Файл: Частное образовательное учреждение профессионального образования.docx
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 336
Скачиваний: 14
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Достоверность оценки объема нефтенасыщенных пород определяется плотностью имеющейся сетки скважин (в ПЗ 2010 г. - >1500 скв., в ПЗ 1988 г. – 550 скв.) и равномерностью их распределения по изучаемой нефтяной оторочке. Объемы нефтенасыщенных пород основных нефтесодержащих пластов, включая пласт ЮВ12, где в условиях проведенной детализации разреза (выделения пластов ЮВ12а и ЮВ12б) произошло перераспределение площади (увеличение в 1,5 раза) и нефтенасыщенной толщины (уменьшение в 1,6 раза), изменились не существенно. Уменьшение начальных геологических запасов нефти произошло, главным образом, за счет изменения коэффициентов пористости (-8,6 %) и нефтенасыщенности (-9,2 %).
Оценка запасов «сухого» газа составила по месторождению 80,6 млрд.м3, в том числе 68,8 млрд. м3 по категории С1 (85,3 %).
В чисто газовых объектах сосредоточено 36,1 млрд. м3 газа, в т. ч. 24,7 млрд. м3 по категории С1. Это составляет 44,8 % от общих ресурсов месторождения. Запасы газа газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей оценены в 44,5 млрд. м3, из них 44,1 млрд. м3 (99,1 %) по категории С1.
Доля запасов газа в газовых шапках в общих ресурсах газа месторождения составляет чуть более половины (55,2 %).
Подсчет запасов конденсата произведен на основе запасов «сухого» газа и потенциальных содержаний конденсата.
Последние приняты на уровне утвержденных ГКЗ СССР в 1990 г., т. к. новой информации по исследованиям газоконденсатных объектов практически не получено.
Начальные балансовые запасы конденсата составили по месторождению 10, 4 млн. т. Практически все они отнесены к категории С1.
На основе выделенных фаций, при определении условий осадконакопления коллекторов продуктивных пластов, приводится распределение начальных геологических запасов нефти (2010 г.) категорий В+С1 основных нефтесодержащих пластов Варьеганского месторождения по типам коллекторов и типам строения разреза.
При выполнении необходимых расчетов использовались литолого-фациальные разрезы по пробуренным скважинам, зональные карты фаций, типов коллекторов и типов строения разреза, данные по ФЕС. При этом оценка и обоснование подсчетных параметров производилась по результатам лабораторных исследований керна и ГИС.
К коллекторам типа ГСК относится 565,0 млн.т (79,1 %), ПК – 149,5 млн.т (20,9 %) начальных геологических запасов нефти основных нефтесодержащих пластов.
Характер распределения коллекторов типа ГСК и ПК в границах пластов очень сложный. К типу строения разреза, представленному, в основном, ГСК относится 228,1 млн.т (31,9 %), ГСК+ПК
- 430,9 млн.т (60,3 %), ПК - 55,5 млн.т (7,8 %) начальных геологических запасов нефти основных нефтесодержащих пластов (Рис. 4).
Наибольшей долей запасов нефти в пласте, относящихся к коллекторам типа ГСК, характеризуется пласт БВ6 (128,8 млн.т или 92,2 %); к коллекторам типа ПК – пласт БВ10 (24,0 млн.т или 58,9 %) (Рис.5).
Определение резервуаров с различными коллекторскими свойствами дает возможность выделять участки максимальной концентрации остаточных запасов, что позволит более рационально их извлекать.
Рисунок 4 Распределение геологических запасов нефти кат. В+С основных нефтесодержащих пластов по типам коллекторов ГСК .
Рисунок 5 Распределение геологических запасов нефти кат.В+С основных нефтесодержащих пластов по типам коллекторов ПК.
