Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Ввиду того, что ранее объект АВ₁^1-2 считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 – 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин.

В 2011 году добыча нефти составила  около 3 млн. т, добыча жидкости – около 15 млн. т, при годовой закачке воды – около 14 млн. м³. Таким образом, в 2011 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.

Доля участия пласта АВ₁^1-2 в накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2011 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Необходимо отметить, что при  невысоком отборе от НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ₁^1-2 с высокообводненным пластом АВ₁³, заколонные перетоки, распространение трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ₁³, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора.

Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы  ППД и вводом в 2010 – 2011 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2011 г. составил 79,5 %.

Динамика основных технологических  показателей разработки объекта  АВ₁^1-2 приведена на рисунке 2.1 и в таблице 2.1

   Рисунок 2.1 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. Динамика показателей разработки

 

Продолжается работа по формированию системы ППД объекта, обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно, компенсации отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд нагнетательных скважин увеличился практически в 10 раз. В 2011 г. годовой объем закачки воды составил около 14 млн. м³, Текущая компенсация отборов закачкой составила 89,6 %, накопленная – 57,1 %.

С начала разработки пласта АВ₁^1-2 извлечено около 4  млрд. м³ газа, в т.ч. около 2,0 млрд. м³ растворенного газа и более 1,5  млрд. м³ свободного газа газовой шапки. В 2011 г. ресурсы попутного газа составили около 330 млн. м³, в том числе более 200  млн. м³ растворенного газа и около 120 млн. м³ свободного газа.

2.2 Анализ выработки запасов нефти по выделенным зонам объекта АВ₁^1-2

В связи с наибольшей величиной и сложностью выработки  остаточных извлекаемых запасов  нефти, помимо определения текстурных особенностей, были выделены 3 зоны типизации геологического строения пласта АВ₁^1-2.

• зона распространения коллекторов преимущественно массивной текстуры;
• зона распространения коллекторов смешанной текстуры;
• зона распространения коллекторов преимущественно тонкослоистой текстуры;

Схема распространения выделенных зон приведена на рисунке 2.2.1

 

Рисунок 2.2.2 – Схема выделенных зон пласта АВ₁^1-2 в пределах ОАО "ТНК-НВ"

Зона коллекторов  преимущественно массивного типа (МТ)

Зона распространения коллекторов  преимущественно массивного типа объекта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» разрабатывается с 1976 года. По состоянию на 1.01.2012 г. с начала разработки по зоне добыто более 15 млн. т нефти, что составляет 27,4 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,089 д.ед. при утвержденном значении для пласта 0,325 д.ед. Накопленная добыча жидкости по рассматриваемой зоне составляет около 45 млн.т, накопленный объем закаченной в пласт воды – около 30 млн. м³.

В 2011 г. добыча нефти составила более 1300 тыс. т, добыча жидкости – более 5300 тыс. т, закачка воды – около 5500 тыс.м³, текущая обводненность продукции – 75,6 %. Темп отбора от НИЗ – 2,2 %, от ТИЗ – 3,0 %. Средний дебит нефти по скважинам зоны составил более 10 т/сут, жидкости – около 50 т/сут, приемистость нагнетательных скважин более 100 м³/сут. Компенсация отборов закачкой 54,3 % при соотношении действующего добывающего и нагнетательного фонда 1 : 2,5. Динамика основных показателей разработки газонефтяной зоны объекта АВ₁^1-2 представлена на рисунке 2.2.3.

На протяжении достаточно длительного  периода времени выработка запасов  рассматриваемой зоны осуществлялась единичными скважинами. За последние 5 лет в пределах данной зоны осуществлен ряд геолого-технических мероприятий. В том числе: 2 возврата, 93 ГРП, пробурено 38 новых скважин и проведено 372 операции по прочим видам ГТМ.

На 1.01.2012 г. в действующем добывающем фонде рассматриваемой зоны числятся 316 скважин, в действующем нагнетательном фонде – 126 скважин.

За весь период разработки газонефтяной зоны в добыче нефти участвовало 471 скважина, под нагнетанием находилось 127 скважин. Накопленные отборы на одну скважину, пребывавшую в добыче, в среднем составляют: по нефти – около 35 тыс. т, по жидкости – около 95 тыс. т. Накопленная закачка воды на 1 скважину, находившуюся в нагнетательном фонде – более 200 тыс. м³.

