Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

Цель данного дипломного проекта состоит в том, чтобы проанализировать эффективность системы разработки с боковыми стволами и доказать положительное влияние бурения скважин с боковыми стволами на конечный коэффициент извлечения нефти на Западно-Сургутском месторождении.

Западно-Сургутское месторождение находится на балансе НГДУ «Сургутнефть» – самого старого в среднем Приобье. 4 месторождения из 6-ти, имеющихся на балансе НГДУ, находятся в поздней стадии эксплуатации, средний возраст скважин 25 лет, основные запасы углеводородного сырья уже отобраны.

Сейчас технология зарезки боковых стволов на Западно-Сургутском месторождении становится особенно актуальной в связи с естественным снижения дебита нефти скважин, растущей обводненностью продукции и увеличения числа аварийных скважин.

Технология строительства скважин с зарезкой одного, двух, трех боковых стволов широко и успешно применяется на Западе, в частности в Канаде. Изучение западного опыта во многом способствовало успешной адаптации технологии зарезки боковых стволов на сургутских месторождениях.

Работы по зарезке боковых стволов начаты в ОАО «Сургутнефтегаз» еще в 1989 году.  Первый боковой ствол был зарезан из скважине №495 в пласт БС2 Быстринского месторождения. На Западно-Сургутском месторождении широко внедряться этот метод стал пять лет назад.

Бурение боковых стволов из эксплуатационных колон позволяет не только реанимировать старые скважины и даже целые залежи, но и формировать наиболее  рациональные  схемы разработки. Зарезка боковых стволов является одной из самых эффективных технологий повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, которая, позволяет добиться снижения темпов естественного падения добычи нефти на старых месторождениях и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов.

Рассмотрению данной теме и посвящена специальная часть этого дипломного проекта.

В связи с тем, что проект составлен на основании некоторых документов имеющих гриф «Для служебного пользования» и во избежание рассекречивания информации некоторые приведенные значения имеют условный характер.

 

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

1.1 Характеристика района работ

 

 

Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области.

Сургутский район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению реки Оби. Обь - основная водная артерия района. Ее течение медленное (0,3 – 0,5м/с). Река судоходная в течение всей навигации. Гидрографическая часть представлена рекой Черной, правым притоком реки Обь. В южной части площади протекает река Калинка. В северной части площади - большое количество болот и озер, дальше на север – площадь болот увеличивается и переходит в сплошные озера, наиболее крупные из которых – озера Тойле-Лор, Чукпыш-Лор.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.

Климат района резко – континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Среднегодовая температура колеблется от - 32.0С до + 26°С, средняя температура января - 26°С, в июле +16°С. Количество осадков достигает 400мм в год. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Зимой толщина снегового покрова на болотах достигает 0,5-1м, в лесных массивах 1,5-2м. Промерзлость грунта 1-1,5м. Толщина льда на больших реках 40-80см.

 

 

 

Район слабонаселен. Плотность населения менее одного человека на 1 кв. км.

Коренные жители – ханты и манси, занимаются охотой, рыбной ловлей, оленеводством. Основная масса населения русские, украинцы, татары заняты в основном в нефтяной промышленности.

Наиболее крупным населенным пунктом является г. Сургут. В городе располагается порт Иртышского пароходства, аэропорт, железнодорожный вокзал.

Дорожная сеть района из-за сильной заболоченности развита слабо. Построены дороги от г. Сургута до г. Нижневартовска и г. Нефтеюганска, а также до Западно-Сургутского месторождения, железная дорога Тюмень – Сургут – Нижневартовск – Уренгой.

Источником водоснабжения населения, проживающего в районе месторождения, служит р. Обь и ее притоки. Однако воды ее загрязнены и требуют дополнительной очистки. Для питьевых целей используют подземные воды верхнего гидрогеологического этажа, куда входит четвертичный, алтымско-новомихайловский и Тавдинский водоносные горизонты.

      В г. Сургуте построена крупнейшая ГРЭС, которая снабжает электроэнергией  населенные пункты и предприятия.

     На рис. 1.1.представлена обзорная карта района работ.

 

 

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ

1.2 История освоения месторождения

 

 

 Западно-Сургутское  месторождение открыто в 1962 году. Месторождение введено в разработку  в 1965 году и в 1968 году после  завершения строительства нефтепровода начата его круглогодичная эксплуатация.

