МСС. М. Т. Нухаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
 Скачать 2.59 Mb.
|
|
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста. Ниже рассмотрены основные свиты, слагающие месторождение. Меловая система (нижний мел - K 1 ) Нижнехетская свита (K 1 nch). Отложения свиты залегают согласно на отложениях верхней юры. Свита, представлена преимущественно алевролитами и аргиллитами, неравномерно известковистыми. Песчаные и алеврито-песчаные разности имеют подчиненное значение. Порода серого и зеленовато-серого цвета с тонкими прослоями обугленного растительного детрита, встречается глауконит и пирит. Для отложений характерны сложные виды косой слоистости, обусловленной совместным воздействием волн и течений, встречаются деформационные текстуры, окатыши глин, обилие фауны различной сохранности, биотурбация незначительная, в основном ходы обитания. Возраст свиты берриас - ранний валанжин. К отложениям свиты толщиной 454 м приурочены продуктивные пласты Нх-I, Нх-III-IV. Суходудинская свита (K 1 sd) согласно залегает на отложениях нижнехетской свиты, представлена переслаиванием песчаников с глинисто- алевритовыми породами. К отложениям свиты приурочен продуктивный пласт Сд-IX. Толщина свиты в скважине СВн-1 достигает 601 м. Яковлевская свита (K 1 jak) согласно залегает на отложениях малохетской свиты. Представлена отложениями надводных дельтовых равнин - аргиллитоподобными глинами, углистыми рассланцованными аргиллитами, алевролитами, слаболитифицированными песчаниками, содержащими прослои углей, известковых и сидеритовых песчаников, известняков, гальку кремнистых и магматических пород. С отложениями свиты связаны продуктивные пласты Як-I, Як-III-VII. Толщина яковлевской свиты изменяется от 561 м (скважина СВн-1) до 652 м (скважина Вн-8). Меловая система (нижний-верхний отделы - K 1-2 ) Долганская свита (K 1-2 dl) согласно залегает на отложениях яковлевской толщи. Представлена серыми и зеленовато-серыми песчаниками и песками, с прослоями буровато-серых алевролитов и аргиллитов, с включением растительных остатков. Толщина свиты составляет 233-271 м [13]. 1.2.2 Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов Ванкорское месторождение является многопластовым: в отложениях мелового возраста выявлено семь продуктивных пластов, содержащих семь залежей. Из них залежь Дл-I-III - газовая, залежи в пластах яковлевской свиты 10 (Як-I, Як-II, Як-III-VII) газонефтяные; в средней части разреза установлены две чисто нефтяные залежи в пластах Сд-IX и Нх-I суходудинской и нижнехетской свит соответственно, в низах мелового разреза расположена нефтегазоконденсатная залежь пласта Нх-III-IV нижнехетской свиты. Залежь пласта Дл-I-III газовая, пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежи пласта Як-I контролируются северным и южным куполами. Залежь северного купола - нефтегазовая (на балансе 2011 года фигурировала как газовая). Сложена алевропесчаниками и алевролитами. Залежь южного купола – газовая, пластовая, ограничена зонами глинизации. Залежь пласта Як-II согласно данным ГИС нефтегазовая, пластовая, сводовая, продуктивна только в южной части месторождения, в северной части месторождения пласт Як-II, по данным бурения эксплуатационных скважин, глинизируется. В восточной и западной частях залежь южного купола ограничена зонами глинизации. Залежь пласта Як-III-VII газонефтяная, массивная, сводовая. Залежь пласта Сд-IX нефтяная, массивная, сводовая. Залежь пласта Нх-I нефтяная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Характерной геологической особенностью данного пласта является наличие