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

 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

3.1 Принцип разработки месторождения

 

 

Первым технологическим документом по Западно-Сургутскому месторождению была  "Технологическая схема разработки пластов БC1 и БС2-3", составленная в 1966 году. К этому времени на месторождении было пробурено 20 скважин, пробная эксплуатация разведочных скважин начата в 1965 году (таблица 3.1).

В принятом варианте разработки — из рассмотренных 10 вариантов предусматривалась одновременно-раздельная эксплуатация 2-х или 3-х пластов с оснащением скважин соответствующим оборудованием. Кроме проектируемых объектов рекомендовалось вскрытие залежи пласта БС10, имеющего низкую степень разведанности, а часть скважин должна была вскрывать пласт БС4 совместно с БС1+БС2-3. Весь фонд скважин делился по группам, которые вскрывали пласты БС1+БС 2-3, БC1+БC10, БС1+БС2-3+БС10, БС2-3+БС10

Кроме того, предусматривалось:

• применение внутриконтурного (с двумя линиями разрезания) и законтурного заводнения;
• использование 5- и 3-рядных систем разработки при плотности сетки 49 га/скв;
• максимальная добыча нефти 3,5млн т/год;
• фонд скважин 286, в том числе 134 добывающих, 52 нагнетательных и 100 резервных.

 

В 1969 году была рассмотрена «Технологическая схема разработки залежи пласта БC10». Был принят вариант, основные принципиальные решения которого соответствовали решениям предыдущего проектного документа: разработка всех пластов одной сеткой скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации. Уточнены некоторые .позиции разработки - всего месторождения:

• раздельная перфорация пласта БC10 в 20% фонда;
• отказ от законтурного и переход к внутриконтурному заводнению;
• поперечное разрезание залежей с расстоянием между скважинами в разрезающем ряду500м;
• фонд скважин 348 ( в том числе 174 добывающих, 74 нагнетательных и 100 резервных);
• максимальная добыча нефти 4,95 млн т/год.

В течение 1972-1975 годов фактическая годовая добыча нефти превысила проектное значение (4,95 млн. т) и достигла 5,4 млн. т за счет бурения дополнительных добывающих скважин размещенных внутри расширенного контура нефтеносности. Кроме того, эксплуатация оборудования для одновременно-раздельной добычи показала его низкую надежность и неэффективность. Поэтому в 1977 году было принято решение о разделении объекта разработки БC1-3+10  на три.

В 1978 году был составлен "Проект разработки Западно-Сургутского месторождения", утвержденный вариант которого предусматривал:

• разукрупнение эксплуатационных объектов путем бурения самостоятельных скважин и организации системы заводнения на каждый пласт;
• дальнейшее развитие, системы воздействия по пластам. BC1 ,БС2-3 при 3-х рядном (600x600 м) и 5-ти рядном (700x700 м) размещении скважин путем организации очагового и приконтурного заводнения;
• разработку пластов БС10 и БС11 совместной сеткой скважин при площадной системе заводнения по сетке 350x700 м на разбуренных участках и по 9-точечной схеме 500x500 м на вновь вводимых участках;

•  увеличение проектного фонда скважин до 1356 (824 добывающих, 379 нагнетательных, 126 резервных, 27 водозаборных и поглощающих)

Совершенствование системы разработки предусматривало в первую очередь уплотнение существующей сетки скважин. Схема трансформации системы на примере объекта БС10 приведена на рисунке 3.1

 

