением СНПХ дала 8500 тонн дополнительной нефти (прирост 3,5 тн/сут на 1 скважину). В 2011г введено в эксплуатацию 23 новые скважины, дополнительная добыча нефти составила 88831 тонн или 23,1 т/сут на одну скважину.

В ноябре проведен анализ режимов работы механизированного фонда и анализ фонда скважин находящихся в консервации и контрольно-пьезометрическом фонде. Разработаны и предложены мероприятия на 2012г по оптимизации работы по 150 скважинам с общим приростом дебита 512 тн/сут (3,4т/сут на одну скважину) и мероприятия по выводу скважин из консервации и контрольно-пьезометрического фонда 39 скважин с приростом 459 тонн нефти в сутки (11,8 тонн нефти в сутки на одну скважину), в том числе по 9 скважинам запланирована зарезка боковых стволов, что даст 29 тонн дополнительной нефти по каждой скважине. ГРП в 2012году будет выполнено на 18 добывающих скважинах и дополнительная добыча составит 21,700 тыс тонн нефти (прирост на одну скважину 6,0 тн/сут). Запланировано провести на 24 скважинах зарезку боковых стволов – дополнительная добыча ожидается около 115 тыс. тонн нефти, в том числе будут введены в эксплуатацию из фонда ликвидации 2 скважины с общим дебитом 67т/сут.

ПЛАСТ АС-₉

Залежь продуктивного пласта АС-₉ расположена в центральной части структуры, водоплавающая, литологически экранированная, размером 1.5х0.75 км, высотой 8м. Средненефтенасыщенная толщина 3.6м, отметка ВНК 1875м, пористость 26%, проницаемость 0.341Д, нефтенасыщенность 0.4, начальное пластовое давление 190атм, давление насыщения 95 атм. Залежь эксплуатируется с 1982г года на естественном режиме. В пределах контура нефтеносности пробурено 4 скважины. Обводненность продукции составила 95.5% -на уровне проекта. Закачка воды в пласт не ведется. Энергетическое состояние пласта удовлетворительное. Пластовое давление на 1.12.11 г. 191,5 атм., при первоначальном 190.

На 1.01.12 г. залежь эксплуатируется одной скважиной № 715. Среднесуточная добыча нефти 16,8 т/сут, жидкости 292 т/сут, % обводнения 94%, средний динамический уровень - 400м. С начала разработки добыто 73251 тонн нефти.

В консервации находится 1 скважина. В 2012г. на скв.№ 1307, находящейся в консервации, запланировано провести зарезку бокового ствола на БС4-ожидаемый дебит 40 тн в сутки. В течение 2011 года мероприятий по АС9 не проводилось.

ПЛАСТ БС-₁

Пласт БС₁ представлен двумя пропластками БС_1-1 и БС_1-2 с самостоятельными уровнями ВНК. Залежь пластовая, сводовая. Пласт БС_1-1 развит практически на всей площади структуры, имеет активную связь с законтурной областью и имеет значительную площадь нефтеносности (размер 22*6.7+7.5км).

В настоящее время залежь горизонта БС₁ разделена на 6 блоков с сеткой скважин 700х700м (блоки 1-4) и 600х600 м (блоки 5,6). Система размещения скважин – трех и пятирядная с расстоянием от линии нагнетания до первого ряда в двух центральных блоках 1000 м, на северном и южном 700м. Осуществляется внутриконтурноезаводнение в сочетании с приконтурным и очаговым.

Основные проектные решения решения:

- дальнейшее совершенствование реализуемых систем разработки путем оптимизации плотности сетки скважин и вовлечения в разработку недренируемых запасов, применения нестационарного заводнения.

- блоковых трехрядных и пятирядных систем в сочетании с очаговымзаводнением (проектные сетки 600х600м, и 700х700м)

давление на устье нагнетательных скважин 125атм.

Добыча нефти 2012 году составила 679,452 т.т.нефти, что в 1.5 превышает проектный уровень (443,000ттн нефти). Отбор от НИЗ составил 94,5% при проектном 93,3%, обводненность продукции 91,5%, при проекте 89,3%. С начала разработки из пласта БС₁ добыто 48004,5 тыс.т.нефти. Фонд добывающих скважин за год вырос на 5 скважины и составил 196 скважины, фонд нагнетательных скважин на 4 и составил 49. Действующий фонд добывающих скважин-181 (ЭЦН-92, ОДИ-36, ШГН-53), бездействующий фонд -15, в консервации -17, 20 скважин в пьезометрическом фонде, ликвидировано-39. Под закачкой 46 нагнетательных скважин, в консервации - 19, 8 пьезометрических, 14 скважин ликвидировано.

