Файл: Задание на выпускную квалификационную работу.pdf

19
2 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения
Основными эксплуатационными объектами Ванкорского месторождения являются: Дл-I-III (газ), Як-III-VII (нефть), Сд-IX (нефть), Нх-I (нефть) и Нх-III-
VII (нефть и конденсат).
По состоянию на 01.01.2015 г. на Ванкорском месторождении пробурено
355 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 230 скважины на объект Як-III-VII, 82 скважины на Нх-III-IV, 41 скважина – на Нх-
I, 22 газовых – Дл-I-III, 172 – нагнетательных (81–Як-III-VII, 54–Нх-III-IV, 37 -
Нх-I) и 76 водозаборных.
Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин – 92%.
В добывающем фонде находится 400 скважин, из них 380 действующих, бездействующих 5, наблюдательных 14, 1 ликвидированная. Из 380 скважин действующего добывающего фонда 25 работают фонтаном, 355 оборудованы
ЭЦН.
В нагнетательном фонде 174 скважины, из них 128 действующих, наблюдательных 1, в отработке на нефть 45.
В газовом фонде 22 скважины, из них 21 действующая, 1 наблюдательная.
В бездействующем и ликвидированном фондах находится 6 скважин или менее 1% от пробуренного фонда.
По состоянию на 01.01.2015 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 91 924 тыс.т, жидкости – 133 601 тыс.т, конденсата –
1 187 тыс.т, газа газовых шапок – 15 314 млн.м
3
, свободного газа – 2 410 млн.м
3
Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 104 723 тыс.м
3
Максимальный уровень добычи нефти в целом по месторождению был достигнут в 2014 г.
За 2014 г. добыча нефти составила 21 517 тыс.т, жидкости – 40 851 тыс.т, конденсата – 490 тыс.т, свободного газа 768 млн.м
3
, газа газовых шапок – 4 773 млн.м
3
Среднегодовой дебит нефти – 174,4 т/сут, жидкости – 331,1 т/сут (при обводненности продукции – 50%).
В настоящее время в разработке из 8 выделенных объектов находятся 5 объектов: Дл-I-III, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV.

20
2.2 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта
Як-lll-Vll
По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 311 скважин, в т.ч. добывающих 230, нагнетательных 81.
В добывающем фонде находится 244 скважины, из них действующих 237, бездействующих 4, наблюдательных 2, ликвидированных 1.
В нагнетательном фонде 82 скважины, из них 68 под закачкой воды, 14 в отработке на нефть.
Проектный фонд реализован на 94%.
По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 61 926 тыс.т, жидкости – 95 672 тыс.т, газа газовой шапки – 8 674 млн.м
3
Текущий отбор нефти от НИЗ – 20,6% при текущей обводненности –
51,7%. При этом текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 61,9%.
Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 80 818 тыс.м
3
, накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 51%.
Текущее пластовое давление равно 13 МПа при начальном пластовом давлении 15,9 МПа и давлении насыщения – 15,9 МПа.
За 2014 г. добыча нефти составила 14 425 тыс.т, жидкости – 29869 тыс.т, газа газовой шапки – 2 012 млн.м
3
Среднегодовой дебит нефти – 186,7 т/сут, жидкости – 408,9 т/сут.
Схема размещения скважин в южной и центральной частях залежи предусматривается совмещенная блочно-квадратная и трехрядная сетки горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м и длиной горизонтального участка добывающих скважин 1000 м; по северной части залежи происходит уплотнение ячейки до 1400 м при длине ствола 700 м.
Внутри блока и на стыках блоков размещены скважины уплотнения (рисунок
2.1)

