Анализ эффективности нестационарного заводнения по объекту АВ1-2 Ватинского месторожде­ния

Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков (сидеритов и бурых углей). Отложения подразделяются на три части. В нижней преобладают песчаники. В средней преобладают глинистые породы. В верхней – песчаники и алевролиты. Толщина свиты составляет 400 м.
Васюганская свита (келловей – оксфорд) делится на две части. Нижняя представлена аргиллитами серыми, темно-серыми. Верхняя – преимущественно песчаниками светло-серыми и серыми, иногда зеленоватыми за счет глауконита.
К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен продуктивный пласт ЮВ1. Общая толщина свиты достигает 80 м.
Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными с включением глауконита. Толщины изменяются от 0,4 до 7,0 м.
Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы свиты хорошо выдержаны по всему региону, на сейсмических разрезах им соответствует опорный отражающий горизонт «Б». Толщина свиты 18-28 м.
Меловая система, К
Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловые отложения на рассматриваемой территории представлены отложениями мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.
Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами. На них залегает ачимовскя толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (пласты БВ18-20). На рассматриваемой территории залежи нефти обнаружены в нижней части ачимовской толщи на западе Ватинского месторождения. Толщины ачимовской толщи достигают 140 м.
Ачимовская толща перекрывается аргиллитами с прослоями песчаников.
Разрез мегионской свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-БВ12, представленные песчаниками светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, разделенными прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На Ватинском месторождении промышленно нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пласту БВ8.
Вартовская свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты пимской пачкой глин. Последняя является и границей раздела пластов групп АВ и БВ. Сложена вартовская свита переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
В разрезе верхней подсвиты выделяются продуктивные пласты АВ2-АВ8, а в нижней –БВ6. В пределах Ватинского месторождения все вышеназванные пласты нефтеносны.
Палеогеновая система, Р
Атлымская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита в нижней части сложена песчаниками светло-серыми среднезернистыми, среднесцементированными, глинистыми. В верхней части подсвиты преобладают аргиллиты темно-серые алевритистые. К нижней подсвите приурочен продуктивный горизонт АВ1, который в пределах Нижневартовского свода состоит из пластов: АВ11, АВ12. Они являются промышленно нефтеносными.
Верхняя подсвита атлымской свиты делится на две пачки. Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми до черных (именуемая “кошайской”). Она четко выделяется на всех материалах ГИС, прослеживается практически повсеместно на Нижневартовском своде, является хорошо выдержанным региональным репером и хорошей покрышкой для продуктивного горизонта АВ1. Толщина свиты доходит до 150 м.
Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Ее толщина 725-787 м.
Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела – преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганьковской свит толщиной 215-308 м.
В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки талицкой, атлымской, новомихайловской и туртасской свит суммарной толщиной 616-707 м.


Четвертичная система, Q
Четвертичная система представлена аллювиальными и озерно-аллювиальными песками, супесями и суглинками толщиной до 80 м.


1.3 Характеристика продуктивных пластов

Для проведения работ по технологии нестационарного заводнения на Ватинском месторождении были выбраны пласты АВ1-2.
В таблице 1.2 представлена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов АВ1-2 Ватинского месторождения.

Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Показатели О б ъ е к т
АВ1-2
Средняя глубина залегания, м (а. о.) 1700 – 1730
Тип залежи пласт.-сводов.
Тип коллектора терриген.
Площадь нефтенасыщенности, тыс.м2 (категория запасов – С1) 368027
Средняя общая толщина, м 11.6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6.1
Пористость, % 23 – 25
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. 0.46 – 0.66
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. 0.46 – 0.56
Проницаемость, ср. значения 10 -3 мкм2 77 – 179
Коэффициент песчанистости, д. ед. 0.448
Коэффициент расчлененности 3.2
Начальная пластовая температура, 0С 70 – 75



продолжение таблицы 1.2
Начальное пластовое давление, МПа 17.4
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа с 1.64 – 2.0
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0.796 – 0.806
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0.86
Абсолютная отметка ВНК, м -1684 –1693
Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1.116
Содержание серы в нефти, % 0.9 - 1
Содержание парафина, % 3.28 – 3.34
Давление насыщения нефти газом, МПа 7.4 – 7.5
Газосодержание, м3/т 45
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа с 0.50
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 0.993
Средняя продуктивность, 10 м3/(сут. МПа) 4.54

Пласты АВ13, АВ21, АВ22 представляют собой единую гидродинамическую систему пластово-сводовую залежь, охватывающую два поднятия и осложненную многочисленными неравномерными зонами замещения песчаных коллекторов неколлекторами.
Высота залежи – 60м, длина - 28 км, ширина - 10 км. ВНК расположен от а.о. -1692 м (от -1686 до -1696м).
Коллекторами нефти пласта являются песчаники и алевролиты, переслаивающиеся с глинистыми алевролитами и аргиллитами. Пласт АВ13 неоднороден как по площади, так и по разрезу. Наряду с участками, где он представлен мощной, в основном, монолитной толщей, встречаются районы, где коллектор полностью глинизирован. Пористость составляет 23,4 % (от 19,9 до 29 %), проницаемость изменяется от 1 до 162310-3мкм2. Эффективные толщины изменяются от 0,4 до 8м, нефтенасыщенные - до 7,8м, максимальные толщины отмечены на западном куполе залежи.
Пласты АВ21 и АВ22 в центральной части Восточного поднятия и на южном куполе Западного, слагаются хорошо отсортированными песчаниками, а на южном погружении Восточного поднятия – алевролитами. Пористость изменяется от 20,2 до 26,6 % (средняя - 23,2 %), проницаемость - от 5,8 до 850·10-3мкм2. Наблюдается тенденция увеличения проницаемости с глубиной залегания.
Отбор извлекаемых запасов (на 01.01.2018г.) составляет 59,15 %.
Геологические разрезы пластов АВ1-2 Ватинского месторождения представлены на рисунках 1.3-1.6.


Рисунок 1.3 - Геологический разрез Ватинского месторождения. Объект АВ1-2 по линии скважин 746, 751, 104, 3708, 87, 708, 774


Рисунок 1.4 - Геологический разрез Ватинского месторождения. Объект АВ1-2 по линии скважин 750, 104, 3709, 3716, 331, 318, 667


Рисунок 1.5 - Геологический разрез Ватинского месторождения. Объект АВ1-2 по линии скважин 976, 226, 43, 229, 3810, 4755, 4756


Рисунок 1.6 - Геологический разрез Ватинского месторождения. Объект АВ1-2 по линии скважин 1270, 43, 416, 982, 232, 419





1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
Рассмотрим свойства пластовых флюидов изучаемого объекта АВ1-2. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей изучена на образцах глубинных проб из 69 скважин и на образцах поверхностных (устьевых) проб из 120 скважин.
Данные по нефтеносности и водоносности приведены в таблицах 1.3 и 1.4.

Таблица 1.3 – Свойства пластовой нефти объекта АВ1-2
Наименование Диапазон изменения Среднее значение
Пластовое давление,МПа 16.5-19.0 18
Давление насыщения , МПа 7.0-11.1 8.8
Газосодержание при однократном разгазировании,м3/т 53.8-80.1 65
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 1.14-1.205 1.172
Газосодержание при дифференциальномном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=0,64 МПа; t=25 0С 38-60 44
Р2=0,44 МПа; t=40 0С 2-3 3
Р3=0,103 МПа; t=40 0С 6-9 7
Суммарное газосодержание, м3/т 46.9-69.8 54
Объемный коэффициент при дифференциаль ном разгазировании в раб. усл., доли ед. 1.112 - 1.175 1.143
Плотность , кг/м3 761-803 782
Вязкость , МПа*с 1.45-1.95 1.69
Температура пластовая,°С 60-71 68





Таблица 1.4 - Водоносность
Индекс
страт.
подразделения Интервал, м Тип
коллек-
тора Плот-
ность
г/см3 Дебит,
м3/сут Пласто-
вое
давление
кгс/см2 Химический состав (воды), % экв Мине-
рали
зация,
г/л Тип воды по Сулину:
СФН, ГКН, ХМ, ХК Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

от
до анионы катионы








Na+
(K)
Mg+2
Ca+2
Палеоген-четвертичн комплекс
0
300
поров
1,009
100-150
0-30
89
-
11
84
6
10
0,1-0,2
ГКН-
ХК
да
Апт-Альб
сеноманский
комплекс
950
1680
поров
1,011
2000-
2500
водоз
95-168
97,6
-
2,4
93,3
2,5
4,2
16,4
ХК
нет
Неокомск.
комплекс
1680
2315
поров
1,01
До 50
168
95
-
5
92,5
1,1
6,4
17,2 ГКН-
ХК
нет
К1(БВ1-10) 2255 2260 поров 1,01 До 10 226 92 - 8 96 0,5 3,5 14 ГКН-
ХК нет

2 Технико-технологическая часть
2.1 Состояние разработки месторождения

Ватинское нефтяное месторождение открыто в 1963 году. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 году, промышленная - в 1966 году.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена ВНИИнефть в 1967 году до завершения разведочных работ, в ней предполагался вариант «неполного» разбуривания площади. До 1976 г. продолжалась доразведка месторождения, параллельно разрабатывались залежи пластов АВ1-2, БВ8 на Центральном поднятии.
Вторая уточненная технологическая схема разработки Ватинского месторождения была составлена СибНИИНП в 1976 году и утверждена ЦКР СССР (протокол № 527 от 15.07.1977 года). В данном документе были выделены пять самостоятельных объектов разработки: АВ1-2, БВ0-БВ1, БВ4-БВ6, БВ8, ЮВ1.
Технологическая схема 1978 года, выполненная СибНИИНП с целью уточнения технико-экономических показателей с учетом плановых объемов бурения и фактического состояния разработки залежей, была утверждена ЦКР СССР протоколом № 600 от 17.05.1978 года.
В 1982 году СибНИИНП составил «Дополнительную записку к технологической схеме разработки Ватинского месторождения», которая была утверждена ЦКР МНП протоколом № 968 от 21.04.1982 года. В данном документе обобщены изменения представлений по характеристике месторождения, полученных в процессе разбуривания и разведочных работ, а именно:
− установлено расширение контура нефтеносности залежи пласта АВ13 на западном крыле структуры и залежи пласта БВ8;
− на Восточном поднятии доразведана залежь нефти в пласте ЮВ1, установлено наличие нефти по всей площади поднятия.
В 1987 году СибНИИНП выполнил подсчет запасов, утвержденных ГКЗ СССР протоколом № 10259 от 2 октября 1987 года. Основным проектным документом, в соответствии с которым в настоящее время осуществляется разработка месторождения, является «Проект разработки Ватинского месторождения», выполненный СибНИИНП в 1988 году и утвержденный в июне 1989 года Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений МНП (протокол № 1343 от 21 июня 1989 года).
На месторождении было выделено 6 эксплуатационных объектов: АВ13+АВ2, АВ3-АВ8, БВ0-БВ7, БВ6, БВ8, ЮВ1. Проектные системы разработки по объектам следующие:
− АВ13+АВ2 – блоковая трехрядная (1, 2, 3 участки) с последующим переходом на блочно-замкнутую, 4 участок – площадная семиточечная;
− АВ3-АВ8 и БВ0-БВ7 - на естественном режиме, с переходом в последующем на замкнутые системы заводнения;
− БВ6, БВ8 - приконтурное заводнение в сочетании с избирательной системой;
− ЮВ1 – избирательное заводнение.
На месторождении планировали бурение 684 скважин, в том числе 456 добывающих, 85 нагнетательных, 138 резервных и 5 контрольных при общем проектном фонде 1525 скважин (из них бурение 16 скважин для организации опытно-промышленных работ на пласт БВ20-22); 90 скважин основного фонда являлись зависимыми.
Давление на устье нагнетательных скважин по объекту ЮВ1 – 15 МПа, по остальным объектам – 12 МПа. Кроме того, проектом предусмотрены организация опытно-промышленных работ по оценке добывных возможностей пластов БВ20-22 и щелочному заводнению по объектам АВ13+АВ2 и ЮВ1 в районе КНС-6.
В процессе эксплуатации Ватинского месторождения в северной части Восточного поднятия было установлено расширение контуров нефтеносности по пластам АВ13 и ЮВ1. Согласно «Дополнительной записке к проекту Ватинского месторождения», составленной СибНИИП в 2005г., в пределах категории запасов С1 по пласту АВ13 размещено 37 скважин, по пласту ЮВ1 – 57 скважин.
Основные проектные решения рекомендованного варианта в целом по системе разработки и бурению эксплуатационного фонда были выполнены.
В настоящее время на балансе числится 1348 скважин добывающего фонда и 294 скважины нагнетательного фонда. Уровни добычи нефти, начиная с 1994 года, существенно превышали проектные уровни.
Так как превышение фактических уровней добычи нефти по сравнению с утвержденными оказалось значительным, в работе «Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», представленной на рассмотрение и утвержденной ЦКР в 1998 г., была выполнена корректировка уровней добычи нефти в целом по месторождению без изменения принципиальных проектных решений.
Однако, применение современных технологий и реальные потенциальные возможности месторождения также обусловили превышение фактических уровней добычи нефти по сравнению с утвержденными.
В 2017 г. на месторождении было добыто 5,7 млн.т. нефти. За весь период разработки отобрано 160,5 млн.т нефти, 576 млн.т жидкости. Текущая обводненность достигла 86,4 %, число скважин, эксплуатируемых за весь период разработки, составило 1620.

2.2 Динамика показателей разработки месторождения

Накопленная на Ватинском месторождении добыча нефти на 1.01.2018 г. составила 160,5 млн.т, добыча жидкости – 575,7 млн.т, всего в пласты месторождения закачано 591,2 млн.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,291, остаточные геологические запасы -381,8 млн.т. В пределах месторождения 18 эксплуатационных объектов находились в разработке: АВ12, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8, БВ19-22, ЮВ1. Распределение долей накопленной добычи по объектам представлено на рисунке 2.1.


Рисунок 2.1 - Распределение долей накопленной добычи

Практически половину отобранной на Ватинском месторождении нефти (48%) обеспечила разработка объекта БВ8, объект АВ12– 33%.
На рисунке 2.2 показано распределение накопленной добычи нефти по скважинам.

Рисунок 2.2 - Распределение накопленной добычи нефти по скважинам


Почти половина эксплуатируемых скважин (42%) характеризуется накопленной добычей в интервале 10-50 тыс.т., менее 10 тыс.т. – 20% скважин. Для 13,7% фонда скважин накопленная добыча превысила 200 тыс.т. Все добывающие скважины отобрали попутную воду
(рис. 2.3). По 34% скважин ВНФ не превысил 0,5, в интервале 5-10 оказалось 10,26 скважин, для 9 % значение ВНФ превысило 10.

Рисунок 2.3 - Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения

Всего на месторождении пробурено 1674 скважины. За весь период разработки в эксплуатации участвовало 1620 скважин, из них 1601 добывала нефть, в 357 скважин закачивали воду, 338 скважин находились как под закачкой, так и в добывающем фонде. В 2015 г. в эксплуатации находилось 1224 скважин, из них 995 скважин добывали нефть, в 241 скважину закачивали воду, 12 скважин находились как под закачкой, так и в добывающем фонде. На 1.01.2018 г. в действующем фонде 1172 скважины из них 936 нефтяных и 236 нагнетательных.
В 2015 г. добыча нефти в целом по месторождению составляла 5,45 млн. т, в 2017 г. - увеличилась до 5,7 млн.т, прирост годовой добычи нефти составил только 4%. В 2012 г. уровень годовой добычи нефти составлял 3,6 млн.т. В период с 2009 г. по 2012 г. ежегодный прирост уровней добычи нефти не превышал 6 – 7%, в 2013 г. и 2015 г. прирост составил 17 и 30%, соответственно. Динамика основных технологических показателей разработки месторождения приведена на рисунке 2.4.



Рисунок 2.4 - Динамика технологических показателей разработки

На 1.01.2018 г. на 1 действующую нагнетательную скважину приходится 3,9 добывающих скважин. Компенсация отборов жидкости закачкой в последние годы стабилизировалась и на момент анализа составила: текущая - 84%, накопленная – 94%. Динамика показателей заводнения в целом по месторождению приведена на рисунке 2.5.




Рисунок 2.5 - Динамика показателей заводнения

Большая часть добывающих скважин в 2017 г. работала с водой, причем треть скважин имеют обводненность, превышающую 50%, по 19 скважинам (2% от действующего фонда) содержание воды в продукции превысило 98%.
В интервале дебитов 5 - 10 т/сут работали 199 скважин (20% фонда), из них половина - с обводненностью более 90 %. Третья часть фонда добывающих скважин работала с дебитом нефти от 10 до 50 т/сут. Доля скважин с обводненностью, превышающей 90 %, в этой группе составляла 14,4%.
В 2017 г. 31 скважина (3%) имеет дебиты нефти от 50 до 100 т/сут, из них 2 с обводненностью более 90%. Всего 16 скважин (1,6%) добывали в сутки более 100 т нефти. Содержание воды в продукции этих скважин не превышает 90%. Следует отметить, что за 2014 - 2016 гг. фонд высокодебитных скважин увеличился в 2 раза, вместе с тем доля низкодебитных скважин возросла на 5%.
В 2017 г. структура фонда по сравнению с 2016 г. изменилась незначительно: число скважин с дебитом нефти более 50 т/сут сократилось с 60 до 47 скважин (на 1%), снизилось и число малодебитных скважин (с 427 до 321 или на 2%). Доля скважин с дебитом нефти от 5 до 50 т/сут увеличилась на 3%.
К числу высокопродуктивных относятся объекты БВ8, БВ4, АВ8 и БВ6, средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне
320-404 т/сут. К числу низкопродуктивных относятся объекты БВ19-22, АВ4, ЮВ1 и АВ3, средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне 11-29 т/сут.
Существенный прирост дебита нефти на объекте БВ19-22 был обеспечен за счет проведения ГРП, позволившего увеличить средний дебит жидкости в 2017 г. в 1,8 раза. На объекте ЮВ1, где также активно применяется ГРП, средний дебит нефти в 2017 году увеличился в 1,15 раза. По другим объектам изменение дебитов нефти обусловлено как проведением ГТМ, так и выбытием высокообводненных скважин.

Рисунок 2.6 - Распределение накопленной добычи нефти по скважинам Ватинского месторождения
Рисунок 2.7 - Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения
В целом по месторождению средний дебит жидкости увеличился в 2017 г. по сравнению с 2016 г. на 17%, нефти – на 5%. Обводненность выросла на 1,6%.