4.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти

Сопоставление расчетных коэффициентов нефтеизвлечения по эксплуатационным объектам Западно-Сургутского месторождения и вариантам разработки со значениями, утвержденными ГКЗ Роснедра в 2016 году.

Анализ результатов расчетов технологических показателей говорит о том, что по всем эксплуатационным объектам в рекомендуемых вариантах разработки, предусматривающих реализацию наиболее интенсивной программы ГТМ, утвержденная величина коэффициентов нефтеизвлечения достигается.

Выполнен также анализ сомножителей расчетных коэффициентов нефтеизвлечения – коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата. Величина среднего коэффициента охвата вычислялась путем деления КИН на средний коэффициент вытеснения.

Средние значения коэффициентов вытеснения определялись в процессе гидродинамического моделирования. В качестве исходных данных использовались петрофизические зависимости между объемными насыщенностями, полученными по лабораторным исследованиям керна.

Реализация плотных сеток скважин, поддержание в процессе разработки высоких коэффициентов использования фонда, а также применение объемных программ ГТМ и в частности зарезки боковых стволов, позволило по основным объектам прогнозировать достижение высоких КИН.

В 2005 году фактические показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне.

В 2014 году фактическая добыча нефти составила 2681.5 тыс.т при проектной 2650.9 тыс.т, жидкости – 9218.4 тыс.т при проектной – 8703.7 тыс.т. Превышение добычи нефти связано с объемами зарезки БГС. В 2014 году проведена зарезка боковых стволов в 23 скважинах при проектных - 14. Из боковых стволов фактически добыто 87.4 тыс.т нефти при проектной добыче –43.1 тыс.т. Фактические дебиты по жидкости выше проектных: факт – 32.2 т/сут, проект – 27.4 т/сут. По этой причине фактическая добыча жидкости выше проектной.

В 2014 году фактическая добыча нефти составила 2740.7 тыс.т нефти при проектной – 2564.8 тыс.т, жидкости – 10228.3 тыс.т при проектной – 8914.7 тыс.т. Фактический действующий фонд добывающих скважин (795) соответствует проектному. Фактические дебиты скважин превышают проектные: по нефти – 9.7 т/сут при проектных – 8.1 т/сут, по жидкости – 36.1 т/сут при проектных – 28.3 т/сут. Превышение фактических дебитов обеспечивается проводимыми на объекте в большом объеме геолого – технологическими мероприятиями по увеличению производительности скважины.

Закачка воды в пласт БС₁₀ ведется с 1967 года. За период 1967 – 1972 гг. под закачку были освоены скважины 1 – 4 разрезающих рядов, расположенных в пределах контура нефтеносности объекта БС1. Из 50 скважин совместно с объектом БС1 работали 36. Ввод нагнетательных скважин остальных разрезающих рядов проводится с 1981 года, одновременно с организацией заводнения в зоне площадной системы разработки и очагового заводнения по блокам. В 2002 – 2003 годах организована закачка воды в разрезающих рядах Восточной залежи (11 участок).

С начала разработки под закачкой на пласт БС₁₀ перебывало 363 скважины, на зону площадного заводнения приходится 76 скважин, в 72 скважинах организовано очаговое заводнение по блокам. В 66 скважинах закачка велась совместно на объект БС₁₀ или объект БС₁₁.

Закачка воды в пласт БС₁₁ начата в 1981 году в одиночные скважины, работающие на два пласта БС₁₀ и БС₁₁. В 1988 – 1992 годах организуется закачка воды в скважинах разрезающих рядов 4 – 7 блоках, а также формируется поперечное разрезание в 4 – 6 блоках.

С начала разработки под закачкой на объекте БС₁₁ перебывало 67 скважин.

С начала разработки в пласт закачено 204434 тыс.м³ воды.

По состоянию на 1.01.2016 года в целом по объекту БС_10-11 нагнетательный фонд состоит из 347 скважин, в том числе действующих – 252, бездействующих – 19, в консервации – 8, пьезометрические – 32, ликвидированные – 36 Из 252 действующих скважин под закачкой на пласт БС₁₁ находится 56 скважин, из них в 23 скважинах (41%) закачка воды проводится совместно с пластом БС₁₀. В бездействующем фонде пласта БС₁₁ находится 2 скважины, в пьезометрическом фонде числится 4 скважины, совместные с пластом БС₁₀. Всего фонд нагнетательных скважин БС₁₁ состоит из 62 скважин.

