Особенности геологического строения и анализ выработки запасов нефти пласта БС10 спорышевского месторождения

Kkн    – коэффициент нефтенасыщенности ячейки k-ого слоя гидродинамической модели,

Kkно  – коэффициент остаточной нефтенасыщенности,

NZ   – количество слоев в гидродинамической модели.

           Ниже приводится анализ выработки запасов по пласту БС10 месторождения.

Пласт БС100 (21.71% от запасов месторождения). Пласт представлен обширной чисто нефтяной зоной. Средние нефтенасыщенные и водонасыщенные толщины составляют 5.1 м и 0.3 м, соответственно.

            Разработка пласта начата в 1995 г. К концу 2008г. текущий КИН составил 12.78%, при годовых темпах отбора 4.35% от начальных геологических запасов. При этом текущий КИН по чисто нефтяной и водонефтяной зонам составил 16.38% и 2.24%, соответственно.

             В настоящее время разбуривание пласта в целом завершено и в разработку вовлечена большая часть площади пласта. Исключение составляют отдельные участки на флангах залежи. В частности, не вырабатываются запасы водонефтяных зон восточнее скважин №№ 1041, 183, 199 и к западу от скважин №№ 971, 130. Для корректировки сложившейся ситуации в указанных областях запланировано бурение горизонтальных скважин. Кроме того, на севере пласта, за пределами ЧНЗ выделяется достаточно крупная неразрабатываемая область, частично относящаяся к категории C2. Прежде, чем вводить запасы указанной области в разработку, рекомендуется провести ее доразведку скважинами пласта ЮС1. Выработку запасов области планируется  осуществлять скважинами резервного фонда.

             Пласт БС101 (9.89% от запасов месторождения). Пласт водоплавающий, средние нефтенасыщенные и водонасыщенные толщины составляют 5.1 м и 8.9 м, соответственно. Наибольшие запасы сосредоточены в центральной и южной частях пласта. Запасы ВНЗ составляют 95% от общих запасов пласта. Пласт разрабатывается с 1998 г.  К концу 2008 г. текущий КИН составил 6.10%, при годовых темпах отбора 2.58% от начальных геологических запасов. При этом текущий КИН по чисто нефтяной и водонефтяной зонам составил 11.99% и 5.78%, соответственно. Наибольшие остаточные запасы сосредоточены в центральной части пласта.

2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

           На месторождении выделено 3 эксплуатационных объекта: группа пластов ПК (объект ПК19), группа пластов АС (объект АС6-7) и группа пластов БС (объект БС10). Причем, объект БС10 включал в себя, только наиболее крупные пласты соответствующей группы, а именно: пласты БС100, БС101 и БС11. Оставшиеся пласты группы БС ввиду их малой разведанности ни к одному из объектов отнесены не были.

             Разбуривание всех объектов производилось по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 600 м. Промысловые данные, полученные за историю эксплуатации месторождения, позволяют говорить о достаточной эффективности выбранной системы разработки. Однако в процессе эксплуатации первоначальная система разработки месторождения претерпела определенные изменения.  Причем, внесенные изменения не противоречат основной стратегии эксплуатации месторождения, а наоборот дополняют и совершенствуют ее.

             Основные изменения в системе разработки связаны, в первую очередь, с применением новых технологий закачивания скважин. Так, в зонах нерентабельной эксплуатации вертикальных скважин успешно выполняется программа горизонтального бурения, включающая в себя зарезку боковых горизонтальных стволов из существующих низкодебитных скважин, а также бурение новых горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка до 1000 м. Одним из наиболее важных усовершенствований системы разработки, связанных с технологией закачивания скважин, можно считать применение горизонтальных скважин для разработки приконтурных и водонефтяных зон месторождения. Второе серьезное усовершенствование связано с изменением режима эксплуатации скважин. Первые работы по оптимизации режимов эксплуатации добывающих скважин начались в 2001 г. Причем, при выборе глубины спуска и производительности насосов обязательным условием являлось превышение забойного давления над давлением насыщения на 5-10 атм. В настоящее время работы по оптимизации продолжаются, но теперь типоразмер и параметры работы насосного оборудования подбираются из условия максимизации дебитов нефти. При этом в ряде случаев забойное давление снижается ниже давления насыщения, причем отдельные скважины весьма успешно эксплуатируются с забойным давлением в 60-70 атм.