21
Рисунок 2.1 - Схема размещения скважин пласта Як-III-VII
Геологические особенности, влияющие на процесс разработки
Пласт характеризуется речной обстановкой осадконакопления, что приводит к значительной неоднородности ФЕС, а также высокой расчлененности (14.6 д.ед.).
Кроме этого, исходя из особенности распространения глин, пласт делится на две условные области - северную и южную. Несмотря на близкие значения расчленённости, в северной части пропластки глин характеризуются значительно большими толщинами сравнительно с южной частью, что приводит к снижению нефтенасыщенной толщины, а также более явному выделению изолированных друг от друга линз коллектора (рисунок 2.2, 2.3).
Рисунок 2.2 - Геологический разрез по проницаемости с севера на юг пласта Як-III-VII

22
Для более эффективной разработки северной части залежи было выполнено уплотнение блочно-квадратной сетки скважин до 700 м с сопутствующим снижением длины горизонтальной секции. Уплотнение сетки позволило вовлечь в разработку большее количество несвязанных линз.
Рисунок 2.3 - Особенности распределения литологии и выделение двух зон пласта Як-III-VII
Режим и схема разработки
На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя:
- Газонапорный режим (расширение ГШ) – заметное влияние оказывал только в начале разработки, до формирования системы ППД, на данный момент влияние невелико;
- Упругий водонапорный режим – оказывает заметную поддержку пластового давления за счет больших объемов воды в аквифере;
- Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий наибольший вклад в процесс разработки, на данный момент составляет 55
% от всей энергии пласта;
- Режим растворенного газа – по причине заметного снижения пластового давления ниже давления насыщения составляет вторую по величине долю пластовой энергии.

23
На рисунке 2.4 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи.
Рисунок 2.4 - Принципиальная схема процесса разработки объекта Як-III-
VII
Одним из потенциально негативных эффектов при данном типе разработки может являться опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (если давление в ГШ окажется ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что приведет к потере извлекаемых запасов за счет появления остаточной нефтенасыщенности в области ГШ. Таким образом, необходимо контролировать положение контактов и не допускать миграции подвижной нефти в ГШ. В случае перемещения ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант ограничения притока газа в добывающие скважины либо вариант барьерного заводнения.
Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ.
Прямая оценка количества газа разгазирования, попавшего в ГШ, или добытого в скважинах невозможна, так как по составу газ разгазирования и газ газовой шапки близки друг к другу. Таким образом, невозможно поскважинно разбить попутный добываемый газ на газ разгазирования и газ газовой шапки используя прямые методы оценки. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания.

24
2.3 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта
Hx-l
По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 78 скважин, в т.ч. добывающих 41, нагнетательных 37.
В добывающем фонде находится 52 скважины, из них 51 действующая, 1 наблюдательная.
В нагнетательном фонде 37 скважин, 26 под закачкой воды, 11 в отработке на нефть.
Проектный фонд реализован на 78,8 %.
По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 5 677 тыс.т, жидкости – 6748 тыс.т.
Текущий отбор нефти от НИЗ – 11,4 % при текущей обводненности –
30,2%.
Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 4 502 тыс.м
3
, накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 33 %.
Текущее пластовое давление равно 19 МПа при начальном пластовом давлении 25,9 МПа и давлении насыщения – 23,9 МПа.
За 2014 г. добыча нефти составила 1 340 тыс.т, жидкости – 1918.9 тыс.т.
Среднегодовой дебит нефти – 76 т/сут, жидкости – 119 т/сут.
Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами – 1000м, между скважинами – 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м.
Геологические особенности влияющие на процесс разработки
Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные.
Верхняя часть пласта представляет сложный баровый комплекс, выклинивающийся в северной части месторождения. Здесь выделяются 3 фации (подошвенная часть бара, склоновая часть бара и осевая часть бара), характеризующиеся сильной проницаемостной неоднородностью и ухудшением фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве пласта.
Необходимо также отметить нижний интервал пласта, представляющий собой фацию мелководного шельфа, которая выделяется по всему пласту Нх-I.
Данный пропласток обладает крайне низкими ФЕС (проницаемость менее 1 мД) и его разработка крайне затруднена (рисунок 2.5).

