Отчет по практике в "Варьеганском месторождении"

В настоящее время на балансе ФГУ НПП Росгеолфонда на 01.01.2002 г. по Варьеганскому месторождению по категориям В+С₁ числится 845384 тыс. т., по категории С2 – 15774 тыс. т. На эти запасы составлен последний проектный документ, утвержденный в 1998 году, на основании которого разрабатывается месторождение. Учитывая, что при подсчете запасов 1988 года   использовалась    информация    по    550    скважинам,   появилась необходимость провести пересчет геологических запасов нефти и газа с учетом появления новой информации. Этот подсчет был выполнен ООО «Гео Дейта Консалтинг» в 2002 году.

Разница в объёмах начальных геологических  запасов нефти по подсчету 2002 г. и  состоящих на балансе составляет – (минус)125,1 млн. т (-14,8 %) в сторону уменьшения подсчета запасов.

Достоверность оценки объема нефтенасыщенных пород  определяется плотностью имеющейся  сетки скважин (в ПЗ 2002 г. - >1500 скв., в ПЗ 1988 г. – 550 скв.) и равномерностью их распределения по изучаемой нефтяной оторочке.

Объем извлекаемых запасов нефти по Варьеганскому месторождению авторами принят условно равным тому, который состоит на балансе ФГУ НПП Росгеолфонда на 01.01.2002 г., и составляет по категории В+С₁ - 257539 тыс.т.. Такой выбор обусловлен тем, что работа по ТЭО КИН (ООО «Гео Дейта Консалтинг») находится на стадии завершения. В ближайшее время она будет рассмотрена в ЦКР, где будут утверждены новые коэффициенты нефтеизвлечения и соответственно объемы извлекаемых запасов по Варьеганскому месторождению.

 

 

 

 

5 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Варьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1974 году после запуска в работу разведочной скважины № 2Р на объекте БВ₆. Промышленное разбуривание месторождения осуществляется с 1976 года. В процессе эксплуатации на месторождении было выделено 9 основных объектов разработки: БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈^0-1, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁^1-2, и 4 второстепенных: АВ_6-7, БВ₁ Ач, ЮВ₂ при чем объект БВ₁ введен в эксплуатацию только после подсчета запасов 2001 года в результате опробования скважины № 1950.

Общий проектный фонд на месторождении, без учета резервных и специальных скважин, составляет 3422 скважины. Всего, по состоянию на 1.01.04 г. пробурено 2691 скважина из них 1788 добывающих и 903 нагнетательных. На дату анализа для бурения осталась 731 скважина. Проектный фонд реализован на 79 %.

На  первом этапе разработки месторождения, при вводе, и дальнейшей эксплуатации наиболее продуктивных горизонтов отмечается интенсивное наращивание объемов  добычи нефти. Средние дебиты нефти новых скважин в этот период находятся на уровне от 100 до 150 т/сут.

В этот же период осуществлялось формирование системы поддержания пластового давления, которое сопровождалось закачкой значительных объемов воды, что способствовало интенсификации добычи нефти.

Начиная с 1984 года, на месторождении отмечается стабилизация уровней добычи нефти, которая продолжается по 1987 г включительно. К этому времени на высокопродуктивных объектах уже практически полностью сформировалась система заводнения, тогда как на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами продолжается разбуривание проектного фонда и формирование системы ППД.

Дебиты  нефти новых скважин в этот период снижаются практически в  два раза. Основной объем добычи нефти осуществляется за счет интенсивной  выработки запасов из высокопродуктивных объектов и в меньшей мере за счет значительного объема буровых работ на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Максимальный  объем добычи нефти, который составил 18501 тыс.т, при среднегодовой обводненности  продукции 40,3 % приходится на 1987 г. Максимальный объем добычи жидкости отмечается в 1989 году и составляет 39919,1 тыс.т.

После 1987 года месторождение вступает в  третью стадию разработки, которая  продолжается до 1991 г. и характеризуется  интенсивным падением добычи нефти  с 18501 до 4698,6 тыс.т. Темпы падения составляют от 25 до 35 % в год. Средние дебиты нефти действующих скважин за четыре года снижаются с 78,1 до 11,8 т/сут. Среднегодовая обводненность продукции увеличивается с 40,3 до 84 %.