Таблица 3.1

Технологические показатели разработки Западно-Сургутского месторождения

Показатели	Проектные документы
	Технологическая схема	Технологическая схема	Проект разработки	Анализ разработки	Проект разработки
Организация- проектировщик	Гипротюмень-нефтегаз	Гипротюмень-нефтегаз	СибНИИНП	СибНИИНП	СургутНИПИ нефть
Кем принят, дата утверждения	ЦКР МНП, Апр. 1966 г.	ЦКР МНП, Апр. 1969 г.	ЦКР МНП, Май 1978 г.	ЦКР МНП, Ноябрь 1982г.	ЦКР МНП, Ноябрь 1991г.
Выделяемые объекты разработки	БС1, БС2-3	БС10, уточнение БС1 и БС2-3	БС1, БС2-3, БС10-11	БС1, БС2-3, БС10-11	АС9, БС1, БС2-3, БС4,  БС10, БС11, ЮС2
Число скважин	286	348	1356	1547	2920
В том числе: добывающих нагнетательных резервных	134 52 100	174 74 100	824 379 126	1044 382 115	1799 616 400
Система размещения скважин	Пятирядная	Трех-, пяти- рядная	Трех-, пяти- рядная, 9-точечная,очаги	Трех-, пяти- рядная, 9-точечная,очаги	Трех-, пяти- рядная, 9-точечная,очаги
Закачка воды	Внутри- и законтурная	Внутри- и законтурная	Внутри- и законтурная	Внутри- и законтурная	Внутри- и законтурная
Сетка скважин,м	700x700	700x700	700x700 – 500x500	Комбиниро-ванная	Комбиниро-ванная
Плотность сетки,га/скв	49	49	25,7	22,2	13,1
Удельные извлекаемые запасы,тыс.т: На 1 доб.скв. На 1 скв. Общего фонда	841   394	674   337	221   134	174   118	95   61
Максимальный проектный отбор нефти, млн т/год	3,5	4,95	5,4	5,7	6,17

 

 

Продолжение таблицы 3.1
Темп отбора,% НИЗ	4,4	4,4	3,11	3,1		3,4
Весь срок службы, годы	30	-	70	-		68
Давление нагнетания( на устье),МПа	10-12	10-13	9,5-14,5	9,5-14,5		12,5-15-17,5
Способ эксплуатации	Механизированный
Забойное давление доб.скв.,МПа	-	-	15,5-18	15,5-18	17-19,1
Дебит скв. По жидкости,т/сут	69	80	85	85	33
Приемистость нагнетат.скв,м3/сут	300	302	350	350	110
Проектный коэффициент нефтеотдачи, доли ед.	Не оценивался		0,434	0,434	0,441

В процессе реализации этого документа возникла необходимость уточнения технологических показателей разработки, что и было сделано в "Анализе разработки" , который являлся действующим документом с 1981 г. по 1991 г. В нем  был уточнен максимальный уровень добычи нефти (5,7 млн .т), увеличен фонд скважин до 1547 (1044 добывающих, 382 нагнетательных, 116 резервных и 6 контрольных).

В 1984 и 1985 году были составлены проекты опытно-промышленной эксплуатации вновь установленных залежей в пластах АС9 и ЮС2.

К 1991 году все основные положения последнего документа были реализованы и составлен "Проект разработки " действующий до настоящего времени.

Утвержденный вариант характеризуется следующими технико-экономическими показателями.

Уровнень добычи нефти, млн. т:

в 1992 г    3,53

в 1995 г    3,17

Проектный уровень:

добычи жидкости, млн. т  15,9

закачки воды, млн. м3   19,9  
Выделение эксплуатационных объектов: АС9,БC1, БС2-3, БC4, БС10, БС11,ЮС2.

 

1 — добывающие и  нагнетательные пробуренные; 2 — те же проектные; 3 — уплотняющие; 4, 5 — контуры нефтеносности внешний и внутренний; 6 — зона, замещения коллекторов.

Рисунок 3.1 - Схема размещения уплотняющих скважин объекта БС10.