25
Рисунок 2.5 - Разрез по проницаемости – выделение низкопроницаемой зоны Нх-I

26 процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в купольную зону пласта. С учетом крайне малого объема газовой шапки можно считать весь добываемый попутный газ – газом разгазирования.
2.4 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта
Hx-lll-lV
По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 136 скважин, в т.ч. добывающих 82, нагнетательных 54.
В добывающем фонде находится 102 скважины, из них 90 действующих,
0 бездействующая, наблюдательных 11.
В нагнетательном фонде 55 скважин, из них 34 действующих, 1 наблюдательная, 20 в отработке на нефть.
Проектный фонд реализован на 93%.
По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча нефти составляет
24301 тыс.т, жидкости – 31144 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовой шапки - 6 640 млн.м
3
Текущий отбор нефти от НИЗ – 18,1% при текущей обводненности – 36,5
%, текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 12,6 %, текущий отбор конденсата от НИЗ – 17,5%.
Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 19 404 тыс.м
3
, газа – 1 895 млн. м
3
, накопленная компенсация отборов составила 32 %.
Текущее пластовое давление на уровне 21 МПа при начальном пластовом давлении 26,3 МПа и давлении насыщения – 26,3 МПа.
За 2014 г. добыча нефти составила 5 741 тыс.т, жидкости – 9042 тыс.т, газа газовой шапки – 2 762 млн.м
3
, конденсата 490 тыс.т.
Среднегодовой дебит нефти – 185 т/сут, жидкости – 299,4 т/сут.
Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами и скважинами 1000м в южной подгазовой зоне пласта; блочно-квадратная сетка горизонтальных скважин со стороной квадрата
2000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м по северной части залежи.
Геологические особенности, влияющие на процесс разработки
Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные.

27
В интервале пласта можно выделить 3 основных пропластка сильно отличающихся по ФЕС:
-Нх-III – верхний интервал пласта, крайне низкая проницаемость (2мД)
Суперколлектор (СК) – очень высокая проницаемость (более 400 мД), центральный интервал пласта, за счет высокой проницаемости данный пропласток вносит наибольший вклад в текущую добычу нефти с объекта.
-Нх-IV
– нижний интервал пласта, сравнительно невысокая проницаемость (25 мД), на севере залежи полностью водонасыщен.
Запасы нефти в данно пропласте находятся в южной и центральной подгазовой зоне пласта.
Разрезы по проницаемости для разных участков пласта представлены на рисунке 2.7.
Рисунок 2.7 - Разрез по проницаемости – особенности геологического строения пласта Нх-III-IV
Режим и схема разработки
На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя:
- Газонапорный режим (расширение ГШ) – оказывает значительное влияние на процесс разработки, один из основных источников пластовой энергии;
- Упругий водонапорный режим – оказывает слабую поддержку пластового давления по краям залежи;
- Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий значительный вклад в процесс разработки, на данный момент система

28
ППД сформирована не до конца, ожидается перевод из отработки в нагнетание скважин внутриконтурного заводнения;
- Режим растворенного газа – по причине снижения пластового давления ниже давления насыщения также составляет значительную часть пластовой энергии.
На рисунке 2.8 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи
Рисунок 2.8 - Принципиальная схема разработки объекта Нх-III-IV
Одним из негативных эффектов при данном типе разработки является опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (давление в ГШ оказывается ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что ведет к потере извлекаемых запасов. Также, учитывая наличие суперколлектора, вероятны быстрые прорывы краевой воды и газа в добывающие скважины вскрывающие СК.
Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ. Однако на севере залежи возможно образование техногенной ГШ в процессе снижения пластового давления в силу особенностей структуры пласта.
Прямая оценка количества газа разгазирования попавшего в ГШ или добытого в скважинах невозможна. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания
Для минимизации потерь подвижной нефти необходимо контролировать уровень давления в газовой шапке и отслеживать положение ГНК в наблюдательных и вводимых из бурения скважинах. В случае значительной разницы давления между ГШ и нефтенасыщенной зоной и перемещением ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант увеличения объемов закачки рабочего агента в ГШ либо применение барьерного заводнения.