Начальные запасы нефти рассматриваемой  зоны оцениваются в количестве: геологические  – около 200 млн. т, извлекаемые – около 60 млн. т. Геологические характеристики пласта в пределах зоны следующие: К_расч^ср = 4,6, Н_эф^ср = 16,2 м, К_пр^ср = 35,3 мД, К_н^ср=0,561 д. ед.

Разработка участка характеризуется  величиной текущего КИН – 0,089 д. ед. при обводненности продукции  – 75,6 %. Объем остаточных запасов  нефти по состоянию на 1.01.2012 г. составляет около 45 млн. т, или в расчете на 1 действующую добывающую скважину – более 130 тыс.т. Кратность остаточных запасов при текущей динамике добычи составляет 33 года. Характеристики вытеснения по газонефтяной зоне объекта АВ₁^1-2 представлены на рисунке 2.2.4.

В пределах зоны проходит газовый  контур. В связи с этим, процесс  выработки запасов массивной  зоны осложнен прорывами свободного газа, а также процессами замещения  нефти газом и наоборот.

Очевидно, что достижение проектного КИН по массивной зоне объекта  при сложившейся системе воздействия  не представляется возможным без  проведения ряда ГТМ по бурению, возврату скважин, ЗВС и ГРП.

 

Рисунок 2.2.3 Самотлорское месторождение. Объект АВ₁^1-2, зона массивных коллекторов.

Динамика  основных показателей разработки

 

 

Рисунок 2.2.4 – Характеристики вытеснения зоны массивных коллекторов объекта АВ₁^1-2

 

В газонефтяной зоне выработка пласта осуществляется по всему разрезу, запасы нефти интенсивно вытесняются водой. Нижние интервалы пласта практически полностью обводнены. В кровельной части разреза, начальное насыщение которой характеризуется преобладанием газа, происходит постепенное замещение газа газо-жидкостной смесью (смесью нефти с водой либо с газом). Остаточные запасы нефти рассредоточены по всему разрезу, менее – в подошвенной части пласта

Зона коллекторов  смешанного типа (МТ+ТСТ)

Зона коллекторов смешанного типа объекта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» разрабатывается с 1983 года. Коллектора данного типа располагаются в центре залежи. На 1.01.2012 г. с начала разработки по зоне добыто около 8 млн. т нефти или 14,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,048 д.ед. при утвержденном КИН 0,325 д.ед. Накопленная добыча жидкости по рассматриваемой зоне составляет около 35 тыс. т, накопленный объем закаченной воды – около 20 тыс. м³.

В 2011 году добыча нефти по зоне составила более 1000 тыс. т, добыча жидкости – более 5500 тыс. т, текущая обводненность продукции – 82,0 % при годовой закачке воды – более 5000 тыс. м³. Отборы жидкости компенсированы закачкой воды в 2011 году на 84,6 %, при соотношении действующих нагнетательных и добывающих скважин 1 : 2,7, накопленная компенсация составляет 54,7 %. Темп отбора от НИЗ – 2,0 %, от ТИЗ – 2,3 %. Средний дебит нефти по скважинам рассматриваемой зоны составляет около 10 т/сут, жидкости – более 40 т/сут, приемистость нагнетательных скважин –  более 100 м³/сут. Динамика основных показателей разработки объекта АВ₁^1-2 приведена на рисунке 2.2.5.

Наиболее активная выработка запасов нефти наблюдается в последнее десятилетие (2000-2011 гг.). Так максимальный годовой отбор нефти и темпы отбора (2,2 % от НИЗ) приходится на 2011 г. и составляет более 1000 тыс.т. В период 2007-2011 гг. на объект в пределах анализируемой зоны возвращено 194 скважины, пробурено 26 ЗВС и 15 новых скважин, проведено 60 ГРП и 467 прочих ГТМ.

Рисунок 2.2.5 – Самотлорское месторождение. Объект АВ₁^1-2, зона смешанных коллекторов. Динамика основных показателей разработки

 

 

По состоянию на 1.01.2012 г. в действующем добывающем фонде  рассматриваемой зоны числятся 415 скважин, в нагнетательном – 153 скважины. За историю разработки зоны приливной  дельты объекта АВ₁^1-2 в добыче нефти участвовало 570 скважин, нагнетание воды осуществляли 156 скважин. Накопленные отборы на одну скважину, пребывавшую в добыче, в среднем составляют: по нефти – более 10 тыс. т, по жидкости – около 60 тыс. т. Накопленная закачка воды на 1 скважину, находившуюся в нагнетательном фонде – около 130 тыс. м³.