зоны глинизации (замещения) пласта в северо-восточной части месторождения, в районе скважины СВн-2. Залежь Нх-III-IV нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая. Характерной геологической особенностью данного пласта является наличие пропластка с улучшенной проницаемостью (суперколлектора) [13]. Сведения об основных геолого-геофизических характеристиках продуктивных пластов даны в таблице 1. Таблица 1 – Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов Параметры Объекты Дл-I-III Як-I Як-II Як-III- VII Сд-IX Нх-I Нх-III-IV Средняя глубина залегания (абсолютная отметка), м -1030 -1650 -2400 -2670 -2750 Тип залежи Пластовый, сводовый, литологически- экранированный Массивный, сводовый Пластовый, сводовый, литологически ограниченный Пластовый, сводовый 11 Окончание таблицы 1 Параметры Объекты Дл-I-III Як-I Як-II Як-III- VII Сд-IX Нх-I Нх-III- IV Тип коллектора терригенный, поровый Площадь нефтегазонос- ности, тыс.м 2 208730 34620* 72466* 274966 17996 329455 290305 Средняя общая толщина пласта, м 44,5 12 6 94 36 54,9 72,8 Средняя газонасыщен- ная толщина, м 12,2 3,8 2,6 9 - - 14.5 Средняя эффективная нефтенасыщен- ная толщина, м - 2,3 3,8 17,3 5,3 7,3 17,4 Абсолютная отметка ГНК/ГВК, м -976 - 1579,9/ -1585 -1596,9 -1600; -1616 - - -2716 Абсолютная отметка ВНК, м - от - 1581,6 до - 1688,9 от - 1607,9 до - 1635,6 от - 1632,1 до - 1657,5 -2378,8 от - 2646,0 до - 2672,2 от - 2748,2 до - 2766,27 * Итоговая площадь нефте- и газоносных частей залежи 1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Общая физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 2. Таблица 2 – Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Параметры Объекты Дл-I-III Як-I Як-II Як-III-VII Сд-IX Нх-I Нх-III-IV Коэффициент пористости, доли ед. 0,28 0,27 0,27 0,27 0,2 0,20 0,21 Коэффициент нефтенасыщен- ности пласта, доли ед. - 0,44 0,54 0,61 0,60 0,49 0,54 Проницаемость, 10 -3 мкм 2 476 528,5 167 30,17 175,31 12 Окончание таблицы 2 Параметры Объекты Дл-I-III Як-I Як-II Як-III-VII Сд-IX Нх-I Нх-III- IV Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой, доли ед. - - 0,528 0,494 0,436 0,518 Коэффициент ост. водонасыщенности (вытеснение водой), доли ед. - - - 0,224 0,344 0,311 0,275 Коэффициент ост. нефтенасыщенности (вытеснение водой), доли ед. - - - 0,306 0,283 0,304 0,292 Коэффициент вытеснения нефти газом, доли ед. - - - 0,425 0,348 0,323 0,359 Коэффициент ост. нефтенасыщенности (вытеснение газом), доли ед. - - - 0,449 0,434 0,483 0,510 Глинистость, % - - - 15 - 21,3 17,4 Карбонатность, % - - - - - 9,3 7,6 1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и конденсата Сравнительная характеристика основных физико-химических показателей нефти, газа, воды и конденсата Ванкорского месторождения представлена в таблицах 3 и 4. 13 Таблица 3 – Сравнительная характеристика основных физико-химических показателей нефти Ванкорского месторождения Параметры Объекты Дл-I-III Як-I Як-II Як-III- VII Сд-IX Нх-I Нх-III- IV Начальное пластовое давление (на ГНК, ГВК), МПа 9,6 15,7 15,9 15,9 23,5 25,4 27,1 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с - 23,23 - 8,7 1 0,57 0,75 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 - 0,864 - 0,8511 0,776 0,724 0,712 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3 - 0,912 0,902 0,902 0,867 0,823 0,845 Объемный коэффициент нефти, доли ед. - 1,12 1,12 1,12 1,377 1,422 1,458 Давление насыщения нефти газом, МПа - 15,7 15,8 15,9 23,5 25,4 27,1 Газовый фактор, м 3 /т - 60,2 60,2 60,5 177,4 202,3 211,0 Сжимаемость, 1/МПа × 10 -4 - 9,13 9,13 12,3 14,21 16,79 Таблица 4 – Сравнительная характеристика основных физико-химических показателей газа, воды и конденсата Флюиды и их характеристики Дл I-III Як III-VII Нх-I Нх-III-IV Газ содержание метана, % 91,1 93,7 83,9 82,8 плотность, кг/м 3 0,715 0,726 0,851 0,833 коэффициент сверхсжимаемости, Z 0,842 0,855 0,823 0,845 Вода минерализация, г/л 12,1 16,4 14,8 12,6 плотность в поверхностных условиях, кг/м 3 1007 1009 1008 1007 плотность в пластовых условиях, кг/м 3 1006 1003 991,5 987,5 вязкость в пластовых условиях, мПа*с 1,2 0,85 0,57 0,51 сжимаемость, 1/МПа × 10 -4 4,7 4,3 4,1 4,1 Конденсат плотность дегазированного конденсата, кг/м 3 - - - 719,4 молярная масса, г/моль - - - 107,18 конденсатогазовый фактор, г/м 3 - - - 177,32 14 1.5 Запасы углеводородов Запасы углеводородов Ванкорского месторождения, числящиеся на Государственном балансе, составляют: 1. Нефти (геологические/извлекаемые): по категории ВС 1 – 1 081 416/469 210 тыс.т; по категории С 2 – 53 967/23 944тыс тыс.т. 2. Растворенного газа: ВС 1 – -/55 311 млн.м 3 ; С 2 – -/2 115 млн.м 3 3. Конденсата: ВС 1 - 9 356/6 801 тыс.т. 4. Газа газовой шапки: ВС 1 - 65 296/- млн.м 3 , С 2 - 4 758/- млн.м 3 5. Свободного газа: ВС 1 - 47 191/- млн.м 3 , С 2 - 423/- млн.м 3 [13]. Данные по запасам нефти, газа и конденсата, числящиеся на государственном балансе РФ по категориям ABC 1 C 2 на 01.01.2013 приведены в таблице 5. Таблица 5 – Запасы нефти, газа и конденсата, числящиеся на государственном балансе РФ по категориям ABC 1 C 2 на 01.01.2013 Категория Начальные запасы нефти, тыс.т Начальные запасы конденсата, тыс.т Начальные запасы газа (раст.+ свобод.+ ГШ), млн.м 3 геологи- ческие извлекае- мые КИН КИН текущий геологи- ческие извлекае- мые КИК КИК текущий извлекае- мые Дл I-III - - - - - - - - 47191 Як I 4070 1880 0,462 0 - - - - 3043 Як II 9274 4284 0,462 0 - - - - 4384 Як III-VII 649880 300245 0,462 0,053 - - - - 32188 Сд-IX 7141 2307 0,323 0 - - - - 410 Нх-I 134070 49742 0,371 0,024 - - - - 10063 Нх-III-IV 330948 134696 0,407 0,040 9356 6801 0,727 0,041 77815 Итого по месторож- дению 1135383 493154 0,434 0,046 9356 6801 0,727 0,041 127480 15 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Текущее состояние разработки месторождения Основные эксплуатационные объекты добывающие нефть - Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-VII, газ - Дл-I-III. По состоянию на 01.01.2013 г. на Ванкорском месторождении пробурено 206 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 124 скважины на объект Як-III-VII, 55 скважин на Нх-III-IV, 27 скважин – на Нх-I, 12 газовых – Дл-I-III, 125 – нагнетательных (48–Як-III-VII, 49–Нх-III-IV, 28 - Нх-I) и 72 водозаборных. Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин – 71% [13]. Основные показатели состояния разработки месторождения приведены в таблице 6. Таблица 6 – Основные показатели состояния разработки месторождения Показатели 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. Всего на 01.01.2013 Добыча нефти проект, тыс.т. 3388 13505 14529 17941 49363 факт, тыс.т. 3640 12700 14856 18311 49280 отклонение, % +7,4 -6 +2,3 +2,1 -0,2 Добыча жидкости проект, тыс.т. 3606,8 14864,6 16573 21017,8 56062,2 факт, тыс.т. 3852,3 14127 17089 23886,6 58954,9 отклонение, % +6,4 -5 +3,1 +13,6 +5,2 Закачано воды, тыс. м 3 180 5404,2 14889 23428 44359,8 Обводненность, % 5,5 10,1 15,7 23,3 24,3 Текущая компенсация, % 3 20 36 45,2 34 Действующий фонд добывающих скважин, ед. 72 128 177 237 237 Среднесуточный дебит по нефти, т/сут. 403,9 356,2 288 259,1 259,1 Среднесуточный дебит по жидкости, т/сут. 414,0 396,2 332 342,4 342,4 Действующий фонд нагнетательных скважин, ед. 3 28 46 69 69 Средняя приемистость нагнетательной скважины, м 3 /сут 524,8 1105,6 1140 1125,6 1125,6 Добыто фонтаном, тыс.