Раздел 2
2.1 Анализ показателей разработки Варьеганского месторождения
Проектный фонд скважин - 3395 (в том числе 2015 добывающих, 1322 нагнетательных, 53 специальных и 205 резервных). Запроектирована снижающаяся добыча нефти: в целом по месторождению с 10954,1 тыс. т в 1989 году до 1837,6 тыс. т в 2010 году и при росте обводненности с 74 до 95,9%.
В настоящее время Варьеганское месторождение разрабатывается на основании документа принятого в 1997 году ЦКР в качестве "Анализа разработки Варьеганского месторождения" (таблица 1). Причиной составления данного проектного документа явилось невыполнение большинства проектных показателей проектного документа 1980 года, что обусловлено влиянием трех основных факторов:
1) отставанием фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин от проектного, что связано с меньшими фактическими объемами бурения и большим в сравнении с проектом количеством бездействующих скважин;
2) меньшими по сравнению с проектными коэффициентами эксплуатации;
3) запаздыванием с переводом фонтанных скважин на механизированную добычу.
Анализ разработки Варьеганского месторождения содержит два варианта разработки, отличающиеся темпом ввода новых скважин, объемом восстановительных работ по бездействующему фонду. Принят к разработке второй вариант.
В данном документе система разработки эксплуатационных объектов не изменилась (такая же, как в дополнительной записке 1990 года), но дополнительно выделены еще два эксплуатационных объекта АВ7-8 и ачимовская пачка.
Проектный фонд новых добывающих и нагнетательных скважин, предназначенных для бурения, в обоих вариантах принят одинаковым - 842 единицы. Больше половины проектных скважин (530 скважин) размещены на объектах 0БВ8+1БВ8 и 1ЮВ1+2ЮВ1; 152 проектные скважины предназначены для ввода в разработку нефтяных залежей АВ7-8, ЮВ2 и ачимовской пачки.
С 1996 по 2015 годы по варианту 2 предполагалось отобрать 40 млн. т нефти, 369,1 млн. т жидкости и закачать 475,8 млн. м3 воды; по варианту 1 -25,8 млн. т нефти, 290,7 млн. т жидкости и 355,1 млн. м3 воды. По варианту 2 бурение проектных скважин по основным объектам заканчивается в 2010 году, ввод добывающих и нагнетательных скважин из бездействия - в 2011 году; по варианту 1 - в 2025 и 2015 годах соответственно.
Повышение темпов выработки запасов нефти по варианту 2 позволяет сократить срок разработки месторождения (достижение предельной обводненности продукции скважин, равной 98%) на 10 лет. При этом конечный КИН по варианту 2 составит 0,264, по варианту 1 - 0,249.
Следует отметить, что при действующей системе налогообложения дальнейшая разработка Варьеганского месторождения по любому из вариантов не рентабельна. В связи с этим, а также с наличием ряда замечаний к экономической и экологической частям проекта, разделам связанным с техникой и технологией добычи нефти и производством буровых работ Экспертизой было решено рассматривать данный документ не в качестве “Проекта разработки”, а как “Анализ разработки и меры по совершенствованию систем разработки продуктивных объектов Варьеганского месторождения”.
2.2 Анализ показателей фонда скважин
Опытно промышленная эксплуатация Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения начата в 1974 году разведочной скважиной № 2, эксплуатировавшей пласт БВ6, за этот год была добыта 1 тыс. т нефти.
На 1. 01. 2020 года на месторождении добыто 193196, тыс. т нефти, 62938,1 млн. м3 газа, накопленная добыча жидкости составила 531065,1 млн. т, закачано 1006260,05 тыс. м3 воды, отбор от утвержденных извлекаемых запасов составил 75,0%, КИН составляет 0,23, компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки составила 163,99%.
Фонд добывающих скважин на конец 2021 года составил 1280 единиц, из них действующий фонд составил 952 скважины: добывающих – 710, нагнетательных – 242. Средний дебит по нефти составил 6,8 т/сут, по жидкости – 78,9 т/сут. Основные показатели разработки Варьеганского месторождения по эксплуатационным объектам приведены с 1982 года (таблица 2).