Среднесуточная добыча по пласту на 1.01.12г. 1830 тн/сут, по жидкости 23920 т/сут, обводненность - 92,3%, средний дебит одной скважины 10,2 т/сут по нефти, 133 т/сут по жидкости. Средний динамический уровень по пласту 520-570м.

Анализ баланса жидкости и нефти показывает, что по группе скважин находящихся в работе на 1.01.2011г., где получен прирост по нефти и жидкости, проводились следующие мероприятия: 5 капитальных ремонтов скважин, 9 оптимизаций режимов работы скважин. По этой группе скважин получен прирост нефти 3,9 т/сут на одну скважинуПо блоку 3 было выполнено 3 капитальных ремонта скважин и 5 скважин оптимизировано прирост по блоку 5,6тн/сут на 1 скважину. По блоку 1 проведено 30мероприятий по повышению нефтеотдачипластови прирост составил 2,6 тн/сут. П о блоку 6 проведено 12 мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и 2 скважины оптимизированы- прирост по блоку 2,9тн/сут на 1 скважину.

По группе скважин с падением добычи нефти практически не проводились мероприятия- всего1 КРС и 2 скважины оптимизированы(на сегодня они обводнены).

Всего, по скважинам находящимся в работе на 1.01.2011г, добыча нефти упала на 76 т/сут или 0,5 т/сут на 1 скважину и обводненность выросла на 2 %(табл.1).

Среднесуточная закачка по пласту около 17000 м3/сут. Текущая компенсация отбора закачкой составила 74%, компенсация с начала разработки 99,1%.

Пластовое давление на 1.12.11г составило 202,9атм при первоначальном 210атм. В течение года разрабатывались мероприятия с целью перераспределения закачки и приведения в соответствие закачки воды отбору жидкости, путем установки штуцеров на нагнетательные скважины пласта БС₁₀. Несмотря на принятые мероприятия добиться существенного повышения компенсации по БС₁ не удалось, т.к. вырос отбор на 4000м3/с и мероприятия по регулированию закачки выполненяются не полностью.

Горизонт БС₁ находится на поздней, четвертой стадии разработки, характеризующейся низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти и высокой обводненностью всех скважин. Поддержание высоких дебитов по жидкости, а так же эксплуатация высокообводненных скважин на форсированных режимах обеспечит стабильный уровень добычи нефти в ближайшие годы.

Проведенные мероприятия:

1.Оптимизированы режимы работ 19 скважин, дополнительная добыча составила 4156 тонн нефти, прирост на скважину 2тн/сут. Обводненность по этим скважинам выросла на 2,7% и составила 91,4%.

2.Из консервации и контрольно-пьезометрического фонда после КРС введено в эксплуатацию 4 скважины с общим дебитом 32,7 тн/сут или 8,2 тн/сут на одну скважину: скв.№№1188,1521 перешли с пласта БС₁₀ на БС₁, а на скв.№1733 проведен капитальный ремонт эксплуатационной колонны.

3.Капитальный ремонт проведен на 33 скважинах - дополнительная добыча 36045 тонн нефти и прирост на одну скважину составил 9,1 тн/сут, в том числе на скв.№№ 1450, 666 проведены зарезки боковых стволов- прирост 10 и 29тн/сут соответственно.

На 2012г. разработаны и предложены мероприятия по оптимизации режимов работы 33 скважин по пласту БС₁, что даст 130 тонн дополнительной нефти в сутки или 3,9 тн/сут на 1 скважину. Разработаны мероприятия по вводу в эксплуатацию из контрольно-пьезометрического фонда и консервации 9 скважин с общим дебитом 79 тн/сут или 8,8 тн/сут на одну скважину, в том числе запланированазарезка бокового ствола на 1 скважине с дебитом 13 тн/сут. В 2012году запланировано выполнить на 3 скважинах зарезку боковых стволов – дополнительная добыча составит 76 тн/сут, в том числе 2 скважины будут введены из фонда ликвидации (№№ скв227,204).

