Приобское месторождение

Введение

 

Актуальность проблемы. Одним  из перспективных направлений совершенствования  технологии добычи нефти является разработка нефтяных месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными скважинами. Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей нефти в пластах                                                         с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы.

В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. Согласно опыту использования такихскважин эффективность их применения отражается в увеличении объема выработки пласта при росте дебита более чем в 2-10 раз по отношению к классическим вертикальным скважинам. В зависимости от гсолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными скважинами. Опыт применения горизонтальных скважин в России показывает, что в первый год эксплуатации технологически эффективно работают от 50-66% горизонтальных скважин. В некоторых неэффективно эксплуатируемых горизонтальныхскважинах зачастую наблюдается быстрое снижение дебита нефти в 1.2-5 раз и быстрый рост обводненности, в других -дебиты нефти оказываются меньше, чем в сопоставимых вертикальных скважин. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей при этом связано с обеспечением более продолжительного стабильного притока нефти к стволу горизонтальной скважины и регулированием режима эксплуатации горизонтальных скважин для продвижения водонефтяного контакта без преждевременного обводнения скважин.

Нефтеносные пласты, так или иначе, имеют неоднородность распределения пористости и проницаемости, причем в основном неоднородность ярко выражена в слоисто-неоднородных коллекторах. Как правило, малопроницаемые пропластки слабо вырабатываются из-за низкой скорости фильтрации и ускоренного прорыва воды в зоны высокопроницаемых пропластков. Для более эффективной разработки слоисто-неоднородных пластов был предложен ряд новых технологии, в том числе с применением многоствольных горизонтальных скважин, позволяющих вести выработку запасов по всему разрезу. Несмотря на существенный опыт бурения горизонтальных скважин в России и за рубежом, опыт их эксплуатации явно недостаточен. Решение вопросов повышения нефтеотдачи не устраняет проблем, связанных с эксплуатацией таких скважин, а в большинстве случаев некоторые из осложнений обостряются. Специфика осложнений предопределяет новые проблемы при воздействии на пласт с целью ограничения притоков воды и интенсификации добычи нефти. Эти проблемы связаны как с недостаточным развитием техники и технологии строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, так и с геологическим строением пласта.

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений  Западной Сибири находятся на поздней  стадии разработки, которая характеризуются  значительной выработанностыо запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом, высокой расчлененностью коллектора, большие перепады абсолютных отметок кровли и подошвы залежи. Примерами таких залежей являются Северо-Янгтинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.

Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего  времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической  изученностью. В связи всё возрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин  возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ. Нефтепромысловые сервисные компании с каждым годом уделяют все большее внимания разработке и продвижению новых решений по дальнейшему внедрению данной технологии, что способствует популяризации ее преимуществ среди нефтегазовых компаний.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Общая характеристика Северо-Янгтинского месторождения