В настоящее время месторождение находится на IV заключительной стадии разработки, характеризующейся значительным снижением добычи нефти и высокой обводненностью продукции.
Максимальная добыча нефти в поверхностных условиях на месторождении была достигнута в 1986 году - 18,7 млн. т, но уже со следующего года начался необратимый процесс падения добычи нефти.
Так в 1987 году добыто 18,5 млн. т нефти, в 1988 году – 16,9 млн. т, в 1990 году - 6,7 млн. т, в 1991 году - 4,7 млн. т.
На Варьеганском месторождении не была достигнута стабилизация добычи нефти, не удалось достичь максимального проектного уровня добычи нефти в 21 млн. т. Большинство проектных показателей не было выполнено. В результате в 1996 году проектные показатели были пересмотрены в сторону их снижения. Однако пересмотренные сниженные проектные показатели также не выполняются.
Практически все фактические показатели отстают от проектных и это отставание увеличивается с каждым годом. Так в 1997 году фактическая добыча нефти составила 1,891 млн. т при проектной 1,908 млн. т. В 2012 году фактическая добыча нефти составила 1,740 млн. т при проектной 1,780 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти. Так в 1987 году добыто 18,5 млн. т нефти, в 1988 году – 16,9 млн. т, в 1990 году - 6,7 млн. т, в 1991 году - 4,7 млн. т.
На Варьеганском месторождении не была достигнута стабилизация добычи нефти, не удалось достичь максимального проектного уровня добычи нефти в 21 млн. т.
Т
аблица 2
Динамика основных показателей разработки
Большинство проектных показателей не было выполнено. В результате в 1996 году проектные показатели были пересмотрены в сторону их снижения. Однако пересмотренные сниженные проектные показатели также не выполняются.
Практически все фактические показатели отстают от проектных и это отставание увеличивается с каждым годом. Так в 1997 году фактическая добыча нефти составила 1,891 млн. т при проектной 1,908 млн. т. В 2012 году фактическая добыча нефти составила 1,740 млн. т при проектной 1,780 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти.
В 2011 году фактическая добыча нефти составила 1,913,3 млн. т при проектной 2,152 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти - в 1997 году соответственно 93,4 и 12,2 т/сут по факту при 96,8 и 12,4 т/сут по проекту; в 2012 году соответственно 66,7 и 6,9 т/сут по факту при проектных значениях 68 и 8,4 т/сут (Рис. 4).
Главной причиной отставания фактической добычи нефти от проектной и большинства других показателей в процессе разработки Варьеганского месторождения является значительное отставание фактического фонда добывающих скважин от проектного. При этом от проектного отстает не только эксплуатационный фонд, но и действующий. Так коэффициент использования фонда добывающих скважин по факту в 2010 году составлял 0,5 вместо 0,58 по проекту.
Фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин в 1997 году составил 1121, действующих - 480, соответственно проектный - 1173 и 479; в 2011 году фактический фонд - 1327 и 640, проектный - 1288 и 879. Следует добавить, что на таких объектах как 0БВ8 + 1БВ8 и БВ4 система разработки реализована соответственно на 26% и 84%, не смотря на продолжительный период их эксплуатации.
По большинству эксплуатационных объектов наблюдается отставание проектного фонда от фактического. И только по объекту БВ10 фактический фонд добывающих скважин превышает проектный на 26%.
Отставание фонда скважин приводит к отставанию добычи нефти и жидкости, соответственно снижению КИН. Из-за отставания отбора жидкости приходится ограничивать закачку воды, как следствие снижать действующий фонд нагнетательных скважин для недопущения перекомпенсации отбора жидкости.
Для объективного анализа состояния разработки Варьеганского месторождения, представлена сравнительная характеристика основных показателей разработки 2010г по 2013 г. в таблице 3.
Оценка запасов «сухого» газа составила по месторождению 80,6 млрд.м3, в том числе 68,8 млрд. м3 по категории С1 (85,3 %).