 

Кроме того, утвержденный проект основывается на следующих принципиальных положениях:

• дальнейшее совершенствование  реализуемых систем разработки по основным объектам БC1, БС2-3, БС10 путем оптимизации плотности сетки скважин и вовлечения в разработку недренируемых запасов, разукрупнения объекта БС10-11, применения нестационарного заводнения;
• по объекту БC1 — блоковые 3- и 5-рядные системы в сочетании с очаговым заводнением (проектные сетки 600x600 м и 700 х 700 м);
• по объекту БС2_3 — блоковая 5-рядная система в сочетании с законтурным заводнением (проектная сетка 500x500 м);

• по объекту БС10 — сочетание площадной 9-точечной системы (сетка 500x500 м), блоковой 3-рядной (сетка 600x600 м) и 5-рядной систем (сетка 700x700 м) с выделением пласта БC11 в самостоятельный объект;
• разработка небольших залежей пластов АС9, БС4 и ЮС2 существующим фондом скважин, а также  за счет возврата высокообводненных скважин нижележащих объектов (для пластов АС9 и БС4), с применением очагового (площадного) заводнения;
• бурение 1484 скважин дополнительно, в том числе 760 добывающих, 220 нагнетательных, 400 резервных, 100 дублеров и 4 контрольных при общем проектном фонде 2920 скважин;
• давление на устье нагнетательных скважин для объектов AC9, БС4, БС1,      БС2-3,БС10 — 12,5 МПа; для объекта БС11 и северо-западного участка объекта БС10 - 15 МПа; для объекта ЮС2 — 17,5 МПа;
• испытание на опытных участках новых технологий: водогазового воздействия по объектам БС10, БС11, БС2-3 и закачки серной кислоты в скважины объекта БС10;
• механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН,ШГН).

 

 

3.2 Текущее состояние  разработки месторождения и фонда скважин

 

 

По состоянию на 1.01.2006 года на месторождении пробурено 1210 добывающих, 330 нагнетательных.

Наряду с бурением в ходе эксплуатации широко применялся перевод скважин с объекта на объект, в результате чего фонд скважин, перебывавших в работе на объекты, равен или выше проектного, за исключением объекта БС10.

Особенностью Западно-Сургутского месторождения является поэтапное развитие системы разработки:

• выделение одного многопластового объекта; 
• бурение самостоятельных сеток скважин;
• усиление систем воздействия и первый этап уплотнения;
• второй этап уплотнения сетки скважин.

Максимальный отбор нефти, полученный после разбуривания основного фонда, в 1973 году составил 5413 тыс.т/год. Уплотнение сетки скважин и усиление систем воздействия по объектам позволило довести отбор нефти в 1984 году до 6176 тыс.т и на уровне 6 млн.т удерживать в течение 1983-1985 гг.

Второй этап уплотнения проводился в 1993-1997 гг. и позволил несколько замедлить темпы роста обводненности и снижения уровней добычи нефти.

Довольно близки средние дебиты скважин и обводненность добываемой продукции. Однако дебиты новых скважин в период 1993-1996 гг. ниже проектных, что свидетельствует о значительной степени выработки запасов в зонах их бурения,

Эффективность бурения уплотняющих скважин с ростом степени выработки запасов снижается, о чем свидетельствует динамика дебитов новых скважин.

С начала разработки по месторождению отобрано 153147 тыс.т нефти, что составляет 33.5% от уточненных балансовых запасов C1, от вовлеченных (390334 тыс.т) отобрано 34.5%.

В 2003 году добыто 3479 тыс.т нефти при обводненности продукции 83,6%.

В период 1971 - 1975 гг. основную добычу обеспечивали объекты БC1 и  БС2-3, к 2001 году эти объекты вступили в заключительную стадию разработки. По ним уже отобрано 88-90% НИЗ.

Практически выработаны запасы пластов АС9 и БС4, основной объем остаточных запасов нефти приурочен к объектам БС10-11, добыча по которым в 2003 году составила 48% от общей по месторождению.

Сравнение проектных и фактических показателей приведены в таблице 3.2

Объект БС1. Залежь разделена на 5 блоков, блоки  1-4 с сеткой скважин

700х700м, и блоки 5-6 с сеткой скважин 600x600 м. Расстояние от линии нагнетания  до первого ряда в центральных  блоках 1000 м, в северных и южных - 700 м. Осуществлялось внутриконтурное заводнение в сочетании с приконтурным и очаговым.