Выработка запасов нефти и газа Самотлорского месторождения

Извлечение нефти является результатом действия множества факторов. К наиболее важным можно отнести группы факторов, связанные с системой воздействия, технологией добычи и геологическим строением среды. Для изучения закономерностей выработки запасов привлекалась геолого-промысловая информация, включающая данные истории разработки, результаты промыслово-геофизических исследований, результаты гидродинамического моделирования. Одной из важнейших задач, возникающих при анализе разработки нефтяных месторождений, является выявление характера распределения оставшихся геологических запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежей.

Самым крупным на месторождении является объект БВ₈, на долю которого приходится 32% начальных извлекаемых запасов месторождения. Четыре эксплуатационных объекта, включающие продуктивные отложения группы пластов АВ (АВ 1^1-2 , АВ 1³ , АВ 2 3 , АВ 4-5 ) по величине извлекаемых запасов сопоставимы и содержат от 13 до 17% суммарных НИЗ месторождения.

Наибольший вклад в общую добычу нефти по месторождению внесли объекты БВ8 (39%), АВ4-5 (20%) и АВ2-3 (18%). Соответственно, на этих объектах отмечены максимальные отборы от начальных извлекаемых запасов (более 80%).

На текущий момент самая значимая роль в отборах нефти принадлежит объекту АВ 1^1-2 - 9 млн т (36% годовой добычи при накопленном отборе 5%). На данном объекте сосредоточены максимальные остаточные запасы (350 млн т.), на объекте АВ 1³ - 158 млн.т. В сумме остаточные запасы этих двух объектов составляют более половины всех остаточных запасов месторождения (54%).

Большинство основных разрабатываемых объектов эксплуатации находятся на четвертой завершающей стадии разработки, при которой темп отбора от НИЗ снижается с 2 до 0%. На четвертой стадии разработки особенно возрастает задача доизвлечения нефти из менее проницаемых прослоев коллекторов, заблокированных высокопроницаемыми обводненными прослоями. Эти запасы относятся к трудноизвлекаемым и требуют гибкого регулирования процесса разработки.

Исследования по определению текущего характера насыщения позволили определить невы-работанные запасы нефти, оценить распределение остаточных запасов, коэффициент охвата заводнением и коэффициенты замещения нефти и газа.

Исследования по определению профилей притока или приемистости позволили оценить работающие и принимающие толщины, профиль и состав притоков, суммарные и дифференциальные фазовые дебиты, коэффициенты охвата пластов процессами выработки и заводнения. Оценка охвата залежи разработкой осуществляется в конкретной скважине, что позволяет существенно уточнить степень выработки запасов нефти. Этот вид исследования является преобладающим, особенно в нагнетательных скважинах.

За период с 2009 по 2014 гг. проведено 3167 информативных исследований. Основной объем исследований приходится на пласты АВ (81,9% от общего количества исследований добывающего фонда. При освоении совместной системы воздействия выработка запасов осуществляется с меньшей интенсивностью, для регулирования процесса разработки необходима организация одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов. Однако, при близких ФЕС пласта одновременная эксплуатация объектов возможна (АВ13 и АВ2-3) и позволяет получить больший коэффициент охвата выработкой запасов. Вместе с тем, при низкой рентабельности фонда на сегодняшний день совместная эксплуатация пластов является экономически выгодной.

Нарушения технического состояния отрицательно сказываются на процессе выработки запасов нефти, т.к. приводят к неконтролируемым потокам жидкости в других пластах и непроизвольным потерям закачиваемого агента, что не способствует формированию зон отбора. Некачественное состояние скважин препятствует проведению мероприятий по довыработке остаточных запасов нефти, опробованию новых технологий по повышению эффективности заводнения и т.д. Исследования по определению технического состояния скважин (как отдельные – ОТСЭК, так и совместно с профилем притока-приемистости) проводились с целью выявления мест негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков и т.д.