В чисто газовых объектах сосредоточено 36,1 млрд. м3 газа, в т. ч. 24,7 млрд. м3 по категории С1. Это составляет 44,8 % от общих ресурсов месторождения. Запасы газа газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей оценены в 44,5 млрд. м3, из них 44,1 млрд. м3 (99,1 %) по категории С1.
Доля запасов газа в газовых шапках в общих ресурсах газа месторождения составляет чуть более половины (55,2 %).
Подсчет запасов конденсата произведен на основе запасов «сухого» газа и потенциальных содержаний конденсата.
Последние приняты на уровне утвержденных ГКЗ СССР в 1990 г., т. к. новой информации по исследованиям газоконденсатных объектов практически не получено.
Начальные балансовые запасы конденсата составили по месторождению 10, 4 млн. т. Практически все они отнесены к категории С1.
На основе выделенных фаций, при определении условий осадконакопления коллекторов продуктивных пластов, приводится распределение начальных геологических запасов нефти (2010 г.) категорий В+С1 основных нефтесодержащих пластов Варьеганского месторождения по типам коллекторов и типам строения разреза.
При выполнении необходимых расчетов использовались литолого-фациальные разрезы по пробуренным скважинам, зональные карты фаций, типов коллекторов и типов строения разреза, данные по ФЕС. При этом оценка и обоснование подсчетных параметров производилась по результатам лабораторных исследований керна и ГИС.
К коллекторам типа ГСК относится 565,0 млн.т (79,1 %), ПК – 149,5 млн.т (20,9 %) начальных геологических запасов нефти основных нефтесодержащих пластов.
Характер распределения коллекторов типа ГСК и ПК в границах пластов очень сложный. К типу строения разреза, представленному, в основном, ГСК относится 228,1 млн.т (31,9 %), ГСК+ПК
- 430,9 млн.т (60,3 %), ПК - 55,5 млн.т (7,8 %) начальных геологических запасов нефти основных нефтесодержащих пластов (Рис. 4).
Наибольшей долей запасов нефти в пласте, относящихся к коллекторам типа ГСК, характеризуется пласт БВ6 (128,8 млн.т или 92,2 %); к коллекторам типа ПК – пласт БВ10 (24,0 млн.т или 58,9 %) (Рис.5).
Определение резервуаров с различными коллекторскими свойствами дает возможность выделять участки максимальной концентрации остаточных запасов, что позволит более рационально их извлекать.
Рисунок 4 Распределение геологических запасов нефти кат. В+С основных нефтесодержащих пластов по типам коллекторов ГСК .
Рисунок 5 Распределение геологических запасов нефти кат.В+С основных нефтесодержащих пластов по типам коллекторов ПК.
Раздел 2
2.1 Анализ показателей разработки Варьеганского месторождения
Проектный фонд скважин - 3395 (в том числе 2015 добывающих, 1322 нагнетательных, 53 специальных и 205 резервных). Запроектирована снижающаяся добыча нефти: в целом по месторождению с 10954,1 тыс. т в 1989 году до 1837,6 тыс. т в 2010 году и при росте обводненности с 74 до 95,9%.
В настоящее время Варьеганское месторождение разрабатывается на основании документа принятого в 1997 году ЦКР в качестве "Анализа разработки Варьеганского месторождения" (таблица 1). Причиной составления данного проектного документа явилось невыполнение большинства проектных показателей проектного документа 1980 года, что обусловлено влиянием трех основных факторов:
1) отставанием фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин от проектного, что связано с меньшими фактическими объемами бурения и большим в сравнении с проектом количеством бездействующих скважин;
2) меньшими по сравнению с проектными коэффициентами эксплуатации;
3) запаздыванием с переводом фонтанных скважин на механизированную добычу.
Анализ разработки Варьеганского месторождения содержит два варианта разработки, отличающиеся темпом ввода новых скважин, объемом восстановительных работ по бездействующему фонду. Принят к разработке второй вариант.