 

 

 

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1 Назначение химических методов воздействия на ПЗП

 

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения или уменьшения диаметров поровых каналов, увеличения нефтеотдачи, отсечения обводившихся пропластков в добывающих скважинах, увеличения приёмистости, выравнивания профилей приёмистости в нагнетательных скважинах, повышения нефтеотдачи пласта в процессе заводнения при использовании системы поддержания пластового давления (ППД). Так же для очистки ствола скважины и ПЗП в результате засорения при цементировании эксплуатационной колоны, в процессе эксплуатации (набухание глин, отложений АСПО, отложений солей и т.д.).

Процесс воздействия осуществляется путём реакции химического реагента с элементом воздействия (горная порода, цементный камень, пластовая вода), при этом происходят процессы растворения одних элементов и образования других с выделением или поглощением энергии. Происходит изменение физико-химических свойств горной породы, пластовых жидкостей, газа. В результате происходят изменения процесса фильтрации жидкости и газа в ПЗП и пласте в целом в ту или иную сторону. В качестве химических реагентов используются кислоты, щелочи, ингибиторы, интенсификаторы, гели, суспензии и т.д.

Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является соляно-кислотная обработка.

Все факторы, вызывающие ухудшение ПЗП, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

1.Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин.

2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом при цементировании эксплуатационных колонн.

3. Проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП.

4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. В этом случае проницаемость может снизиться в десятки раз.

5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спускоподъемных операций.

6. Кольматаж ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

II. Физико-литологические факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:

1. Проникновение в ПЗП фильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

2. Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.

3. Закачивание в пласт сбросовой жидкости.

4. Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в

продуктивный пласт.

5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.

III. Физико-химические факторы:

1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водо- насыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором.

3. В водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

IV. Термохимические факторы:

1. Отложение парафина на скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждении при-забойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

2. Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение.

Применение методов воздействия на призабойную зону пласта в итоге приводит к синергетическому эффекту, выражающемуся в дополнительной добыче нефти к базовым проектным показателям. Эффективность такого комплексного воздействия должна определяться в целом по объекту воздействия.

Причины снижения проницаемости ПЗП могут быть определены после проведения соответствующих исследований. Данные этих исследований по мере их пополнения могут служить источником информации на весь период эксплуатации месторождения. Прежде всего, исследованию подлежат пластовая нефть на состав и наличие АСПО, пластовая вода, газ; определяются давление, температура, газовый фактор, вязкости и выпадения парафина, асфальтенов, а также состав горных пород в ПЗП, радиус и степень снижения проницаемости пласта эксплуатационной скважине и проводится их анализ. Задача воздействия на ПЗП может свестись практически к трем перечисленных выше перечисленных причинам: воздействию на горные породы; воздействию на флюиды в ПЗП; удаление продуктов коррозии.

Первая задача может решаться путем воздействия на ПЗП кислотами, а вторая - растворителями, третья — комбинированием воздействием первых двух. Могут быть при этом выбраны комбинированные методы воздействия и для решения первой задачи, например, «растворитель - соляная кислота», «растворитель - ПАВ -соляная кислота». В этом случае обработка ПЗП предварительно растворителем очищает и увеличивает контактную поверхность породы, занятой АСПО, для дальнейшего кислотного воздействия. В нагнетательных и добывающих скважинах при применении технологии повышения нефтеотдачи пластов, закачки сточных вод, СО2,ШФЛУ, снижение характеристик ПЗП, в большой степени связано с отложением асфальтосмолопарафиновых отложений. Эта же причина появляется и при длительной закачке вод, в которых остаточные химические реагенты играют роль различных внешних источников воздействия на остаточную нефть и приводят к значительным изменениям физико-химических свойств не только нефти и воды, но и характеристики породы в призабойной зоне пласта.

При проведении глинокислотных обработок ПЗП за счет замены товарных фторсодержащих реагентов вторичными продуктами химического производства расходы на реагенты уменьшаются в 5-7 раз на операцию. Известно, что продуктивность скважин во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта в целом и призабойной зоны - в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывают характер и зона изменения проницаемости в процессе закачивания и эксплуатации скважины. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. В этой связи

большое значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на призабойную зону являются кислотные обработки скважин.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: