Файл: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении.doc

С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции – 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м³ растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м³, использование попутного газа – 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92,1%.

Фактические уровни добычи нефти в 2005–2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год – 3846,1 тыс. т (проект – 3877,4 тыс. т), 2006 год – 3946,4 тыс. т (проект – 3935,4 тыс. т), 2007 год – 3948,1 тыс. т (проект – 3878,2 тыс. т). Всего за 2005–2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740,6 тыс. т.

С 2008 года применяется трѐхрядная и пятирядная схемы с уплотнением и очаговым заводнением (центральная и южная части), обращѐнная девятиточечная система с плотностью сетки 25 га/скв на отдельных участках с уплотнением (северозападная часть), трѐхрядная система с равномерной треугольной сеткой плотностью 31,2 га/скв. (600х600 м) с наклонно-направленными и горизонтальными добывающими скважинами (юго-восточная часть). Фонд скважин всего – 2920, в том числе: добывающих – 1722, нагнетательных – 597, контрольных – 1, водозаборных – 48, резервных – 552.

По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих – 1501, нагнетательных – 524, контрольных – 1, водозаборных – 44.

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0,967, нагнетательных скважин – 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0,983, нагнетательных скважин – 0,989.

В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости – 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85,5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).

Пласт АС₉, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0,9 т/сут, по жидкости – 29,1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти – 0,2 тыс. т, жидкости – 7,2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) – 31,6 т/т, накопленный – 14,6 т/т.

---

Объект БС₁ введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, – 25,9 га/скв. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти.

В 2007 году добыто 628,9 тыс. т нефти и 9782,3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93,6%. Текущий ВНФ – 14,6 т/т, накопленный – 3,1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8,8 т/сут, по жидкости – 137,2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 8934,4 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96,3%, текущая – 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 21,0 МПа.

Объект БС_2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, средняя плотность сетки скважин – 19,1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337,0 тыс. т нефти и 6493,7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94,8%. Текущий ВНФ – 18,3 т/т, накопленный – 3,1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9,8 т/сут, по жидкости – 189,2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 4288,5 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90,2%, текущая – 65,3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 21,0 МПа.

Залежь пласта БС₄, содержащая незначительные запасы (НИЗ – 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти – 12,8 т/сут, по жидкости – 244,3 т/сут. В 2007 году добыто 23,3 тыс. т нефти и 445,6 тыс. т жидкости при обводненности продукции – 94,8%. Текущий ВНФ – 18,1 т/т, накопленный – 7,1 т/т.

Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС_10-11. Пласт БС₁₁ условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС

---

_10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС₁₀. В 1965–1991 гг. пласты БС₁₀ и БС₁₁ разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС_10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС_10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими фильтрационно-емкостными свойствами пласты БС₁₀ и БС₁₁ четко не выделяются и эксплуатируются совместно ( 40% скважин пласта БС₁₁). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС₁₀ и БС₁₁; доля запасов пласта БС₁₁ в общем объеме запасов горизонта БС_10-11 снизилась от 6% до 3%.

Как единая гидродинамическая система, горизонт БС_10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки – в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки – 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740,7 тыс. т нефти и 10228,3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73,2%. Текущий ВНФ – 2,7 т/т, накопленный – 1,1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости – 36,1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 12575 млн. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113,6%, текущая – 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 23,2 МПа.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.

---

---

2 СОВРЕМЕННЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ИХ ПРИМЕНЕНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ НА ЗАПАДНО-СУРГУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1. Физико-гидродинамическая характеристика пластов Западно-сургутского месторождения

Пласты БС₁₀, БС₁ и БС_2-3 являются основными объектами разработки на месторождении. К второстепенным объектам относятся небольшие по величине запасов нефти залежи пластов БС₄, БС₁₁ и АС₉.

В пласте БС₁₀ водонефтяной контакт (далее по тексту ВНК) погружается в южном направлении с отметки – 2278 м до – 2326 м на юго-западе. Водонефтяная зона пласта занимает 29 % площади залежи. Наибольшие нефтенасыщенные толщины (до 30 м) приурочены к северо-западной части месторождения.

Северная залежь пласта БС₁₀ имеет уровень ВНК на отметке – 2255,9 м. Размеры залежи небольшие (4,75х3,75 км), 6 % площади занимает водонефтяная зона. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,8 м.

Восточная залежь слабо изучена. Размеры ее 12,5х24 км. Нефтенасыщенные толщины незначительны, на большей части площади составляют 1,2 – 1,4 м. Максимальная толщина 9,6 м, средняя 4,6 м.

Залежь БС_1-4. В пределах принятого ВНК скопления нефти отдельных пластов имеют следующую характеристику.

Пласт БС₄ продуктивен на небольшой площади. Размеры площади нефтеносности 2,2х1,7 км. Нефтенасыщенная толщина его изменяется в пределах от 1,7 до 8,0 м.

Пласт БС_2-3 нефтенасыщен на двух участках. Основной по величине участок приурочен к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 12,5х5,0 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 9,2 м.

Нефтенасыщенная часть полностью подстилается водой. Небольшой самостоятельный продуктивный участок выявлен в юго-восточной части месторождения, имеет размеры 2,5х1,0 км, также подстилается подошвенной водой. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м.

ВНК соответствует отметке – 2013 м, высота залежи равна 23 м.

Пласт БС₁ делится на две части: верхнюю – БС и нижнюю – БС . Коллекторы верхней части пласта развиты и нефтенасыщены на всей площади. Размеры площади нефтеносности 22х(6,7-7,5) км, нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах от 1 до 13,4 м, составляя в среднем 4,1 м. Обширная водонефтяная зона занимает 29 % площади нефтеносности.

---