В данном документе система разработки эксплуатационных объектов не изменилась (такая же, как в дополнительной записке 1990 года), но дополнительно выделены еще два эксплуатационных объекта АВ7-8 и ачимовская пачка.
Проектный фонд новых добывающих и нагнетательных скважин, предназначенных для бурения, в обоих вариантах принят одинаковым - 842 единицы. Больше половины проектных скважин (530 скважин) размещены на объектах 0БВ8+1БВ8 и 1ЮВ1+2ЮВ1; 152 проектные скважины предназначены для ввода в разработку нефтяных залежей АВ7-8, ЮВ2 и ачимовской пачки.
С 1996 по 2015 годы по варианту 2 предполагалось отобрать 40 млн. т нефти, 369,1 млн. т жидкости и закачать 475,8 млн. м3 воды; по варианту 1 -25,8 млн. т нефти, 290,7 млн. т жидкости и 355,1 млн. м3 воды. По варианту 2 бурение проектных скважин по основным объектам заканчивается в 2010 году, ввод добывающих и нагнетательных скважин из бездействия - в 2011 году; по варианту 1 - в 2025 и 2015 годах соответственно.
Повышение темпов выработки запасов нефти по варианту 2 позволяет сократить срок разработки месторождения (достижение предельной обводненности продукции скважин, равной 98%) на 10 лет. При этом конечный КИН по варианту 2 составит 0,264, по варианту 1 - 0,249.
Следует отметить, что при действующей системе налогообложения дальнейшая разработка Варьеганского месторождения по любому из вариантов не рентабельна. В связи с этим, а также с наличием ряда замечаний к экономической и экологической частям проекта, разделам связанным с техникой и технологией добычи нефти и производством буровых работ Экспертизой было решено рассматривать данный документ не в качестве “Проекта разработки”, а как “Анализ разработки и меры по совершенствованию систем разработки продуктивных объектов Варьеганского месторождения”.
| Таблица 1 Состояние реализации проектного фонда скважин | ||||||||||||
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| Фонд скважин | БВ4 | БВ5 | БВ6 | БВ7 | БВ80-1 | БВ82 | БВ9 | БВ10 | ЮВ11-2 | АВ7-8, БВ22,ЮВ2 | В целом | |
| Реализован. | 150 | 145 | 466 | 295 | 808 | 426 | 135 | 315 | 230 | 30 | 2691 | |
| Оставшийся к бурению | 18 | 28 | 19 | 20 | 383 | 10 | 7 | 10 | 90 | 146 | 731 | |
| Проектный | 168 | 173 | 485 | 315 | 1191 | 436 | 142 | 325 | 320 | 176 | 3422 | |
| Процент реализации, % | 89,3 | 83,8 | 96,1 | 93,7 | 67,8 | 97,7 | 95,1 | 96,9 | 71,9 | 17,0 | 78,6 | |
| | | | | | | | | | | | | |
2.2 Анализ показателей фонда скважин
Опытно промышленная эксплуатация Варьеганского нефтегазоконденсатного месторождения начата в 1974 году разведочной скважиной № 2, эксплуатировавшей пласт БВ6, за этот год была добыта 1 тыс. т нефти.
На 1. 01. 2020 года на месторождении добыто 193196, тыс. т нефти, 62938,1 млн. м3 газа, накопленная добыча жидкости составила 531065,1 млн. т, закачано 1006260,05 тыс. м3 воды, отбор от утвержденных извлекаемых запасов составил 75,0%, КИН составляет 0,23, компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки составила 163,99%.
Фонд добывающих скважин на конец 2021 года составил 1280 единиц, из них действующий фонд составил 952 скважины: добывающих – 710, нагнетательных – 242. Средний дебит по нефти составил 6,8 т/сут, по жидкости – 78,9 т/сут. Основные показатели разработки Варьеганского месторождения по эксплуатационным объектам приведены с 1982 года (таблица 2).