С начала разработки в объект БС_10-11 закачено 221823 тыс.м³ воды, в том числе в пласт БС₁₀ – 208952 тыс.м³, в пласт БС₁₁ – 12871 тыс.м³. Накопленная компенсация отборов закачкой составляет 113.7%

В 2014 году закачка воды в объект БС_10-11 составила 12574.6 тыс.м³, в том числе в пласт БС₁₀ – 11479.7 тыс.м³, в пласт БС11 – 1094.9 тыс.м³. Закачка воды производилась в 252 скважинах, приемистость скважин по воде составило 141.9 м³/сут. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой – 115.3%.

За период 1991 – 2014 гг. среднее пластовое давление ласта БС₁₀ находится на уровне 22.2 – 23.3 МПа, т.е. практически на уровне начального – 23.2 МПа; в зонах отборов – на 0.1 – 2.1 МПа ниже начального.

Зоны пониженного давления отмечаются в первом блоке в районе скважин №3072, 20К, во втором – в районе скв. №1415, 3138, 193, 2К, в блоке 3а – в районе скв. №3290, 1967, в пятом блоке – в районе скв. №252, 3355, 330, в шестом блоке – в районе скв. №1936 – 1647, 3476 – 3459, 446.

В целом энергетическое состояние пласта БС₁₀ удовлетворительное. Пластовое давление в целом по пласту БС₁₁ за период 1991 – 2014 гг. практически находится на уровне начального – 23.2 МПа Зоны пониженного пластового давления (1.6 – 4.0 МПа) отмечаются в западной части залежи в районе скв. №1639 – 1650.

Для контроля за выработкой запасов нефти пласта БС₁₀ проводятся следующие промыслово-геофизические исследования:

гидродинамическая дебитометрия (расходометрия);

термоэлектрический индикатор притока;

термометрия;

влагометрия; плотностнометрия; резистивиметрия;

гамма – метод и локатор муфт.

Исследования проводились с целью:

определения интервалов притоков пластового флюида и поглощения нагнетаемой воды;

выявления источника обводнения;

изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;

уточнения интервалов перфорации.

Для контроля за изменением текущей нефтенасыщенности пластов БС₁₀ и БС₁₁ в 2003 году пробурена контрольная скважина в интервале пластов БС₁₀ и БС₁₁ обсаженная стеклопластиковой колонной и четыре эксплуатационные скважины с открытым забоем. Исследования проводятся методами электрометрии ИК и ВИКИЗ. Результаты исследований использованы при анализе выработки запасов пластов БС₁, БС_2-3 и БС₁₀.

По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов:

- коэффициент работающей толщины - отношение работающей толщины к эффективной нефтенасыщенной перфорированной толщине пласта (определяется методами термометрии и расходометрии);

- коэффициент вторичного вскрытия - отношение эффективной перфорированной толщины к общей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;

- коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения - отношение работающей толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;

- коэффициент заводняемой толщины – отношение заводняемой толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта (определяется методами на приток и состав флюида: термометрия, расходометрия, влагометрия, резистивиметрия, плотностнометрия);

- коэффициент вытеснения по данным ГИС.

где: Кнн – коэффициент начальной нефтенасыщенности; Кнт – коэффициент текущей нефтенасыщености (определяется по электрометрии или данным С/О каротажа в скважинах пробуренных на поздней стадии разработки и контрольных скважинах).

Исследования по контролю за выработкой запасов пласта БС₁₀ промыслово-геофизическими методами на 01.04.2016 года проведены в 550 добывающих, 210 нагнетательных и 15 контрольных скважинах.

В анализе выработки запасов использованы материалы интерпретации электрометрии скважин пробуренных на поздней стадии разработки в заводненных зонах пласта.

Эффективная нефтенасыщенная, толщина пласта изменяется в значительном диапазоне от 1.0 до 26.8 при средней толщине пласта 9.0 метров. Пласт имеет высокую вертикальную расчлененностью. Наиболее выдержанная по площади кровельная часть пласта. Нижняя часть пласта нередко залегает в виде отдельных линз продуктивных пропластков, что во - многом влияет на процесс вытеснения запасов нефти.