Значительное количество фонда группы АВ в различные периоды времени находилось в совместной эксплуатации. Также, во многих скважинах в разные периоды истории фиксировались перетоки флюидов по заколонному пространству, подтвержденные промыслово-геофизическими исследованиями.

Перечисленные факторы относятся и к нагнетательному фонду и обуславливают погрешности в показателях годовой и накопленной закачки.

Тем не менее, полученные данные могут использоваться как ориентировочные для оценки выработки запасов по блокам и позволяют выделить отдельные блоки, качественно отличающиеся по выработке запасов.

В продуктивной толще группы пластов АВ выделено пять эксплуатационных объектов: четыре основных – пласты АВ 1^1-2 , АВ 1³ , АВ 2-3 , АВ 4-5 и один, имеющий подчиненное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших нефтенасыщенных толщин - объектАВ_6- 8, объединяющий пласты АВ 6 , АВ 7 и АВ 8 .

Основные эксплуатационные объекты: АВ₁ ^1-2 , АВ 1³ , АВ 2-3 , и АВ 4-5 , образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой, и которые в дальнейшем подразумеваются под понятием «группа пластов АВ». К указанным пластам приурочен 71% остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения.

Характерная особенность разработки пластов группы АВ – наличие значительного числа добывающих и нагнетательных скважин, перебывавших за всю историю разработки в совместной эксплуатации на два и более пласта в различных сочетаниях и в разные периоды времени, причем в ряде скважин в динамике сочетания дренируе- мых пластов менялись. Для совместных как добывающих, так и нагнетательных скважин характерны сочетания двух соседних пластов, максимальное количество скважин, эксплуатировавшихся совместно (более половины фонда) характерно для сопредельных пластов АВ13 и АВ2-3.

Большое количество скважин группы АВ и подавляющее большинство скважин АВ₁ ^1-2 эксплуатируется с проведением ГРП. Массовое распространение технология ГРП приобрела в 2000х годах. Сдерживающим фактором распространения трещин от ГРП является глинистая перемычка между пластами.

Глинистая перемычка между пластами АВ₁ ^1-2 и АВ 1³ не может выполнять функции непроницаемого раздела в связи с повышенным содержанием песчаного материала в глинах. Литологическое описание керна, вынесенного из перемычки между пластами АВ 1^1-2 и АВ 1³ , выполнено по 87 скважинам. По площади скважины с отбором керна располагаются не равномерно. Не охваченными остаются центральная часть (чистогазовая зона), северная и северо-западная часть залежи. Данный раздел литологически представлен глинами, алевролитами, а также переслаиванием аргиллитов и алевролитов с различной долей песчаного материала.

Учитывая объем проведенных работ ГРП на Самотлорском месторождении и оценивая количество гидроразрывов с прорывом в соседние пласты и/или количество ГРП на скважинах с интенсивными заколонными перетоками, на текущий момент разработки пласты АВ 1^1-2 , АВ 1³ , АВ 2- ₃ и АВ_4-5 представляют собой гидродинамически связанные объекты и могут рассматриваться одновременно при проведении полномасштабного гидродинамического моделирования.

Таким образом, учитывая большое количество эксплуатировавшихся совместно скважин, проведение ГРП, наличие зон слияния пластов, есть все основания утверждать, что рассмотрение каждого из пластов группы АВ как самостоятельного эксплуатационного объекта является в значительной степени формальным (в первую очередь это относится к пластам АВ 1³ и АВ 2-3 ). Результаты гидродинамического моделирования в полном объеме подтверждают принадлежность пластов группы АВ к единой гидродинамической системе.

Очевидно, что при освоении совместной системы воздействия выработка запасов осуществляется с меньшей интенсивностью, для регулирования процесса разработки необходима организация одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов. Однако при близких ФЕС пласта одновременная эксплуатация объектов возможна (АВ13 и АВ2-3) и позволяет получить больший коэффициент охвата выработкой запасов. Вместе с тем, при низкой рентабельности фонда на сегодняшний день совместная эксплуатация пластов является экономически выгодной.