т. 1277 6069 4829 4961 15038 Добыто с ЭЦН, тыс.т. 2363 6631 10027 13113 34242 Динамика основных показателей разработки по месторождению в целом представлена на рисунке 2. 16 Рисунок 2 – Динамика основных показателей разработки Ванкорского месторождения 2.2 Анализ текущего состояния разработки месторождения На Ванкорском месторождении по состоянию на 01.01.13 г. ведётся добыча нефти на трёх объектах разработки: Як-III-VII, Нх-III-IV и Нх-I. Основным (95 %) способом эксплуатации скважин пласта Як-III-VII и Нх-I является ЭЦН, тогда как большинство (69%) скважин пласта Нх-III-IV эксплуатируются фонтанным способом. Исходя из объектов разработки (Як-III-VII, Нх-III-IV и Нх-I), типа скважин (наклонно-направленных и горизонтальных) и их способа эксплуатации (ФОН и ЭЦН), весь фонд добывающих скважин был поделён на 10 групп, однако по причине малочисленности механизированных наклонно- направленных скважин пласта Як 3-7 количество рассматриваемых групп сократилось до 9. Анализ динамики забойного давления проводился помесячно с усреднением значений последних по скважинам каждой группы. Усреднённым значениям забойного давления были также сопоставлены усреднённые показатели разработки, такие как среднесуточный дебит, обводнённость и газовый фактор. Анализ проводился на основе сравнения фактических и проектных показателей с учетом расположения групп скважин в залежах и другой технологической информации. На рисунках 3-5 отображены показатели состояния разработки добывающих горизонтальных и наклонно-направленных скважин пласта Як-III- VII, оборудованных установками ЭЦН, а также скважин, работающих фонтанным способом эксплуатации. 17 Рисунок 3 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Як-III-VII, оборудованных установками ЭЦН Рисунок 4 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Як-III-VII, работающих на фонтане 18 Рисунок 5 – Показатели состояния разработки для наклонно-направленных нагнетательных скважин пласта Як-III-VII, находящихся в отработке на нефть и оборудованных установками ЭЦН На рисунках 6-8 отображены показатели эксплуатации добывающих горизонтальных и наклонно-направленных скважин пласта Нх-III-IV, оборудованных установками ЭЦН, а также скважин, работающих фонтанным способом эксплуатации. Рисунок 6 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Нх-III-IV, работающих на фонтане 19 Рисунок 7 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Нх-III-IV, оборудованных установками ЭЦН Рисунок 8 – Показатели состояния разработки для наклонно-направленных нагнетательных скважин пласта Нх-III-IV, находящихся в отработке на нефть и работающих на фонтане 20 На рисунках 9 и 10 отображены показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Нх-I, оборудованных установками ЭЦН и работающих фонтаном. Рисунок 9 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Нх-I, работающих на фонтане Рисунок 10 – Показатели состояния разработки для добывающих горизонтальных скважин пласта Нх-I, оборудованных установками ЭЦН 21 Анализ показателей состояния разработки добывающих скважин Ванкорского месторождения приведен в таблице 7. Таблица 7 – Анализ показателей состояния разработки добывающих скважин Ванкорского месторождения Пла- сты Груп- пы Забойное давление Пластовое давление Обводнен- ность Дебит нефти Як III- VII гори- зон- таль- ные с ЭЦН В 2011 году соответствовало проектному в течение всего года, с начала 2012 года наметилось его