Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

Минерализация пластовых вод пластов группы АВ соответствует 11,4-17,4 г/л, пластов БВ - 12,7-25,7 г/л.

Воды данного комплекса характеризуются содержанием микрокомпонентов: йода (1,74-8,72 мг/л), бора (6,31-37,04 мг/л), брома (3,78-63,18 мг/л), фтора (0,57-2,76 мг/л). Основные солеобразующие компоненты содержатся в количествах: ионы натрия + калия - 73,95%-экв, кальция - 4-26%-экв, хлора - 90-100%-экв, гидрокарбоната - 1-5%-экв. Плотность пластовой воды 1,008-1,021 г./см³.

По данным отобранных проб воды неокомского гидрогеологического комплекса на месторождении хлоридно-кальциевого типа. Содержание ионов калия + натрия, по сравнению с юрским водоносным комплексом, уменьшается, а содержание ионов кальция наоборот увеличивается.

Растворенный в водах газ метанового состава с содержанием метана от 91,98 до 96,06%, азота 0,88-6,8%, тяжелых углеводородов от 0,03 до 2,94%, гелия от 0,01-0,02%, аргона от 0,01-0,08%. Сероводород и кислород присутствуют в небольшом количестве.

Неокомский гидрогеологический комплекс перекрывается глинистыми породами нижнеаптского возраста толщиной до 67 м.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен литологически, в основном, слабосцементированными породами: песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин. Толщина комплекса около 800 м.

Обладая высокими коллекторскими свойствами (пористость до 29,6%, проницаемость от сотен до тысяч миллидарси) и значительной эффективной толщиной, этот комплекс содержит неисчерпаемые запасы вод, которые могут быть использованы, в частности, для поддержания пластового давления в нижележащих продуктивных пластах.

Этот комплекс опробован в 18 скважинах. Дебиты пластовой воды колеблются от единиц до 124,5 м³/сут при Р = 3,1 Мпа.

По данным имеющихся анализов воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса имеют минерализацию 7,5-21,8 г/л.

По классификации Сулина В.А. воды хлоридно-кальциевого типа, реже хлоридно-магниевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия, кальция и магния, из микрокомпонентов присутствуют йод (до 16,96 мг/л), бром (до 40,5 мг/л), аммоний (до 72 мг/л).

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны относительно высокая минерализация и повышенное содержание микроэлементов. Растворенный газ метанового состава (СН₄ - до 95%), с незначительным процентом тяжелых углеводородов (порядка 0,01-0,84%). Содержание азота достигает 6,98%, углекислого газа - 6,62%.

2.5 Запасы нефти и газа

На момент составления и принятия на ЦКР ХМАО (протокол №584 от 12.04.2005 г.) Анализа разработки Верхне-Колик-Еганского месторождения на Государственном балансе числились начальные геологические запасы нефти и газа по 55 объектам, которые приведены в таблице 2.4.1.

Таб. 2.4.1. Начальные геологические запасы нефти и газа Верхне-Колик-Еганского месторождения. (Данные Государственного баланса по состоянию на 01.01.2005 г.)

Общая оценка геологических запасов нефти по 46 продуктивным пластам составляла 601 961 тыс. т, в том числе 493 467 тыс. т или 82.0% по кат. С₁. Среди группы пластов первое место занимали пласты ПК - 198 354 тыс. т или 33.0% от запасов нефти месторождения. Далее в равных объемах (21.7%) были представлены пласты группы БВ - 130 391 тыс. т и горизонта ЮВ-1 - 130 763 тыс. т. Продуктивные объекты ачимовской толщи (Ачим1-4) занимали четвертое место с запасами в 60 757 тыс. т (10.1.%). Чуть меньшее количество нефти содержали пласты нижней и средней юры (ЮВ₂ - ЮВ₁₀) - 55 850 тыс. т (9.2%). Объем запасов нефти в пластах группы АВ носил явно подчиненный характер - 25 846 тыс. т или 4.3.%.