             Гидродинамические расчеты показали, что при значениях давлениях насыщения (80-120 атм) и газового фактора (50-80 м3/м3), которыми характеризуются залежи месторождения, эксплуатация скважин с забойными давлениями в 50-60% от давления насыщения весьма эффективна. При работе скважины с забойным давлением ниже давления насыщения, основными факторами, влияющими на дебит нефти, являются относительная фазовая проницаемость по нефти, вязкость нефти и депрессия. При снижении давления ниже давления насыщения и выделении в призабойной зоне пласта свободного газа первые два фактора ведут к ухудшению условий для фильтрации нефти в ПЗП, но компенсируются возросшей депрессией. То же самое утверждение справедливо и для фильтрации в пласте. Таким образом, до тех пор, пока снижение фазовой проницаемости по нефти и увеличение вязкости нефти компенсируется возросшим градиентом давления, эксплуатация скважин с забойным давлением ниже давления насыщения вполне эффективна. Недопустимым является лишь снижение давления на контуре питания скважины ниже давления насыщения, поскольку в таком случае содержание свободного газа вдоль профиля депрессии скважины становится нестационарным и будет постоянно увеличиваться до тех пор, пока фазовая проницаемость по нефти не станет близкой к нулю. Таким образом, при эксплуатации скважин ниже давления насыщения, необходимо соблюдение двух основных условий. Во-первых, необходимо обеспечить поддержание пластового давления на контуре дренирования скважин выше давления насыщения. Во-вторых, необходимо оборудовать скважину глубинным насосом, способным эффективно функционировать при повышенных содержаниях свободного газа на приеме.

           С целью недопущения водяного конусообразования скважины месторождения перфорировались выше водонефтяного контакта. Расстояние от нижних дыр перфорации до ВНК составляет в большинстве случаев от 3 м до 6 м.  Такой подход вполне оправдан, если между нефтенасыщенным и водонасыщенным интервалами существует литологический барьер, препятствующий вертикальной фильтрации. Однако, как показал анализ эксплуатации скважин в ВНЗ, при отсутствии фильтрационного барьера расстояние в 3 - 6 м в большинстве случаев не препятствует подтягиванию конусов подошвенной воды. Вообще говоря, характерные нефтенасыщенные толщины пластов месторождения (больше 10 м) позволяют эксплуатировать скважины ВНЗ в безводном режиме даже при отсутствии литологического барьера. Для этого в призабойной зоне пласта необходимо поддерживать низкие градиенты давлений, с тем, чтобы не превышать разность потенциалов давлений воды и нефти. Иными словами, гравитационная составляющая фильтрации должна превышать вязкостную, что при расстояниях до ВНК 3 - 6 м приводит к необходимости поддержания депрессии ниже 1 атм. Становится очевидным, что конусообразование при таких условиях является неизбежным. Однако, в ряде случаев реально предотвратить конусообразование в вертикальных скважинах позволяет, как ни парадоксально, перфорация всего интервала пласта до ближайшего водоупора, включая переходную и водонасыщенную зоны. Такой подход, хотя и сопряжен с добычей дополнительных объемов воды, позволяет избежать конусообразования и, как следствие, улучшить условия для фильтрации нефти в призабойной зоне пласта и надолго стабилизировать обводненность. Уровень обводненности продукции при этом будет определяться соотношением толщин,  горизонтальных проницаемостей и подвижностей фаз в нефте- и водонасыщенных интервалах пласта. Очевидно, что предлагаемая методика имеет ограничения и применима при выполнении двух основных условий. Во-первых, обводненность не должна превышать экономически рентабельного предела, при котором затраты на очистку и утилизацию подтоварной воды превысят стоимость добытой нефти.  И второе, потенциальный дебит жидкости не должен превышать максимальную производительность насоса для данной конструкции скважины.          

           Эксплуатация второстепенных залежей эксплуатационных объектов предполагалась преимущественно возвратным фондом скважин. В результате такого подхода, выработка запасов этих залежей отодвигалась на довольно продолжительный срок. Внедрение технологий горизонтального закачивания и совместной эксплуатации позволило ускорить ввод второстепенных залежей в разработку и одновременно увеличить эффективность выработки их запасов. Ярким примером могут служить залежи пластов БС6 и БС8, в которых на долю нескольких горизонтальных скважин и БГС приходится более 80% накопленных отборов нефти. Кроме того, зона дренирования  горизонтальных скважин значительно превышает зону дренирования вертикальных, что значительно сокращает количество скважин, необходимых для выработки запасов, позволяя тем самым использовать транзитные скважины для разработки других пластов месторождения.

           Среди мероприятий по интенсификации притока, применяемых на месторождении, наибольшую эффективность показала  повторная перфорация зарядами большой пробивной способности. Всего по состоянию на 01.01.2009 выполнено 246 повторных перфораций, увеличение  дебита нефти за счет повторной перфорации достигает 200 т/сут при среднем значении 12 т/сут. Дополнительная накопленная добыча в среднем составляет 2300 т на 1 операцию.

На месторождении также проведено 53 кислотные обработки, 2 обработки призабойной зоны пласта составами ПАВ и 120 операций по выравниванию профиля притока нагнетательных скважин. Эффективность этих мероприятий достаточно низка: прирост дебита на одну скважину в среднем составляет менее 3 т/сут, притом, что более половины всех мероприятий не имели положительного эффекта.

Гидравлический разрыв пласта на месторождении не выполнялся в силу особенностей геологического строения месторождения.  Системы разработки отдельных эксплуатационных объектов имеют свои характерные особенности в силу различия геологических условий, времени ввода в эксплуатацию и, как следствие, накапливающегося объема геолого-промысловой информации и степени изученности.   