Следует отметить, что этот период времени сопровождался массовым обводнением добывающих скважин, большая часть которых переводилась на другие объекты разработки, остальные же скважины выбывали в пассивный фонд.

Проводимые  геолого-технологические мероприятия  по возврату скважин, позволили интенсифицировать добычу нефти и частично вовлечь в разработку ранее не дренируемые запасы нефти.

За  весь период разработки, возвратный фонд на месторождении составил 724 скважины. Накопленная добыча нефти от проводимого  мероприятия составила 17354,4 тыс.т  или по 23,9 тыс.т на одну скважину. Средняя успешность проводимых работ составила 60 %.

Основной  рост пассивного фонда скважин начинается с 1990 года и приходится на начало четвертой  стадии разработки месторождения. Фактически, с 1990 по 1996 г.г, пассивный фонд увеличился более чем в 7 раз и к концу 1996 года составил 1106 скважин. Добыча нефти снижается с 6712,1 до 2114,3 тыс.т, то есть практически в 3 раза.

Начиная с 2001 года, на месторождении отмечаются положительные тенденции. Добыча нефти  увеличивается с 1372,6 до 1701,0 тыс.т, пассивный фонд сокращается с 1120 до 998 скважин.

Активизация разработки месторождения, в этот период, напрямую связана с появлением отработанной технологии гидроразрыва пласта, которая позволила заметно интенсифицировать добычу нефти и подключить в разработку ранее не дренируемые запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах объектов ЮВ₁^1-2, БВ₁₀ и БВ₈^0-1. Годовая добыча нефти по этим объектам в настоящее время составляет более 70 % от общей добычи по всему месторождению.

Всего, в течение 2000 – 2003 г.г. на месторождении было проведено более 300 гидроразрывов в 239 скважинах. Процент успешности находится на уровне 85 %.

Средние дебиты нефти по скважинам, после  проведения гидроразрыва пласта, составляли от 25 до 30 т/сут, а в отдельных скважинах дебит нефти достигал 100-150 т/сут. при незначительном содержании воды в продукции. До проведения ГРП большая часть скважин находилась в бездействующем фонде ввиду отсутствия притока. Средний прирост дебита нефти после ГРП, составил 27,7 т/сут, дополнительная добыча нефти на одну скважину – 3,2 тыс.т.

Наряду  с применением гидроразрыва пласта, на месторождении проводились ремонтно-изоляционные работы, вывод из бездействия добывающих скважин, эксплуатационное бурение  и другие мероприятия. Применение такого подхода позволило увеличить добычу нефти в 1,3 раза.

Таким образом, в последнее время в  разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением, и применением новых технологий позволяющих интенсифицировать добычу нефти и осуществлять ремонтно-изоляционные работы в скважинах.

В настоящее  время Варьеганское месторождение  находится на завершающей стадии разработки.

В 2003 году на объекте было добыто 1701 тыс. т нефти и 16190 тыс. т жидкости при  средней обводненности продукции – 89,5 %. Среднесуточный дебит действующей скважины составил: по нефти - 7,6 т/сут, по жидкости - 72,5 т/сут. Годовая закачка рабочего агента – 14203,2 тыс.м³.

По  состоянию на 1.01.2004 г. накопленная  добыча нефти составила 189848 тыс. т, накопленная  добыча жидкости – 494948,7 тыс. т, накопленный объем закачки воды – 967255,1 тыс.м³. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,264.

Анализ  выполненных проектных решений  показал, что фактические уровни добычи нефти отстают от проектных.

В текущем 2003 году фактические уровни по добыче нефти ниже проектных на 22 %, по добыче жидкости на 10 %. По накопленной добыче нефти расхождение составило 1,7 %, и 3,4 % соответственно.

Основными причинами не выполнения проектных  решений стали следующие обстоятельства:

• Фактически реализованный объем буровых работ оказался в 3,5 раза ниже, чем предполагалось по проектному документу;
• Высокий бездействующий фонд скважин. Согласно проектного документа, действующий фонд добывающих скважин должен был составить 945 скважин, фактически действующий фонд - 641 скважина;
• Реальные, геологические запасы нефти оказались на 15 % ниже, чем предполагалось при проектировании. Данное обстоятельство, несомненно, отразилось на некотором завышении проектных уровней добычи нефти, по некоторым объектам, где это расхождение оказалось наибольшим.