Поисково-разведочные работы начались в 1962 году и проводились Тюменским Геологическим Управлением. Они продолжались до 1964 году и за это время была подтверждена нефтегазоносность пластов БС1 и БС2-3 и выявлена залежь нефти в пласте БС10. С 1964г. разведочные работы  производились в процессе эксплуатационного бурения. В результате работ уточнились структурные планы продуктивных горизонтов и модели залежей, были выявлены новые залежи нефти, детализированы коллекторские свойства пластов, технологические показатели разработки.

Первая технологическая схема разработки была составлена институтом Гипротюменнефтегаз в 1966 году для залежей пластов БС1 и БС2+3 .В основу разработки была положена пятирядная система расположения скважин по сетке 700x700 метров с применением внутриконтурного и законтурного заводнения.

В 1968 году была составлена технологическая схема разработки пласта БС10, имеющего сложное геологическое строение. Для практического осуществления разработки пласта БС10 рекомендован комбинированный вариант разработки залежи с сеткой скважин 700х700 м с максимальным уровнем добычи нефти 1 млн. 450 тыс.т. в год. На втором этапе разработки рекомендовалось применение бескомпрессорного газлифта, где источником газа высокого давления являлась бы газовая залежь Быстринского месторождения, а потребителем отработанного газа станет Сургутская ГРЭС.

Разработку залежи горизонта БС10 рекомендуется осуществлять путем внутриконтурного заводнения. Эксплуатацию горизонта БС10 проводить как совместно-раздельными, так и раздельными способами. На северном и центральном участках, где в разрезе месторождения установлено до трех продуктивных пластов, планируется раздельная закачка воды в горизонт БС10 путем создания самостоятельных линий нагнетания. На южном участке, где нефтеносными являются только два пласта, предусматривается совместно-раздельная закачка.

В ранее составленную технологическую схему разработки пластов БС1 и БС2+3 были внесены следующие изменения:

• отказ от законтурного и переход к внутриконтурному заводнению;
• дополнительное разрезание северного и южного участков и переход в этих районах к трехрядной системе разработки;
• разработка пластов БС1 БС2+3 и БС10 одной сеткой скважин в количестве 156 эксплуатационных, 74 нагнетательных и 100 резервных.

В процессе разбуривания и разработки месторождения были выявлены основные закономерности строения пластов, уточнились границы залежей и наметились особенности разработки месторождения. По результатам бурения эксплуатационных и разведочных скважин в 1980 году за счет расширения площади нефтеносности пласта БС10 Главтюменнефтегазом утверждено дополнительно к техсхемам бурение 196 эксплуатационных и 79 нагнетательных скважин, для улучшения состояния разработки - 88 скважин резервного фонда.

Начиная с 1978г. геологоразведочные работы были направлены на изучение нефтеносности юрских отложений (пластов ЮС0, ЮС1, ЮС2), пластов ачимовской толщи, результаты которых показали нефтеносность этих отложений и наличие в них залежей нефти.

В 1978-1981 годах месторождение разрабатывалось на основании «Проекта разработки Западно-Сургутского месторождения», составленного институтом Гипротюменнефтегаз (СибНИИНП) в 1978 году. Основные положения проекта:

• разукрупнение эксплуатационных объектов путем бурения самостоятельных скважин и организации системы заводнения на каждый пласт;

• дальнейшее развитие системы воздействия по пластам БС1 и БС2+3 при трехрядном (600x600) и пятирядном (700x700) размещении скважин путем организации очагового и приконтурного заводнения;
• разработка пластов БС10 и БС11 совместной сеткой скважин при площадной системе заводнения на разбуренных участках по сетке 350х700м, на вновь вводимых - по девятиточечной площадной системе 500х500м;
• бурение в целом по месторождению 926 скважин, в том числе, 560 добывающих, 240 нагнетательных и 126 разведочных;
• способ эксплуатации механизированный - ЭЦН и ШСН.

В процессе дальнейшего разбуривания месторождения были выявлены новые залежи в пластах АС9, ЮС1 ЮС2, а также значительно уточнено геологическое строение отдельных залежей.

В 1982 году в СибНИИНП был утвержден «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения», в котором были уточнены технологические показатели разработки месторождения до 2000 года, максимальный уровень добычи нефти утвержден в объеме 5,7 млн.т., закачка воды - 18,4 млн.м 3. Общий фонд проектных скважин составляет 1514, в том числе, добывающих -1102, нагнетательных-412.