В целом пласт представлен коллекторами с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Перфорацией вскрыто 81% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.93. В процесс разработки вовлечено 75% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Отмечена определенная особенность в обводнении продукции скважин: после некоторого периода работы скважины практически безводной продукцией или небольшого содержания воды (до 12%) происходит резкое обводнение продукции скважины (до 80%). Это указывает на то, что закачиваемая вода с опережением продвигается по наиболее проницаемым и выдержанным по площади пропласткам, имеющим небольшую толщину. После прорыва нагнетаемой воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам резко снижается темп отбора нефти из продуктивных интервалов, по которым фронт продвижения нагнетаемых вод замедлен.

Поэтому отмечено, что с улучшением коллекторских свойств пласта и уменьшением расчлененности его толщины, увеличиваются показатели выработки.

Средний коэффициент заводнения толщины пласта БС₁₀ по состоянию на 01.01.2016 года – 0.50. При этом наблюдается широкий диапазон изменения коэффициента заводняемой толщины по площади залежи нефти пласта БC10: от 0.07 до 1.00.

Все это указывает на значительную неравномерность продвижения закачиваемой воды по площади залежи нефти пласта БС₁₀, то есть здесь образовались "языки" заводнения, приводящие к обводнению продукции определенных скважин. В результате наблюдаются зоны, в которых произошло значительное обводнение продукции скважин, в то время как соседние скважины работают с небольшим содержанием воды.

Такой характер продвижения нагнетаемой воды, преимущественно наблюдается в южной части месторождения и объясняется разновременностью ввода в эксплуатацию скважин.

Закачка воды в пласт БС₁₀ начата в 1970 - 1972 годах. Бурение резервных и уплотняющих скважин осуществлялось в 1980 - 1993 годах. Еще до бурения уплотняющих скважин были созданы каналы ("языки") обводнения.

Контрольная скважина №3536К, пробуренная в сентябре 1999 года рядом с добывающей скважиной №452. Обводнение продукции скважины №452, на дату бурения контрольной скважины №3536К – 55%. Пласт БС₁₀ в пробуренной контрольной скважине №3536К нефтенасыщен. Изменений в характере насыщения пласта БС₁₀ в скважине №3536К спустя почти два года после бурения не отмечено.

В ближайшие нагнетательные скважины №№529, 530 закачка воды осуществляется соответственно с 1981 и 1982 гг. Закачено около 1.4 млн.м³.

С 2004 года в скважине №3536К по результатам исследований отмечается уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС₁₀. За шесть лет коэффициент нефтенасыщенности пласта уменьшился 0.61 до 0.51. Коэффициент вытеснения нефти составил 0.16. Обводнение продукции соседней скважины №452 на март 2016 года 59%.

Исследования углерод-кислородным методом позволили оценить текущее значение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС₁₀.

Данные исследований показывают, что процессом выработки охвачена вся толщины пласта БС₁₀. Пласт вырабатывается не равномерно по разрезу и площади залежи. Коэффициент вытеснения по скважинам изменяется в диапазоне от 0.013 до 0.66. Аналогичная ситуация и с выработкой пласта по разрезу.

Таким образом, по площади плата БС₁₀ наблюдается довольно сложный характер выработки. Здесь присутствуют и "языки" заводнения, и влияние структурного палеографического залегания пласта на процесс продвижения воды, и наличие гравитационного перераспределения нагнетаемой воды, и выдержанность (не выдержанность) отдельных продуктивных пропластков по площади залежи нефти (наличие отдельных продуктивных линз).

По данным электрометрии уплотняющих скважин пробуренных в 1993-97 годах, текущая нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 м до 9.2 м. Уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС₁₀ отмечается во всех уплотняющих скважинах. Коэффициент текущей нефтенасыщенности изменяется от 0.21 до 0.61. Среднее значение коэффициента вытеснения нефти по уплотняющим скважинам равно 0.31. Максимальное значение коэффициента вытеснения нефти - 0.70. При этом минимальное значение текущей (остаточной) нефтенасыщенности 0.21.

Источник обводнения продукции скважин - закачиваемая вода

При высокой расчлененности пласта организовать эффективное воздействие на каждый продуктивный пропласток чрезвычайно трудно. Поэтому практически во всех разрабатываемых зонах имеются пропластки, выработка запасов нефти которых происходит за счет собственной упругой пластовой энергии.

В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыто 87% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.94 и изменяется в диапазоне от 0.41 до 2.42. В процесс вытеснения вовлечено 82% нефтенасыщенной толщины пласта.