Северо-Янгтинское нефтегазовое месторождение в административном плане относится к Пуровскому району (ЯНАО) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, который характеризуется достаточно развитой инфраструктурой.  В непосредственной близости расположены находящиеся в разработке Умсейское и Муравленковскоеместорождения. Северо-Янгтинское нефтяное месторождение расположено в 32 км к югу от г.Муравленко. Базовый г. Ноябрьск с железной  дорогой и аэропортом расположен в 120 км к югу от месторождения. Города Ноябрьск и Муравленко связывает автомобильная дорога с твердым покрытием, осуществляется регулярное автобусное сообщение. К востоку, в 85 км от месторождения проходит железная дорога Тюмень-Уренгой, параллельно которой проложена трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк. Ближайший нефтепровод, в который производится транспортировка продукции, «Меретояхинское месторождение – ДНС-6 Муравленковского месторождения», расположен в 3 км от Северо-Янгтинского месторождения. Электроснабжение осуществляется по линии электропередач от Сургутской ГРЭС. В орографическом отношении район месторождения имеет равнинный рельеф, в значительной степени переработанный процессами денудации. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +55 до +130 метров над уровнем моря. Господствуют переувлажненные болотные ландшафты с мерзлотным  рельефом. По буграм развита кустарниково-лишайниково-моховая растительность с редким угнетенным древостоем (сосна, кедр) по буграм. Массивы редкостных лесов преимущественно сосново-листвиничные и кедровые с примесью ели и березы. В долинах рек Пурпе и Пяку-Пур леса чередуются с лугами. Основная водная артерия - река Пяку-Пур, протекающая в направлении с юго-запада на северо-восток в 15-20 км к юго-востоку от месторождения. Река несудоходна. Течение реки медленное, русло реки сильно извилистое с множеством стариц и пойменных озер. Значительно развиты озера термокарстового происхождения, изометрической формы. В долинах почвообразующими являются торф, аллювиальные пески, супеси.  Климат резко-континентальный  с продолжительной снежной, морозной зимой и коротким летом. Среднегодовое  количество осадков 475-500 мм, из которых  около 400 мм выпадает в период с апреля по октябрь. Безморозный период продолжается 85 дней, а период устойчивых морозов - в среднем 185 дней, в т.ч. с температурой ниже -15°С - около 135 дней. Ледостав на реках начинается 23-25 октября, ледоход - в конце мая. Болота промерзают к январю, а некоторые не промерзают вообще. Для района характерно разобщенное  залегание современной и многолетней  мерзлоты. Мощность верхнего слоя в  зависимости от геоморфологических особенностей местности и литологического  состав пород изменяется от 15 до 30 метров. Слой связан преимущественно с четвертичными  отложениями и прерывается на участках речных долин, где развиты  талики до глубины 100-150 м. Нижний слой (древняя мерзлота) представляет собой основную часть многолетнемерзлого разреза и начинается с глубины 45-90 метров, охватывая отложения новомихайловской, атлымской, чиганской, иногда,  люлинворской свит. Нижняя граница залегания находится на отметке 300-350 м, изредка глубже.   В экономическом отношении Северо-Янгтинское месторождение находится в районе, где широкими темпами развивается нефтегазодобывающая промышленность. Непосредственно на площади месторождениянаселенные пункты отсутствуют. Коренное население – ханты, манси и ненцы, ведут полукочевой образ жизни. Основное занятие охота, рыбная ловля, оленеводство. Специальные геокриологические и гидрогеологические исследования на Северо-Янгтинском месторождении не проводились. В качестве источника водоснабжения рекомендован олигоценовый водоносный комплекс (атлымская и новомихайловская свиты).  По химическому составу подземные воды олигоценового водоносного комплекса преимущественно гидрокарбоно-кальциевые, с повышенным содержанием железа. Общая минерализация 0.13-0.31 г/л,  дебиты скважин варьируют от 15 до 87 м3/час, что в полной мере удовлетворяет потребности буровых и промыслов в пресной воде.  Для поддержания пластового давления широко используются подземные  воды апт-альб-сеноманского комплекса. Эти воды имеют следующую характеристику: температура в пластовых условиях 40-600С, газосодержание 0.4-1.2 м3/м3 (метан),  плотность 0.967-0.996 г/см3, общая минерализация 14-18 г/л. По своему химическому составу эти воды близки к водам продуктивных пластов, поэтому не требуют дополнительной обработки.  По состоянию на 01.01.08 г. по Северо-Янгтинскому месторождению добыто всего:  нефти – 785.9 тыс.т, воды – 424.8 тыс.т.    Северо-Янгтинское нефтегазовое месторождение разрабатывается компанией ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» и относится к филиалу «Муравленковскнефть» (г. Муравленко).

 

 

 

 

 

 

2. Особенности геологического строения и проблемы разработки Северо-Янгтинского месторождения

 

Северо-Янгтинское нефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в непосредственной  близости от разрабатываемого Муравленковского месторождения (рис. 1).

                                                                                         

 

 

 

 

 

Рис. 1. Обзорная схема  Северо-Янгтинского  месторождения

 

Открыто в 1985 году бурением скв. 301Р, в которой при испытании пласта БС₁₁ получен непереливающий приток нефти дебитом 12,8 м³/сут и пластовой воды  - 5,5 м³/сут.      В тектоническом отношении  месторождение приурочено к одноименной структуре, находящейся в юго-западной части Верхне-Пурпейского структурного мыса, осложняющего западную периферию Северного вала Ямало-Тазовской    мегасинеклизы.  Геологический разрез месторождения является типичным для Ноябрьского региона и представлен мощной (более 3550-3650м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского, палеозойского фундамента.