Объект БС (пласты БС10)

            Пласт БС100, первым введенный в эксплуатацию, разбурен полностью в пределах ЧНЗ по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м. На пласт организована трехрядная система ППД.  В целом, учитывая соотношение подвижностей флюидов, низкие (4–6 м) эффективные толщины пласта и, как следствие, ограниченную сообщаемость с законтурной водоносной областью, соотношение добывающих и нагнетательных скважин оптимально. 10 нагнетательных скважин на текущий момент находится в отработке. Перевод этих скважин под закачку запланирован на 2009 – 2010 гг.

            Одновременно с окончанием разбуривания объекта вертикальным фондом на пласт БС100, в 2008 г. начато бурение скважин с горизонтальным закачиванием. Причем расположение горизонтальных скважин выбиралось с учетом проектной сетки скважин пласта. В пределах ЧНЗ залежи горизонтальные скважины и БГС размещались вдоль стягивающих рядов, в зонах незавершенности сетки и в зонах расположения низкодебитных вертикальных скважин. Использование скважин с горизонтальным закачиванием позволило не только более эффективно и полно вырабатывать запасы, но и  высвободить вертикальные скважины для эксплуатации других пластов месторождения. Ориентация горизонтальных скважин, пробуренных в приконтурной зоне пласта, отличается от ориентации в ЧНЗ и не соответствует направлению рядов вертикальных скважин. Гидродинамические расчеты показали, а фактические промысловые данные подтвердили, что в приконтурных зонах такое расположение горизонтальных скважин является наиболее эффективным с точки зрения эффективности выработки запасов водонефтяных зон. 

           Использование трехрядной системы заводнения пласта БС100 оказалось весьма эффективным с точки зрения выработки запасов второстепенных залежей в пределах эксплуатационного объекта. После подхода фронта нагнетаемой воды к первым рядам добывающих скважин значительная часть этих скважин по достижении пределов рентабельности переводилась на другие пласты объекта БС.

За исключением запасов пласта БС100, подавляющая часть запасов группы пластов БС сосредоточена в водонефтяных зонах с активной подошвенной и законтурной водой. Как показывает опыт, разработка таких пластов фондом вертикальных возвратных скважин недостаточно эффективна. Ввиду подтягивания конусов подошвенной воды эксплуатация вертикальных скважин в ВНЗ сопряжена с интенсивным ростом обводненности, что при достижении предельной рентабельной обводненности приводит к отключению скважин. Это, в свою очередь, приводит к разуплотнению сетки скважин и, как следствие, снижению эффективности выработки  запасов и недостижению проектных значений КИН. В связи с этим потребовалось серьезно изменить систему разработки возвратных пластов объекта БС. Необходимо было либо уплотнять сетку скважин бурением новых скважин, либо использовать для уплотнения скважины вышезалегающих объектов разработки, что в принципе возможно, поскольку многие скважины объектов разработки АС и ПК предусмотрительно пробурены до глубины залегания пластов БС8, БС100 и даже БС11.

Следует отметить, что разработка возвратных пластов объекта БС имеет свою положительную сторону. Как правило, залежи указанных пластов - водоплавающие и не требуют большого количества нагнетательных скважин, а некоторые из них эффективно эксплуатируются на естественном режиме.

            В настоящее время выполняется комбинированная программа разработки возвратных пластов объекта разработки БС, включающая в себя использование возвратного фонда (в основном переводы обводнившихся скважин первых рядов пласта БС100), совместная эксплуатация в пределах объекта разработки и бурение новых горизонтальных скважин. На сегодняшний день на возвратные пласты группы БС пробурено 14 скважин с горизонтальным закачиванием, в т.ч. 2 боковых зарезки из вертикальных скважин. Учитывая сложность геологического строения месторождения и в первую очередь тот факт, что основные запасы возвратных пластов группы БС сосредоточены в водонефтяных зонах, выбранная система разработки этих пластов чрезвычайно эффективна.

           Наиболее крупными залежами из группы БС после залежи БС100 (геологические запасы 41.8 млн.т)  является залежь БС101 (16.5 млн.т). Предыдущим проектным документом предполагалась разработка этих залежей возвратным фондом и совместно с залежью БС100. С середины 2008г. и на пласт БС101 начато бурение горизонтальных скважин и БГС. На сегодняшний день горизонтальными скважинами из пласта БС101 отбирается,  соответственно, 59% и 60% от текущих отборов нефти этих залежей. И хотя в связи коротким сроком эксплуатации накопленные отборы из скважин собственного фонда не столь велики (22% по БС101), доля скважин, целенаправленно пробуренных на залежи БС101, растет с каждым месяцем. На конец разработки основная доля извлекаемых запасов будет приходиться на горизонтальные скважины, тем более, что данным проектом предусматривается 8 БГС на БС101.