Начальные геологические  запасы нефти объекта АВ₁^1-2 в пределах рассматриваемой зоны оцениваются в 166,4 млн.т. Начальные извлекаемые запасы участка при утвержденном КИН=0,325 д. ед. составляют более 50 млн. т. Геологические характеристики пласта в пределах зоны следующие: Н_эф^ср = 11,0 м, К_пр^ср = 23,3 мД, К_н^ср=0,508 д. ед.

По состоянию на 1.01.2012 г. разработка зоны приливной дельты характеризуется низкой величиной  текущего КИН=0,048 д. ед. при обводненности  – 82,0 %. Объем остаточных запасов нефти составляет 46,1 млн. т, или в расчете на 1  действующую добывающую скважину – более 100 тыс. т. Кратность остаточных запасов при текущей динамике добычи составляет 43 года. Характеристики вытеснения по зоне приливной дельты объекта АВ₁^1-2 представлены на рисунке 2.2.6.

Рисунок 2.2.6 – Характеристики вытеснения по зоне смешанных коллекторов объекта АВ₁^1-2

Ввиду того, что активная разработка рассматриваемой зоны начата сравнительно недавно, в настоящее время не сформирована система воздействия, характеристика вытеснения не сложилась, соответственно, на данном этапе делать однозначные выводы о достижении проектного КИН преждевременно.

По данным проведенных исследований в анализируемой зоне подошвенная  часть пласта АВ₁^1-2 практически полностью обводнена. Кровельная и центральная часть объекта характеризуется насыщением нефть с водой и нефть. Опережающая выработка запасов осуществляется снизу – вверх по наиболее проницаемым интервалам.

Зона  коллекторов преимущественно тонкослоистого  типа (МТ+ТСТ)

Разработка зоны коллекторов тонкослоистого типа объекта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1983 году. Зона преимущественно распространена в центральной и северной частях лицензионного участка. По состоянию на 1.01.2012 г. в пределах зоны добыто более 4 млн. т нефти, что составляет 18,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,061 д. ед при утвержденном КИН 0,325 д.ед. Накопленная добыча жидкости по рассматриваемой зоне составляет более 15 млн.т, накопленный объем закаченной воды – около 13 млн. м³. Накопленная компенсация отборов на дату анализа составляет 69,2 %.

В 2011 году добыча нефти по зоне составила более 550 тыс. т, добыча жидкости – более 3000 тыс. т, текущая обводненность продукции – 81,3 % при годовом объеме закачки воды – около 3200  тыс. м³. Отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 94,8 % при соотношении действующего нагнетательного и добывающего фонда скважин 1 : 2,7. Темп отбора от НИЗ составляет 2,5 %, от ТИЗ – 3,1 %. Средний дебит нефти по скважинам умереннопроводной зоны около 10 т/сут, жидкости – около 40 т/сут, приемистость нагнетательных скважин более 100 м³/сут. Динамика основных показателей разработки зоны приливной дельты объекта АВ₁^1-2 приведена на рисунке 2.2.7.

Рисунок 2.2.7 – Самотлорское месторождение. Объект АВ₁^1-2, зона тонкослоистых коллекторов. Динамика основных показателей разработки

 

Активное вовлечение зоны пласта в разработку началось с 2000 г., формирование системы заводнения - с 2005 г. Выработка запасов по анализируемой зоны в последние годы обусловлена возвратом скважин с других объектов (218 ед.), проведением ГРП (34 операции), вводом из бурения скважин (1 ед.), проведением ЗВС (26 ед.), а так же проведением прочих видов ГТМ (282 операции). 

С начала разработки зоны в  добыче нефти участвовали 313 скважин, под нагнетанием находилось 90 скважин. Накопленные отборы на одну скважину, пребывавшую в добыче, в среднем  составляют: по нефти – 13,5 тыс. т, по жидкости – 51,5 тыс. т. Накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании – 136,7 тыс. м³. На дату анализа (1.01.2012 г.) в действующем добывающем фонде рассматриваемой зоны числятся 236 скважин, в действующем нагнетательном фонде – 87 скважин.