Среди отдельных продуктивных пластов по объему начальных геологических запасов нефти особо выделялись ПК₁₉ - 118 903 тыс. т (19.8% от ресурсов нефти месторождения), ЮВ₁^2-3 - 107 654 тыс. т (17.9%), БВ₁₁² - 47 779 тыс. т (7.9%), Ачим3 - 39835 тыс. т (6.6.%). К числу объектов с запасами более 10 млн. т относились пласты ПК₁₈, БВ₁₀, БВ₁₁¹, БВ₁₃², Ачим4, ЮВ₁¹, ЮВ₈¹ и ЮВ₁₀.

Следует отметить, что состояние ресурсной базы Верхне-Колик-Еганского месторождения, которое отражено в Госбалансе на 01.01.2005 г., соответствует уровню его изученности 1993-94 гг. и основывалось на материалах сейсморазведки 2Д и данных поисково-разведочных скважин.

Запасы свободного газа по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. числились по 29 продуктивным пластам, в число которых вошли ипатовская свита, группы ПК, АВ и БВ.

Общая оценка запасов газа по этим данным (табл. 2.4.1) составляет 115 394 млн. м³, в том числе 104 329 млн. м³ по кат. С₁ (90.4%). Самым крупным газовым объектом является ипатовская свита - 48 018 млн. м³ газа или 41.6% от ресурсов газа месторождения.

Группа пластов БВ с суммарными запасами газа в 43 366 млн. м³ (37.6%) занимает второе место. Продуктивный пласт БВ₁₁² с запасами 20 467 млн. м³ является вторым после ипатовской свиты.

В пластах группы ПК запасы свободного газа составляют по данным Госбаланса 21 324 млн. м³ (18.5%). В указанной группе пласт ПК₁₉ характеризуется объемом газа в 8 713 млн. м³ (7.6% от ресурсов месторождения).

Пласты группы АВ занимают незначительную (2.3%) долю в общих запасах свободного газа месторождения.

Извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. приведены в таблице 2.4.2.

Таб.2.4.2. Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения

Общая оценка извлекаемых ресурсов нефти составила 169 940 тыс. т, в том числе 145 257 тыс. т или 86.0% по категории С₁. Средний коэффициент извлечения нефти (КИН) в соответствии с приведенными данными составляет 0.281, в том числе 0.294 для запасов нефти кат. С₁ и 0.218 - для кат. С₂.

Наиболее высоким значением КИН характеризуется горизонт ЮВ-1 - 0.378. По остальным группам пластов средний коэффициент извлечения находится в интервале 0.238 - 0.297.

В 2003 г. в ГКЗ МПР РФ ОАО «Варьеганнефтегаз» впервые представило отчет по подсчету запасов УВ ВКЕ месторождения по состоянию на 01.01.1999 г. Работа была выполнена ООО «ВНИГНИ -2» (г. Москва) и ООО «ГАЗГЕРС» (г. Тверь) по материалам 65 поисково-разведочных и 217 эксплуатационных скважин (отв. Петерсилье В.И.).

На момент представления отчета в ГКЗ на месторождении были дополнительно пробурены 59 эксплуатационных скважин, вследствие чего возникла необходимость корректировки геологических моделей продуктивных пластов и уточнения запасов УВ по ним.

Указанная работа, которая учла данные эксплуатационных скважин, пробуренных на месторождении с 01.01.1999 г. по 01.01.2004 г., была выполнена ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (г. Москва) и в виде Дополнительных материалов к ранее представленному подсчету запасов (авторы Петровец А.М., Зюзюкина И.Г. и др.) была передана на экспертизу ГКЗ.

К концу 2005 г. организационно сложная комплексная экспертиза представленных геологических и извлекаемых запасов углеводородов в ГКЗ была завершена. Параллельно в ЦКР было рассмотрено ТЭО КИН месторождения, в подготовке которого участвовали специалисты ВНИГНИ-2 (отв. исполнитель Юферов Ю.К.) и ООО «Гео Дэйта Консалтинг» (научный руководитель Баишев Б.Т.)