До 2005 года представление  о мелкокупольной модели Северо-Янгтинского месторождения базировалось на данных поисково-разведочного бурения и 2Д сейсморазведочных работ   1991г.  Современные 3Д сейсмические  исследования  площади проведены в 2002-2003 г. в объеме 250 кв. км с цифровой обработкой данных на базе программного обеспечения Geocluster 32-узловой кластер ПК. Для  привязки сейсмических отражений к геологическим реперам и продуктивным пластам использовался комплекс скважинных сейсмических исследований (ВСП) и промыслово-геофизических данных (АК и ГГК).

Построение структурных карты по целевым отражающим горизонтам позволило выявить новое строение и более крупный купол на юге Северо-Янгтинской структуры, что вдвое увеличило запасы нефти месторождения и послужило основанием  для  его промышленного освоения. Промышленная нефтеносность Северо-Янгтинского месторождения установлена в терригенных отложениях мегионской свиты нижнего мела и связана с продуктивными пластами  БС₁₀¹, БС₁₀² и БС₁₁. Тип залежей пластово-сводовый, структурный  литологически-экранированный и массивный. На рис. 2 представлен геологический профиль продуктивных пластов на южном  куполе    Северо-Янгтинского месторождения. Особенностями геологического строения месторождения являются:  небольшое по запасам нефти (около 40 млн. тонн);  узкий этаж нефтеносности (от 2500 до 2600 м, т. е. 100 м); выделено четыре залежи нефти, залегающие в трех  продуктивных пластах мегионской свиты, и различающиеся по размерам, строению и фильтрационно-емкостным свойствам;  отмечается субмеридиональное расположение всех залежей и  совпадение в плане двух основных залежей - южной в пласте БС₁₀² и БС₁₁.  Площадь других залежей невелика и  контролируется небольшими и мелкими куполками.         

 Трудности освоения залежей заключаются:  в  сложности геологического строения продуктивных пластов, в высокой степени геологической неоднородности объектов (коэффициент песчанистости от  0, 38 до 0,67, коэффициент расчлененности от 3,7 до 10,9);  широким развитии водонефтяных зон, занимающих более  половины  (50-54%)  площади пластовых залежей; значительной изменчивости нефтенасыщенных толщин от  0,6 м по до 12,6 м в пределах залежи БС₁₀²; резкой вариации проницаемости коллекторов по разрезу и по площади, так  в  пласте БС₁₀² - от 1 до 68 мД при среднем значении 21 мД и в  пласте  БС₁₁ - от 2 - 13 мД в периферийной зоне залежи до 61 мД в центральной части залежи при среднем значении 15,4 мД; пониженной степени нефтенасыщенности, даже в зонах ЧНЗ этот параметр не превышает 0,57-0,59.

Залежь пласта БС₁₀¹ выявлена в 1986 году разведочной скважиной № 304, из которой получен приток нефти дебитом 2,4 м³/сут и воды 11,9 м³/сут.

                                                                                                    

 

 

 

 

Рис. 2.  Геологический профиль продуктивных пластов на южном  куполе  Северо-Янгтинского месторождения

Коллекторы продуктивного  пласта вскрыты девятью разведочными скважинами на а.о. -2523 - 2559м, а в пяти скважинах пласт заглинизирован. Геологическая неоднородность пласта БС₁₀¹охарактеризована коэффициентом расчлененности 1,7  и песчанистостью–  0,48.   

Залежь нефти  пласта БС₁₀¹ обособлена  и   находится к северу от основных, размеры залежи 4,5 х 2,5 км при высоте 7м.  В пределах контура нефтеносности (а.о. - 2527,2 м) площадь залежи – 990,3 га. По типу пластово-сводовая со средней нефтенасыщенной толщиной 3,8 м, коэффициент пористости -19%, коэффициент проницаемости по ГИС - 27  мД, коэффициент нефтенасыщенности - 0,595 и содержит нефти плотностью 0,859 г/см3, маловязкие и средней вязкости (от 10,7 мПа*с), объемный коэффициент - 1,148, газовый фактор - 58 м3/т, давление насыщения – 11,2 МПа. Доля запасов нефти -7,2%.

В продуктивном пласте БС₁₀² выявлено две нефтяные залежи: северная и южная. В опытно-промышленной разработке находится южная, основная залежь нефти.   Основная, южная залежь в продуктивном пласте БС₁₀² нефтиоткрыта в 1986 году: по типу – структурно-литологическая, с юго-запада ограничена зоной замещения. В пределах контура нефтеносности (ВНК на а.о. – 2571 м) размеры залежи составляют 8,5 х 5,0 км при высоте 22 м. Площадь залежи – 3584,8 га. 