В 1991 году институтом «СургутНИПИнефть» был составлен проект разработки, основные положения которого следующие:

• бурение уплотняющих скважин по всем пластам в количестве 1484 скважин, в том числе, добывающих - 700, нагнетательных - 220, контрольных - 4, резервных - 400, дублеров - 100;
• выделение 7 эксплуатационных объектов - АС9, БС1, БС2-3, БС 4, БС10, БС11, ЮС2;

• совершенствование  реализуемых систем  разработки  по объектам  БС1, БС2-3, БС10-11 путем оптимизации плотности сетки скважин, вовлечения в разработку недренируемых  запасов,   разукрупнения   объектов   БС10-11, применения нестационарного заводнения. Ввиду  низкого  дебита   новых  скважин   по  согласованию  с  институтом «СургутНИПИнефть» отменено бурение 489 скважин, в т.ч. 345 добывающих и 144 нагнетательных.

Для  улучшения  текущего состояния  разработки предусматриваются следующие мероприятия:

• совершенствование системы разработки путем бурения новых скважин и боковых стволов из старых скважин;
• оптимизация системы ППД за счет перевода под закачку нагнетательных скважин, находящихся в отработке на нефть, ограничение закачки воды в скважины с большой приемистостью, увеличение давления нагнетания на севере месторождения, широкое применение методов выравнивания профиля приемистости:
• внедрение  более  точных  средств  учета  на  скважинах с  низкой приемистостью для пересчета компенсации отбора жидкости по объектам разработки.

  Подсчет и пересчет запасов с утверждением Государственной Комиссией по Запасам (ГКЗ) производился неоднократно  Тюменским Геологическим Управлением; затем Главтюменьгеологией, в 1964 г. по залежам пластов БС1, БС2-3, БС10, в 1966 г. – БС1 и БС2-3; СибНИИНП в 1978 г. – БС1, БС2-3, БС10, БС11.

Запасы нефти по последнему подсчету утверждены ГКЗ в следующих количествах: по категории АБС1 – 419364 и С2 – 4816тыс. т. (балансовые), и, соответственно, 182052 и 2315тыс. т. (извлекаемые).

Максимальный уровень добычи нефти (6176 тыс. т. ) был достигнут в 1984 году. В 1986 году началось снижение добычи нефти, продолжавшееся до 1998 года. В 1999 – 2000 годах падение добычи нефти удалось стабилизировать на уровне 2900 тыс.т. В 2001 году получен прирост добычи нефти к уровню 2000 года 128,6 тыс. т. По переходящим скважинам получен прирост 85,2 тыс. т.  достигнутый за счет перевыполнения мероприятий по добыче нефти, вывода из контрольно-пьезометрического фонда и консервации в количестве 20 скважин и внедрения новых технологий добычи нефти, таких как бурение вторых стволов, акустическое воздействие на пласт. В 2003 году добыча нефти на месторождении составила 3479 тыс. т, что на 12956 тыс. т. больше запроектированного. Добыча нефти из новых скважин составила 41,5 тыс. т. Основная добыча приходится на пласты группы БС (96,7%). Средний дебит действующей скважины по нефти составил 8,2 т/сут, что выше проектного на 4,0 т/сут.

Сначала разработки по месторождению добыто 153147 тыс. т. нефти или 81,3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при проектном уровне 84,3%.

Общий фонд скважин на 01.01.2006 года составил 2207 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 01.01.2004 составил 1210 при проектном 1430, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составил 330 при проектном 477.

Среднегодовая обводненность продукции 83,6 %, что ниже проектной на 2,7%.

Текущее пластовое давление по состоянию на 01.01.2004 год составило:

по пласту АС9 – 178 атм, при первоначальном 190 атм;

по пласту БС1 – 202,9 атм, при первоначальном 210 атм;

по пласту БС2-3 – 200,7 атм, при первоначальном 210 атм;

по пласту БС4 – 82,6 атм, при первоначальном 210 атм;

по пласту БС10 – 229,7 атм, при первоначальном 232 атм;

по пласту БС11 – 231,6 атм, при первоначальном 232 атм;

по пласту ЮС1 – 264,5 атм, при превоначальном 286 атм;

по пласту ЮС2 – 278,6 атм, при первоначальном 286 атм.

За всю историю разработки Западно-Сургутского месторождения было составлено четыре технологических документа, согласно которых производилась разработка месторождения:

1966 год – «Технологическая схема  разработки пластов БС1, БС2-3»;