Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта Приобского нефтяного месторождения (ХМАО)

Пласт АС10₀¹

Пласт представлен одной залежью, расположенной в западной части южного лицензионного участка и выходящей за его пределы. Вскрыта рядом разведочных скважин Эргинской площади. Размер залежи порядка 34x17 км. Высота 320 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина - 13,9 м вскрыта скважиной 16066, при средних 5,1 м. Расчлененность по скважинам ЛУ достигает 12 (скважина 32erg), в среднем составляя 7,6. К_песч=0,40.

2.4 Геолого-физические характеристики пластов

Геолого-физические характеристики основных пластов приведены в таблице 2.1.

Залежи нефти пластов АС7, АС8, АС9, ЮС0, ЮС2-3, Ач1-Ач4 не разрабатываются. Основным нефтесодержащим объектом являются продуктивные пласты АС10-12, в которых сосредоточено около 98 % запасов нефти категории ВС₁. Залежи нефти пластов АС10-12 охватывают большую часть площади месторождения. Залежи пластов группы ЮС и Ач содержат запасы нефти категории С₁ - 1,29 % и С₂ - 21,02 % от суммарных запасов по месторождению, имеют ограниченный размер. В пластах ачимовской пачки сосредоточены запасы нефти в основном категории С₂.

Таблица 2.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

2.5 Состав и свойства пластовых флюидов

В данном разделе рассмотрены физико-химические свойства и состав нефти, нефтяного газа и воды пластов АС7-АС12 СЛТ и ЮЛТ Приобского месторождения; а также пластов АС10, АС12, ачимовской толщи и ЮС0 Верхне- и Средне-Шапшинских месторождений.

К настоящему времени физико-химическая характеристика нефти пластов АС7-АС12 СЛТ Приобского месторождения изучена на образцах 315 глубинных проб, отобранных из 91 скважины. Свойства поверхностной нефти были изучены по 327 устьевым пробам (219 скважин). Физико-химические свойства нефти пластов АС7-АС12 ЮЛТ Приобского месторождения изучены по 63 глубинной пробе, которые отобраны из 17 скважин. Свойства поверхностной нефти определены на образцах 10 устьевых проб (10 скважин). Свойства нефти пластов АС10 и АС12 Верхне-Шапшинского месторождений изучены по 3 глубинным пробам по каждому пласту. Свойства поверхностной нефти пластов АС10, АС12 и ачимовской толщи изучены по 3, 2 и 2 пробам, соответственно.Исследования свойств пластовой нефти по пластам АС12 и ачимовской толщи Средне-Шапшинского месторождения не проводились. Свойства поверхностной нефти по пластам ачимовской толщи и АС12 изучены на образцах 2 и 1 устьевых проб соответственно. По пласту ЮС0 Верхне- и Средне-Шапшинских месторождений отбор глубинных и исследований свойств нефти не проводилось. Свойства поверхностной нефти определены на образцах одной и 4 проб соответственно (из 1 и 2 скважин). Для дополнения и уточнения параметров пластовых флюидов по пластам АС10, АС11, АС12, ЮС0 и ачимовской толщи Верхне- и Средне-Шапшинского месторождения необходимо предусмотреть дополнительный отбор и комплексное исследование продукции скважин в соответствии с существующими требованиями и рекомендациями.

СЛТ Приобского месторождения

Нефти пластов АС7-АС12 СЛТ Приобского месторождения находятся в условиях высоких давлений (24 - 25,7 МПа) и температур (87 - 89 ⁰С). По пласту АС8 была отобрана одна поверхностная проба, поэтому PVT-параметры нефти были взяты по аналогии с нефтью пласта АС7. Давление насыщения намного ниже пластового и для пластов АС7-АС12 изменяется в диапазоне от 10,5 (АС7-АС8) до 11,6 (АС11) МПа. Пластовые нефти относятся к маловязким, их вязкость изменяется в диапазоне от 1,40 (АС9) до 1,65 (АС12) мПа•с. По плотности нефти относятся к средним, значения плотности изменяются от 868 до 873 кг/м3. По результатам исследования поверхностных проб нефти исследуемых пластов характеризуются как малосмолистые (7,6 _ 9,5 %), сернистые (1,2 - 1,9 %), парафинистые (2,1 - 2,8 %). Технологический шифр нефтей изучаемых пластов - IIТ1П2.