Центральная комиссия по разработке месторождений горючих полезных ископаемых протоколом №3172 от 15.04.2004 г. приняла «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Верхнеколик-Еганскому месторождению» и рекомендовала ГКЗ МПР РФ к утверждению КИН по кат. В+С₁ - 0.294, кат. С₂ - 0.210, в том числе по пластам и категориям с учетом внесенных ею изменений.

В январе 2006 г. протоколом №1152 от 27.01.2006 г. ГКЗ Роснедра воздержалось от утверждения запасов нефти и газа Верхнеколик-Еганского месторождения, сославшись на необходимость доразведки месторождения и учета материалов проведенных на его территории сейсморазведочных работ 3Д.

Следует отметить, что в результате произведенного подсчета запасов, использовавшего 65 поисково-разведочных скважин и 276 эксплуатационных скважин было выделено 62 подсчетных объекта вместо 55 числившихся на Госбалансе. Произведена детальная корреляция продуктивного разреза, которая существенно изменила ранее применявшуюся систему выделения и индексации продуктивных пластов. Данные эксплуатационного бурения существенно усложнили геологические модели продуктивных резервуаров, заметно сократили и перераспределили ресурсы углеводородов в отдельных интервалах разреза (группах пластов).

Итогом проведенного подсчета явилось уменьшение начальных геологических запасов нефти месторождения по сравнению с числящимися на Госбалансе с 601 961 тыс. т до 381 135 тыс. т, то есть на 220 826 тыс. т или 36.7%. При этом запасы кат. В+С₁ сократились с 493 467 тыс. т до 195 475 тыс. т или на 297 992 тыс. т, что соответствует 60.4%. В отношении запасов кат. С₁ наибольшему списанию подверглись пласты группы ПК - 34 448 тыс. т вместо 161 686 тыс. т (-127 238 тыс. т или -78.7%). По пластам группы БВ было списано 48 949 тыс. т (62.2.%), ачимовской толще - 39 154 тыс. т (61%), по пластам группы ЮВ - 73 259 тыс. т (42.5%), в том числе по пласту ЮВ₁^2-3 - 32 100 тыс. т (30.1%).

Извлекаемые запасы нефти по сравнению с данными Госбаланса уменьшились по месторождению с 168 940 тыс. т до 95 594 тыс. т, что соответствует 73 346 тыс. т или 43.4%. Для категории В+С₁ указанное сокращение составило 88 640 тыс. т (61.0%), то есть с 145 257 тыс. т на 56 617 тыс. т. Средний КИН по месторождению снизился с 0.281 (Госбаланс) до 0.251 или на 10.6% относительных. Для категории В+С₁ изменение было несущественным: 0.290 вместо 0.294 (Госбаланс), т.е. всего на 1.6%. По кат. С₂ КИН снизился с 0.218 на 0.210 или на 3.8%. Таким образом сокращение извлекаемых запасов нефти, представленных в работе, прошедшей экспертизу ГКЗ и ЦКР, по сравнению с числящимися на Госбалансе, произошло в основном за счет уменьшения геологических запасов.

Весной 2006 г. ОАО «Варьеганнефтегаз» представил в Центральную балансовую комиссию Роснедра материалы переоценки запасов УВ по пластам ЮВ₃ и ЮВ₂, горизонту ЮВ-1 и отложения ачимовской толщи (Ачим1-4) ВКЕ месторождения с целью постановки их на Госбаланс по результатам переоценки произведенной в 2005 г.