В структурном плане границы  залежи совпадают с площадью залежи в нижнем пласте БС₁₁ и разделены глинистой перемычкой 20 м. Пласт характеризуется высокой степенью геологической неоднородности: коэффициентом расчлененности 3,9  и песчанистостью – 0,56. Нефтенасыщенная толщина в пределах залежи изменяется от 0,6 м до 12,6 м при средней 3,8м, среднее значение пористости 18,0 %, а гидродинамической проницаемости  21 мД, параметр нефтенасыщенности  0,57 - 0,58.  Нефти залежи БС₁₀² имеют среднее качество: плотность - 0,852 г/см³, вязкость - 11,33 мм²/с при содержании серы – 0,38, парафина – 3,14 %, смол силикагелевых – 5,41%,  асфальтенов - 1,35 %. Пластовые нефти имеют плотность – 0,755 г/см³, объемный коэффициент – 1,179, газосодержание – 79,3 м³/сут, давление насыщения – 12,9 МПа, вязкость– 0,94 мПа*сек. Доля запасов нефти составляет  26,8%.

Залежь в пласте БС₁₁ является базовой, открыта в 1985 году и установлена по результатам испытания разведочных скважин №№ 300, 301 и 314. Является неполнопластовой, массивной залежью нефти с уровнем ВНК на а.о. - 2611м. В пределах контура нефтеносности залежь вытянута в субмеридиональном румбе и имеет размеры по длине 9 км при ширине до 5 км, высота – 23 м. Площадь нефтеносности составляет 4095,6 га. Содержит основную долю запасов нефти на месторождении - 59%. Геологическая неоднородность пласта охарактеризована коэффициентами расчлененности 10,9  и песчанистости – 0,67. Нефтенасыщенные толщины изменяются  от 3,8 м до 16,6 м при среднем значении 7,1 м. Коллекторы имеют пористость 19,0 %, коэффициент проницаемости – 0,034 Д, нефтенасыщенность -57 %.  Нефти имеют плотность – 0,859 г/см³, кинематическую вязкость 13,2 мм²/с с содержанием  серы – 0,46 %, парафина – 3,1 %, смол силикагелевых – 4,2%, асфальтенов – 2,2 %. В пластовых условиях плотность нефти – 789 кг/м³, объемный коэффициент – 1,165, газосодержание – 68,1 м³/т при давлении насыщения – 10,4 МПа.

По плотности, выходу легких фракций и парафиносодержанию нефти продуктивных пластов  Северо-Янгтинского месторождения относятся к типу средних, по массовой доле серы – малосернистые. В таблице 1 приведены основные геолого-физические параметры продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения.

Месторождение введено в  эксплуатацию со следующими основными  положениями: -  выделены два эксплуатационных объекта (пласты БС₁₀², БС₁₁) с первоочередным разбуриванием нижнего объекта и доизучением верхнего; - система разработки с бурением горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных скважин; - поддержание пластовой энергии с формированием приконтурного заводнения на объекте БС₁₁ и площадного по  БС₁₀²; - система размещения скважин – неравномерная с расстоянием от 1000 до 1200 м; - фонд скважин по основному объекту БС₁₁ – 31, в т.ч. добывающих – 20, (из них 5 – горизонтальных), нагнетательных – 11;  В настоящее время пробурено 22 скважины (73% основного проектного фонда - рис. 3) 
 

                                                                       

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3. Схема расположения скважин на южном куполе Северо-Янгтинского месторождения 

Основная доля накопленной  добычи нефти (80,4 %) приходится на основной объект разработки БС₁₁ и лишь 19,6 % приходится на объект БС₁₀². При отборе от НИЗ – 16,3%  обводненность достигает 51,4 %, текущий КИН – 0,052 при накопленном ВНФ – 0,70 доли ед.

Накопленная добыча нефти  по объекту БС₁₁ – 1252,4 тыс. т, а на 1 пребывавшую в эксплуатации скважину составила – 78,2 тыс. т, т.к. большинство (9) добывающих скважин многодебитные, с горизонтальным окончанием стволов. Накопленный  ВНФ по объекту БС₁₁ составляет 0,71 доли ед. При отборе 16,3 % от НИЗ текущая  обводненность добываемой продукции – 58,6 %, т.е. в 3,6 раза превышает степень использования НИЗ. Текущий КИН – 0,053 %.