интенсивное снижение, из-за интенсификации притока на ряде скважин Снижение довольно незначительно благодаря активности подошвенных вод и наличию сформированной системы ППД в южной и центральной частях залежи Неконтролиру емый рост с планируемых 17,1% до 27% за счет интенсивного конусо- образования в горизонтальн ых стволах большой протяженност и (1000 м) по причине увеличения депрессии Тенденция снижения до проектного уровня к концу 2012 года несмотря на ввод новых скважин из бурения из-за низкой проектной плотности сетки скважин гори- зон- таль- ные на фон- тане Ниже проектного из-за уменьшения гидростатического давления в НКТ за счёт добычи газа Незначительное снижение Соответствуе т проектному Соответствует проектному наклон но- направ ленные с ЭЦН Снижение ниже проектного из-за интенсификации добычи Незначительное снижение Высокая стар- товая обвод- ненность но- вых скважин Резкое снижение после ввода но- вых скважин из- за их высокой стартовой об- воднённости (сложное геоло- гическое строе- ние северной части залежи) Нх III- IV гори- зон- таль- ные на фон- тане Гораздо ниже про- ектного (резкое снижение пласто- вого давления с се- редины 2011 года и необходимость поддержания за- данных уровней добычи сохране- нием рабочей де- пресии) Приконтурная система завод- нения, облада- ющая невысокой эффективностью . Закачка газа в газовую шапку ещё не началась (неготовность объектов обу- стройства) Низкая Соответствует проектному. Большая часть добывается скважинами, вскрывшими су- перколлектор, низкопродук- тивные толщины пласта Нх-3 практически не вырабатываются 22 Окончание таблицы 7 Пла- сты Груп- пы Забойное давление Пластовое давление Обводнен- ность Дебит нефти Нх III- IV гори- зон- таль- ные с ЭЦН Соответствует про- ектному Незначительное снижение (сква- жины располо- жены в краевой части западного борта залежи, где активно ППД) Высокая (ак- тивность ППД) Низкий (высокая обводненность) наклон но- направ ленные на фон- тане Много меньше проектного (необ- ходимость поддер- жания заданных уровней добычи и резкое снижение пластового давле- ния) Резкое снижение (неготовность системы ППД и высокий газовый фактор) Низкая (хотя расположены на внутрен- нем контуре ВНК в южной и централь- ной частях залежи) Соответствует проектному Нх I гори- зон- таль- ные на фон- тане Много ниже про- ектного (дало воз- можность отсут- ствие газовой шапки) Интенсивное снижение (не- сформированная система ППД в южной части за- лежи) Соответ- ствует про- ектному (очень низ- кая) Высокий (не- смотря на низ- кие ФЕС) гори- зон- таль- ные с ЭЦН Много ниже про- ектного (дало воз- можность отсут- ствие газовой шапки) Интенсивное снижение (не- сформированная система ППД в южной части за- лежи) Выше про- ектной Соответствует проектному Суммируя всё вышесказанное, можно сделать вывод, что разработка Ванкорского месторождения характеризуется значительными осложнениями. Несмотря на то, что в целом фактические темпы добычи превышают проектные, текущий потенциал месторождения практически исчерпан ввиду сверхпланового роста обводнения пласта Як -III-VII, сложного геологического строения его северной части, а также интенсивного снижения пластового давления на нижнехетских пластах. Анализ текущего состояния разработки показал, что любое его отклонение от проектной величины объясняется геологическими особенностями объектов разработки, а именно их строением и фильтрационно-емкостными свойствами, которые уточнялись в процессе получения эксплуатационных данных по месторождению, а также проведения гидродинамических исследований скважин [13]. |