Протоколом №18/511-пр от 03.08.2006 г. Совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений Федерального агентства по недропользованию уточненные модели продуктивных пластов ЮВ₃, ЮВ₁^2-3, ЮВ₁¹ и АчБВ_14-19 (вместо ранее числившихся Ачим1-4 и БВ₁₃², БВ₁₄, БВ₁₅) были приняты, а геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов поставлены на Государственный баланс. В таблицах 2.4.3 и 2.4.4 представлены ресурсы нефти, газа и конденсата по пластам АчБВ_14-19, ЮВ₁¹, ЮВ₁^2-3 и ЮВ₃ в соответствии с их официальными изменениями произошедшими в 2006 г. (см. колонку «статус запасов»).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таб. 2.4.3. Верхне-Колик-Еганское месторождение

Уточненные начальные геологические и извлекаемые запасы нефти продуктивных пластов находящихся в эксплуатации

Необходимо отметить, что ранее в Анализе разработки месторождения по указанным пластам были использованы геологические модели и запасы УВ, которые практически не отличаются от представленных в настоящей работе. Это объясняется тем, что списание запасов произведенное по месторождению в 2006 г. было произведено на материалах и результатах, которые представлялись по упомянутым объектам на экспертизу в ГКЗ.

По пластам ПК₁₉ и ПК₂₀¹, а также пластам БВ₁₀¹ БВ₁₁², также использованы уточненные геологические модели и соответствующие им запасы УВ, которые в 2005 г. прошли экспертизы ГКЗ и ЦКР. Геологические материалы, на основе которых производился Анализ разработки указанных пластов в 2004 г., в настоящей работе заимствованы практически без изменений.

По продуктивным объектам соответствующим пластам ЮВ₈^1-2, ЮВ₉^1-2 и ЮВ₁₀ в настоящей работе представлены геологические модели и запасы нефти, которые соответствуют состоянию их изученности на 01.10.2010 г. Они отличаются от материалов, представляемых в Анализе разработки, так как в них учтены данные сейсморазведки 3Д, а также результаты бурения эксплуатационных скважин, которых ранее не было. Как указывалось выше, эти модели и запасы будут представлены на экспертизу в ЦБК Роснедра для предания им официального статуса на Госбалансе.

3. Технологическая часть

3.1 Общая характеристика состояния эксплуатации месторождения

Верхнеколик-Еганское месторождение открыто в декабре 1981 года поисковой скважиной №57.

Проект пробной эксплуатации составлен СибНИИНП в 1986 году и утвержден Главтюменнефтегазом (протокол №22 от 21.05.1986 г.). На эту дату на месторождении было пробурено 7 поисково-разведочных скважин, одна из которых попала в контур нефтеносности пластов АчБВ₁₄ и ЮВ₁. В остальных скважинах нефтенасыщен только ЮВ₁. В 1988 году СибНИИНП составлена дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации и утверждена ЦКР Главтюменнефтегаза (протокол №74 от 21.07.1988 г.). В опытно-промышленную разработку месторождение введено в 1990 г. на основании «Дополнительной записки к проекту пробной эксплуатации» (протокол №7 от 21.12.1990 г.).

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологическими решениями последнего проектного документа - «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Верхнеколик-Еганского месторождения», составленного ТОО «Нефтегазпроект» в 1996 г., и утвержденной ЦКР МТЭ (протокол №2102 от 30.01.1997 г.) сроком на 5 лет. Согласно этого документа в промышленную разработку вводились запасы нефти только в пластах ЮВ₁ (c выделением первоочередного участка центральной части восточного купола месторождения) и в пластах ачимовской пачки. Система расположения скважин - рядная, система воздействия на пласты - закачка подтоварной и пресной воды. Ряды скважин расположены в широтном направлении, между рядами нагнетательных скважин располагаются три ряда добывающих скважин. Расстояния между рядами скважин 500 м, расстояния между скважинами в рядах: в нагнетательных - 500 м, в первых рядах добывающих скважин - 450-500 м, а в средних, стягивающих, рядах - 250 м.

Бурение на ачимовскую пачку в пределах восьмиметровой нефтенасыщенной толщины по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 636 м (40.4 га/скв.) с переходом от трехрядной к площадной пятиточечной системе. На втором этапе разработки - уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. путем перевода 99 скважин с объекта ЮВ₁ после их обводнения.