Нефтяной газ жирный. Коэффициент жирности (по данным ступенчатого разгазирования) изменяется от 30,6 % (АС12) до 52,3 % (АС10). Молекулярная масса пластовой нефти изменяется от 142 (АС11) до 163 г/моль (АС9).

Химический состав и свойства пластовых вод изучены по 11 образцам устьевых проб, отобранных при опробовании 8 скважин из пластов АС11 и АС12. По пластам АС7-АС10 исследований нет. По классификации В. А. Сулина пластовая вода относятся к хлоридно-кальциевому типу. Основными солеобразующими компонентами являются ионы хлора, натрия и калия. Минерализация пластовых вод составляет 16,1 г/л. Поскольку представительных данных по плотности воды в стандартных условиях приводится расчетное значение - 1011 кг/м3.

Ввиду отсутствия экспериментальных данных вязкость воды в пластовых и стандартных условиях, а также ее общая жесткость рассчитывались на основе известных корреляций И.И. Дунюшкина. Значения газосодержания, коэффициента сжимаемости и объемного коэффициента рассчитаны согласно СТО 51.00.021-84.

ЮЛТ Приобского месторождения

Физико-химические свойства нефти пластов АС7-АС10, АС12 ЮЛТ Приобского месторождения приведены в таблице П.3.3.9-П.3.3.10. Ввиду отсутствия экспериментальных данных свойства нефти пластов АС7, АС8 и АС9 были взяты по аналогии с этими же пластами на СЛТ. Пластовая нефть находится в условиях высоких давлений (23 - 26,8 МПа) и температур (87 - 92 0С). Давление насыщения намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 7,6 (АС12) до 12,8 (АС7) МПа. Нефти пластов относятся к маловязким (1,4 - 1,8 мПа•с) [19]. Плотность разгазированной нефти находится в диапазоне от 868 кг/м3 (АС8) до 879 кг/м3 (АС10), что позволяет отнести ее к типу средних. По результатам исследования поверхностных проб нефти исследуемых пластов характеризуется как малосмолистые (7,6 _ 12,8 %), сернистые (1,4% _ 1,9 %), парафинистые (2,1 - 3 %). Технологический шифр нефтей исследуемых пластов - IIТП2.

Нефтяной газ является жирным. По данным ступенчатого разгазирования коэффициент жирности изменяется от 30,6 % (АС7) до 58,6 % (АС12).

Химический состав и свойства неокомского водоносного комплекса ЮЛТ Приобского месторождения изучены по 12 образцам проб, отобранных при опробовании 11 скважин. По классификации В. А. Сулина пластовая вода относится к гидрокарбонатно-натриевому типу. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами хлора, натрия и калия. Минерализация пластовых вод невелика и составляет 12,8 г/л. Плотность воды в стандартных условиях _ 1008 кг/м³.

Ввиду отсутствия экспериментальных данных для плотности воды в условиях пласта, ее вязкости, а также общей жесткости, используются расчетные значения, полученные на основе известных корреляций.

Верхне-Шапшинское и Средне-Шапшинское месторождения

Свойства нефти и растворенного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Исследования проб нефтей проводились в лабораториях Зап-Сиб АЦ «Геоэкология» и ОАО «Тюменская центральная лаборатория», ЦЛ «Тюменьгеология», СибНИИНП и ООО «ЮганскНИПИнефть»

По Верхне-Шапшинскому месторождению глубинные пробы нефти отобраны лишь по одной скважине по пластам АС10 и АС12. Поскольку данных для корректного определения PVT-свойств недостаточно, физико-химические параметры и составы пластовых флюидов пластов АС10 Верхне-Шапшинского месторождения, а также АС12 Верхне-Шапшинского и Средне-Шапшинского месторождений были взяты по аналогии с пластами АС10 и АС12 близлежащей ЮЛТ Приобского месторождения (Таблица П3.3.2). Приведенные в таблице данные по свойствам нефти ачимовской толщи Верхне-Шапшинского и Средне-Шапшинского месторождений взяты по пластам-аналогам ачимовской пачки соседнего Приразломного месторождения. Значения по пласту ЮС0 приняты по аналогии с пластом ЮС0 Салымского месторождения. Химический состав и свойства неокомского водоносного комплекса Верхне-Шапшинского месторождения изучены по 8 образцам проб, отобранных при опробовании 2 скважин. По классификации В. А. Сулина пластовая вода относятся к хлоридно-кальциевому типу. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами хлора, натрия и калия. Минерализация пластовых вод невелика - 11,2 г/л. Плотность воды в стандартных условиях равна 1012 кг/м³.