На  дату анализа основная часть (95 %) действующего фонда эксплуатируется механизированным способом и лишь 5 % - фонтанным.

Из 641 скважины установками ЭЦН эксплуатируется 441 скважина, штанговыми насосами – 165 и фонтанным способом - 35.

Всего, за период эксплуатации месторождения  с помощью штанговых насосов  было добыто – 2216,6 тыс.т, компрессорно-газлифтным способом – 1206,5 тыс.т, с помощью погружных электроцентробежных насосов – 37006,5 тыс.т и фонтанным способом 138618,4 тыс.т. Таким образом, основная добыча нефти (73 % от общей добычи) была обеспечена фонтанным способом эксплуатации.

Как уже отмечалось, месторождение находится  на завершающей стадии разработки. Из числа действующих добывающих скважин, с высокой обводненностью продукции эксплуатируются более 50 % от действующего фонда.

Высокая обводненность продукции характерна для скважин, эксплуатирующихся  на высокопродуктивных объектах которые  характеризуются значительной выработкой запасов нефти. Текущий коэффициент  выработки здесь достигает 90 %. Низкая обводненность продукции отмечается в скважинах, эксплуатация которых адресно направлена на интенсификацию добычи нефти из низкопродуктивных, прерывистых коллекторов.

На  основании результатов проведенного анализа разработки были построены трехмерные геологические и гидродинамические модели по всем продуктивным горизонтам Варьеганского месторождения.

Построение  геологической модели месторождения  проводилось с использованием программных  средств Zmap и Stratamodel фирмы Landmark.

Построение гидродинамической модели месторождения проводилось с использованием симулятора VIP фирмы Landmark. Пакет программ VIP сертифицирован на тестах SPE, обладает разнообразными сервисными функциями для моделирования различных режимов разработки и активно применяется в западных и российских нефтегазовых компаниях.

В результате литолого-фациального, геологического, и гидродинамического моделирования  были построены карты локализации  и плотности остаточных подвижных запасов нефти (т/га) на 01.01.2003 г. которые позволили определить районы максимальной концентрации остаточных запасов, что послужило основой составления программы геолого-технологических мероприятий для достижения максимальных уровней добычи нефти и наибольшего коэффициента нефтеизвлечения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

Варьеганское  нефтегазоконденсатное месторождение  открыто в 1968 году, введено в разработку в 1974 году разведочной скважиной  № 2 (объект БВ₆).

В разработке находится 9 объектов, содержащих как  нефтегазовые, так и нефтяные залежи – БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈^0-1, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁^1-2.

Динамика  бурения и ввода скважин на месторождении приводится на рисунке 6.1.

Промышленное  разбуривание месторождения началось в 1976 году с высокопродуктивных объектов БВ₆, БВ₇, БВ₈² и БВ₉, основной объем буровых работ по которым приходится на период 1980 – 1985 г.г. Вторая волна производства буровых работ приходится на период 1984-1991 г.г., когда был осуществлен ввод в разработку менее продуктивных объектов БВ₈^0-1 и БВ₁₀. Именно на этих двух объектах, а также на объекте ЮВ₁^1-2 сосредоточены основные объемы буровых работ в настоящее время.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Согласно утвержденному  варианту последнего проектного документа, на основании которого ведется разработка месторождения, проектный фонд составляет 3422 скважины.

По  состоянию на 1.01.2004 года на месторождении  пробурена 2691 скважина, для бурения  предлагается 731 скважина. Проектный фонд реализован на 78,6 %.

Объекты характеризуются различной степенью разбуренности. Большинство из них - это высокопродуктивные пласты, представленные

монолитными коллекторами, они разбурены практически  полностью и характеризуются высокой степенью выработки запасов нефти. В связи с этим к бурению здесь остались единичные скважины, расположенные в локальных зонах концентрации остаточных запасов, на неразбуренных краевых участках и в зонах предполагаемого расширения контуров нефтеносности. Процент реализации проектного фонда по этим объектам изменяется в диапазоне от 83,8 % (объект БВ₅) до 97,7 % (объект БВ₈²), таблица 6.1