Основные технологические показатели утвержденной технологической схемы следующие:

проектный уровень добычи:

· - нефти - 1918 тыс. т/год;

· - жидкости - 4248 тыс. т/год;

· - нефтяного газа - 469,1 млн. м³/год;

· уровень закачки воды - 7013 тыс. м³/год;

проектный фонд скважин: - 611

· в т.ч. добывающих - 409

· нагнетательных - 180

· контрольных - 22

· фонд резервных скважин - 153

фонд скважин для бурения: - 443

· в т.ч. добывающих - 280

· нагнетательных - 148

· контрольных - 15

Следует также отметить, что в 2011 году специалистами ОАО «Варьеганнефтегаз» была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз уровней добычи на 2012-2020 годы», которая утверждена в июне 2012 года ЦКР МЭТ (протокол №2373 от 24 июня 2012 г.).

Начальные геологические запасы Верхнеколик-Еганского месторождения по категориям С₁+С₂ оцениваются в размере 373 219 тыс. т., извлекаемые - 93 951 тыс. т. Месторождение разрабатывается с 1990 г. На дату анализа в добыче участвуют 9 объектов: ЮВ₁, АчБВ_16-19, БВ₁₀, БВ₁₁, ПК_6, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ЮВ_3, ЮВ₈. Сопоставление запасов нефти по разрабатываемым объектам приведено в таблице 3.1.1. За весь период разведки и разработки на месторождении пробурено 374 скважины, включая разведочные. Всего за время эксплуатации по всем объектам в пределах разбуренных площадей в добыче перебывало 292 скважины, под закачкой - 92 скважины. По состоянию на 1.08.2011 г. в эксплуатационном фонде числится 296 скважин, из них 224 добывающих и 72 нагнетательных. В фонде пьезометрических и контрольных находится 11 скважин и одна скважина ликвидирована. Действующий добывающий фонд составляет 185 скважин (169 - дающие продукцию и 16 в текущем простое), под закачкой числится 59 скважин и одна скважина находится в текущем простое.

Состояние реализованного фонда по Верхнеколик-Еганскому месторождению представлено в таблице 3.1.2.

Таблица 3.1.2. Состояние реализованного фонда по Верхне-Колик-Еганскому месторождению на 1.08.2011 г.

В 2010 году на месторождении было добыто 1 855,3 тыс. т нефти, 3 803 тыс. т жидкости и 780,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,2%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 36,6 т/сут, по жидкости - 75,0 т/сут, средний газовый фактор - 420,9 м³/сут. По состоянию на 1.08.2011 г. с начала разработки было добыто 16 711,6 тыс. т нефти, 25 698,3 тыс. т жидкости и 6 157 млн. м³ газа при средней обводненности продукции - 53.8%, накопленный объем закаченной воды - 41 227 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти в 2011 году составил 35.4 т/сут, по жидкости - 76.7 т/сут.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2010 год 1048,2 тыс. т или 56,5%, а за 7 месяцев 2011 г. - 747,3 тыс. т или 61,1%. Средний дебит: по нефти соответственно 29,2 т/сут и 33,0 т/сут; по жидкости 78,2 т/сут и 91,0 т/сут; обводненность продукции 62,6% и 63,0%. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 г. фонтанным способом, составила 807,0 тыс. т или 43,5%, а за 7 месяцев 2011 г. - 476,7 тыс. т или 38,9%. Средний дебит по нефти соответственно 46,4 т/сут и 40,1 т/сут; по жидкости 57,8 т/сут и 49,4 т/сут, обводненность продукции 33,6% и 18,9%.

Также необходимо отметить, что до 2010 г. на месторождении велась добыча установками плунжер-лифт, с помощью которых было добыто 805,7 тыс. т нефти и 816,3 тыс. т жидкости при средней обводненности 13,5%. Средний дебит по нефти составил 27,9 т/сут, а по жидкости - 28,3 т/сут. Очень непродолжительное время применялись гидропоршневые насосы, с помощью которых было отобрано всего 62 тонны нефти.

Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации приведены в таблице 3.1.4.

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки