Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

1.3   Литолого – стратиграфическая характеристика разреза

 

Практически все пласты Самотлорского  месторождения в разрезе представлены неравномерными переслаиваниями песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Породами коллекторами являются главным образом  песчаники, отчасти – крупнозернистые  алевролиты. По структурно-текстурным особенностям песчаники подразделяются на несколько разновидностей. Общим  для них является преимущественно  полимиктовый состав и тип цемента. Кластическая часть песчаников представлена кварцем (14÷53,5 %), полевыми шпатами (15÷55 %), последние в основном калиевыми  разностями и основным плагиоклазом. Степень выветрелости обломков полевого шпата слабая до средней. Обломков пород 3÷30 %, преобладают кислые эффузивы и  кремнистые агрегаты, которые, возможно, также составляют фрагменты эффузивных пород. Слюды представлены довольно свежими биотитом и мусковитом. Содержание их в породе достигает 15 %, но более  характерным является 4-9%. Из акцессорных  минералов часто встречаются  гранат, циркон, ильменит, сфен, турмалин, эпидот. Из аутигенных минералов отмечаются сидерит и пирит. По всему продуктивному  разрезу зафиксированы включения  углисто-растительного детрита и  углисто-слюдистого материала.

Содержание  цемента  составляет 5-15%. Тип  - пленочно-поровый, изредка - базальный. В качестве цемента выступают  главным образом глинистые минералы (каолинит и хлорит, второстепенные – гидрослюда и монтмориллонит), реже карбонатный материал, кальцит  и кварц-полевошпатовые новообразования.

Алевролиты от мелко- до крупнозернистых, средней крепости, сцементированные глинистым или глинисто-карбонатным  цементом, с включением углисто-слюдистого материала, с прослоями глинистого или песчаного материала. Текстура от неясно-тонкослоистой до прерывистой, участками полого-волнисто-слоистая.

Аргиллиты серые до черного, плотные, крепкие, алевритистые, местами карбонатные, слюдистые, с незначительными включениями  остатков растительного детрита  и отдельными линзами и прослоями  алевролита или песчаника толщиной от нескольких мм до 1 см. Нередко наблюдаются  прослои угля толщиной до 0.5 м. Встречаются  редкие прослои, обогащенные мелкой вкрапленностью сидерита и пирита. Текстура от линзовидной до волнисто-слоистой, с неровным сколом, участками прерывистая  за счет прослоев алевролита и отдельных  включений в виде линз и прослоев песчаника.

1.4  Сведения о запасах углеводородов

Запасы Самотлорского месторождения  в настоящее время состоят  на балансе двух организаций: ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "ТНК-Нижневартовск".

По состоянию на 01.01.2012 г. в пределах рассматриваемого месторождения установлено 34 продуктивных пласта: ПК₁, ПК₉, ПК₁₁^1а, ПК₁₂¹, ПК₁₂², ПК₁₃, ПК₁₅¹,ПК₁₅², ПК₁₆¹, AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БB₇¹, БB₇², БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22, ЮВ₁. Из вышеперечисленных пластов ПК₁ залежь чисто газовая, в пластах ПК₉, ПК₁₂², ПК₁₅¹, ПК₁₆¹, AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, AB₈ - газовые шапки.

На дату выполнения отчета - 01.01.2012г.- на месторождении пробурено около 300 разведочных и оценочных скважин, и более 18000 - эксплуатационных .

Действующим проектным  документом является «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра №3496 от 08.12.2005г.) и «Авторский надзор за реализацией  действующего проектного документа  разработки Самотлорского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра №4806 от 24.12.2009г.).

Начальные геологические  запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ и числящиеся на балансе на 01.01.2012г., составляют:

категория АВС₁ - более 7000000 тыс.т,

категория С₂  - более 150000 тыс.т.

Запасы растворенного газа составляют:

категория АВС₁ - более 515000 млн.м³,

категория С₂ - более 9000 млн.м³.

Согласно утвержденным ГКЗ РФ (Протокол №1307.2006) коэффициентам извлечения нефти, извлекаемые запасы нефти составляют:

категория АВС₁ - более 3500000 тыс.т,

категория С₂ - более 41000 тыс.т.

Извлекаемые запасы растворенного  газа составляют:

категория АВС₁ - более 260000 млн.м³,

категория С₂ - более 2000 млн.м³.

Начальные геологические запасы свободного газа  и газа газовых шапок составляют (кат. С₁) – более 170000 млн.м³.

Начальные геологические запасы конденсата составляют (кат. С₁) – около 23000 тыс.т.

Извлекаемые запасы конденсата составляют (кат. С₁) – около 18000 тыс.т

 Месторождение находится  на поздней стадии эксплуатации. По состоянию на 01.01.2012г. накопленная  добыча нефти с начала разработки  по месторождению составила более  2600000 тыс.т. 

Добыча растворенного  газа – около 200000 млн.м³.

Добыча газа из газовой  шапки  на 01.01.2008г – около 89000 млн.м³.

Добыча конденсата на 01.01.2008г. – более 10000 тыс.т.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2   АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1  Анализ показателей разработки пласта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения

Самотлорское  месторождение открыто Главтюменьгеологией  в 1965 году.