В настоящее время месторождение находится на IV заключительной стадии разработки, характеризующейся значительным снижением добычи нефти и высокой обводненностью продукции.
Максимальная добыча нефти в поверхностных условиях на месторождении была достигнута в 1986 году - 18,7 млн. т, но уже со следующего года начался необратимый процесс падения добычи нефти.
Так в 1987 году добыто 18,5 млн. т нефти, в 1988 году – 16,9 млн. т, в 1990 году - 6,7 млн. т, в 1991 году - 4,7 млн. т.
На Варьеганском месторождении не была достигнута стабилизация добычи нефти, не удалось достичь максимального проектного уровня добычи нефти в 21 млн. т. Большинство проектных показателей не было выполнено. В результате в 1996 году проектные показатели были пересмотрены в сторону их снижения. Однако пересмотренные сниженные проектные показатели также не выполняются.
Практически все фактические показатели отстают от проектных и это отставание увеличивается с каждым годом. Так в 1997 году фактическая добыча нефти составила 1,891 млн. т при проектной 1,908 млн. т. В 2012 году фактическая добыча нефти составила 1,740 млн. т при проектной 1,780 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти. Так в 1987 году добыто 18,5 млн. т нефти, в 1988 году – 16,9 млн. т, в 1990 году - 6,7 млн. т, в 1991 году - 4,7 млн. т.
На Варьеганском месторождении не была достигнута стабилизация добычи нефти, не удалось достичь максимального проектного уровня добычи нефти в 21 млн. т.
Т
аблица 2 Динамика основных показателей разработки
Большинство проектных показателей не было выполнено. В результате в 1996 году проектные показатели были пересмотрены в сторону их снижения. Однако пересмотренные сниженные проектные показатели также не выполняются.
Практически все фактические показатели отстают от проектных и это отставание увеличивается с каждым годом. Так в 1997 году фактическая добыча нефти составила 1,891 млн. т при проектной 1,908 млн. т. В 2012 году фактическая добыча нефти составила 1,740 млн. т при проектной 1,780 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти.
В 2011 году фактическая добыча нефти составила 1,913,3 млн. т при проектной 2,152 млн. т. Отставание наблюдается также по дебитам жидкости и нефти - в 1997 году соответственно 93,4 и 12,2 т/сут по факту при 96,8 и 12,4 т/сут по проекту; в 2012 году соответственно 66,7 и 6,9 т/сут по факту при проектных значениях 68 и 8,4 т/сут (Рис. 4).
Главной причиной отставания фактической добычи нефти от проектной и большинства других показателей в процессе разработки Варьеганского месторождения является значительное отставание фактического фонда добывающих скважин от проектного. При этом от проектного отстает не только эксплуатационный фонд, но и действующий. Так коэффициент использования фонда добывающих скважин по факту в 2010 году составлял 0,5 вместо 0,58 по проекту.
Фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин в 1997 году составил 1121, действующих - 480, соответственно проектный - 1173 и 479; в 2011 году фактический фонд - 1327 и 640, проектный - 1288 и 879. Следует добавить, что на таких объектах как 0БВ8 + 1БВ8 и БВ4 система разработки реализована соответственно на 26% и 84%, не смотря на продолжительный период их эксплуатации.
По большинству эксплуатационных объектов наблюдается отставание проектного фонда от фактического. И только по объекту БВ10 фактический фонд добывающих скважин превышает проектный на 26%.
Отставание фонда скважин приводит к отставанию добычи нефти и жидкости, соответственно снижению КИН. Из-за отставания отбора жидкости приходится ограничивать закачку воды, как следствие снижать действующий фонд нагнетательных скважин для недопущения перекомпенсации отбора жидкости.
Для объективного анализа состояния разработки Варьеганского месторождения, представлена сравнительная характеристика основных показателей разработки 2010г по 2013 г. в таблице 3.