В 1968 году на бюро ЦКР (протокол №184) рассмотрена технологическая  схема разработки первоочередного  участка на южной части месторождения. В ней было предусмотрено выделение  двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5 – 6 млн. т/год. В 1968 году при  составлении Генеральной схемы  на месторождении площадью более 1200 км² было пробурено всего 33 разведочных скважины, которые, естественно, не могли отражать даже основные черты строения месторождения. Площадь пластов группы представлялась значительно меньше фактической. Особенности залегания нефти и газа были неизвестны. Запасы нефти пластов АВ₁, АВ_2-3 и БВ₁₀ на 40 – 80% относились к категории С₂. Данные о геологическом строении были ограниченные или отсутствовали. Из нескольких рассчитанных вариантов Центральная комиссия по разработке месторождений Миннефтепрома приняла вариант с трех рядной системой и сеткой скважин, плотностью 64 га/скв (800 x 800 м²), шириной полос – 3,6 километра с выделением двух объектов: пласты БВ₈ и БВ₁₀ и пласты АВ_4-5 и АВ_2-3.

При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского  месторождения 22 января 1971 года было принято  решение:

- рассмотреть  вариант разработки с бурением  самостоятельной сетки скважин  на пласт АВ_2-3 и на пласт БВ₁₀ и организацией трех и пяти рядных блоковых систем разработки, учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти – переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т. д.

В 1971 году Центральная  комиссия постановила:

- принять систему  разработки месторождения, обеспечивающую  добычу нефти в 1975 году –  60 млн. т., в 1980 году – 100 млн.  т. и предусматривающую:

- выделение пяти  объектов разработки АВ₁, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀;

- разрезание  каждого из объектов на полосы  шириной около 4 км. с максимальным  совмещением линии нагнетания  по объектам

- бурение преимущественно  самостоятельных скважин на каждый  объект, пятирядное размещение эксплуатационных  скважин со смещением сеток  объектов относительно друг друга  и т.д.

Генеральную схему  с этими изменениями переименовали  в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая  была утверждена Коллегией Министерства нефтяной промышленности в апреле 1972 г.

В течение 1973 – 1975 годов вносились дополнения и  уточнения в Принципиальную схему  разработки, в том числе, было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ₈, АВ_4-5 и БВ₁₀; осуществление по горизонту АВ_4-5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.

По заданию  Миннефтепрома в апреле 1974 года институтами  ВНИИ и Гипротюменьнефтегазом при  участии Главтюменьнефтегаза были изучены условия и перспективы  интенсификации разработки Самотлорского  месторождения. В качестве основных рассматривались:

- ускорение темпа  разбуривания по всем пластам;

- повышение депрессии  на пласты АВ₁³ и АВ_2-3;

- повышение активности  систем заводнения путем организации  площадных систем заводнения  по пластам АВ₁³, АВ_2-3, БВ₁₀ и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ_4-5 ;

- ввод в разработку  подгазовых зон залежей нефти  в пластах АВ₁³ и АВ_2-3

В 1975 году при  составлении Комплексной схемы  разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к  категории А, В и С₁ и только по пласту АВ₁³ до 35% запасов были в категории С₂.

Комплексная схема  разработки Самотлорского месторождения, выполненная совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена Центральной  комиссией по разработке нефтяных месторождений  Миннефтепрома (протокол №478 от 24 марта 1976 года) и утверждена Коллегией  Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол №15 от 25 марта 1976 года).

Были приняты  следующие основные решения:

- достижение  максимального годового уровня 130 млн. т. в 1978 году и сохранение  его в течение 4 – 5 лет;

- фонд скважин  – 7786, в том числе: 4955 – добывающих, 2838 – нагнетательных, 783 – резервных;

-разукрупнение  горизонта БВ₈ на объекты разработки БВ₈⁰ (в южной части), БВ₈^1-2, БВ₈³;

- бурение самостоятельных  скважин на пласты группы АВ  и группы БВ в пределах трехрядных  блоков;

- отрезание чистонефтяной  зоны объекта разработки АВ_4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

- организация  центрального разрезающего ряда  в чистонефтяной зоне объекта  АВ_4-5;

- организация  барьерного заводнения, размещение  добывающих скважин в подгазовой  зоне горизонтов АВ_2-3 и АВ₁³;

- усиление линейной  системы воздействия в зонах  низкой продуктивности очаговыми  скважинами.

За время реализации Комплексной схемы (1976 – 1980 года) существенно  уточнились контуры нефте-газо-водоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности  по толщине залежи и элементам  неоднородности проницаемой части  объектов разработки.

За счет более  высоких темпов освоения месторождения  на 24,3 млн. т. был повышен проектный  максимальный уровень добычи нефти. Эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и  прогнозных показателей разработки месторождения.

В 1981 году институтами  СибНИИНП и ВНИИнефть был составлен  и утвержден постановлением коллегии Миннефтепрома (протокол №46 от 26 августа 1982 года) и Центральной комиссией  по разработке нефтяных месторождений  СССР (протокол №989 от 14 июля 1982 года) проект разработки Самотлорского месторождения.

В дальнейшем по поручению ЦКР Миннефтепрома  был составлен уточненный проект разработки месторождения (протокол №1267 от 11 августа 1987 года).

В проекте особое внимание уделено детальным исследованиям  в области геологии нефтяного  пласта, анализу процесса нефтеизвлечения  по зонам нефте-газо-водонасыщенности и продуктивности, анализу текущего состояния разработки, эффективности  работ по оптимизации плотности  сетки скважин, организации отборов  жидкости из скважин, интенсификации систем заводнения и т. д.

Комплексное обобщение  промысловых данных продуктивных объектов месторождения позволило отразить влияние последствий тенденций  сложившихся в использовании  добывных возможностей пробуренного фонда  скважин, на нефтеотдачу пластов.

Эксплуатация объекта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977 году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2012 г. добыто около 30 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ – 1,8 %, от ТИЗ – 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы – более 130 млн. т.

В разбуренной части пласта реализуется  площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих  объектов. В неразбуренной зоне запроектирована  однорядная система.