2.6 Запасы нефти и газа

На Приобском месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны ООО «РН-УфаНИПИнефть» в 2009 году - протокол № 1989-дсп от 19 августа.

Запасы нефти были утверждены по продуктивным пластам - АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 (категории B+С1 и С2) (Таблица 2.2).

Основным продуктивным пластом месторождения является пласт АC₁₂. За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении разбурены эксплуатационные участки на основных продуктивных пластах, уточнены контуры нефтеносности и на государственном балансе числятся скорректированные запасы.

Таблица 2.2 - Запасы нефти и растворенного газа

3. Анализ разработки приобского месторождения

3.1 Сравнение фактических и проектных показателей разработки

Северная лицензионная территория. По состоянию на 01.01.2011 г. с начала разработки по СЛТ отобрано 235,069 млн. т нефти и 405,700 млн. т жидкости. Текущий КИН - 0,065, при утвержденном 0,351. Отбор от НИЗ составил 18 %, при обводненности - 58,4%.(рисунок 3.1 и таблица 3.1).

Фактическая добыча нефти за анализируемый период несколько отличается от проектной величины. В 2006 г. наблюдается небольшое отставание в фактических отборах нефти на 1,4 % (-327,6 тыс.т), в 2007 г. больше на 4,9 % (+1279,6 тыс.т) от проектной величины, в 2008 г. больше на 14,8 % (+ 4296,9 тыс.т), в 2009 г. меньше на 1,6 % (-537,1 тыс.т), в 2010 г. меньше на 9,0 % (-2974 тыс.т) . Накопленная добыча нефти по факту почти совпадает с проектным значением - расхождение менее 1,5 %. Фактические уровни добычи жидкости несколько превышают проектные уровни: в 2006 г. - на 2,3 %, в 2007 г. - на 7,6 %, в 2008 г. - на 11,4 %, в 2009 г. - на 0,2 %, в 2010 г. уровни добычи жидкости меньше на 2,5%.

В 2006 г. превышение фактических значений дебитов жидкости (на 15 %), несмотря на большую по сравнению с проектом обводненность продукции (на 2 %), привело к росту дебита нефти (до 10 %), и при почти одинаковом действующем фонде добывающих скважин (меньше всего на 1,5 %) не привело к росту годовой добычи нефти.

Новых скважин по факту было введено на 20 единиц больше и при меньшем дебите жидкости (на 12 %) и меньшей обводненности на 13 % привело к более высокому дебиту нефти (на 4 %) и отбору нефти по новым скважинам.

В 2007 г. превышение фактических значений дебитов жидкости (на 14 %), несмотря на большую по сравнению с проектом обводненность продукции (около 2 %), привело к росту дебита нефти (до 4 %), и при одинаковом действующем фонде добывающих скважин (больше на 5 скважин) привело к росту годовой добычи нефти.

Новых скважин по факту было введено на 62 больше и с большим дебитом жидкости (на 15 %) и меньшей обводненностью на 10 %, что привело к большему отбору нефти по новым скважинам.

В 2008 г. превышение фактических значений дебитов жидкости (на 17 %) и меньшая по сравнению с проектом обводненность продукции (около 2 %), привела к росту дебита нефти (до 21 %). Больший действующий фонд добывающих скважин (больше на 61 скважину) привел к росту годовой добычи нефти.

Новых скважин в 2008 г. по факту было введено на 65 больше и с большим дебитом жидкости (на 1 %) и меньшей обводненностью на 17,4 %, что привело к большему отбору нефти по новым скважинам (на 53%).

В 2009 г. превышение фактических значений дебитов жидкости (на 6,8 %) несмотря на большую по сравнению с проектом обводненность продукции (на 2 %), привело к росту дебита нефти (до 5 %) и при почти одинаковом действующем фонде добывающих скважин (меньше всего на 16 скважин) не привело к росту годовой добычи нефти.

Новых скважин в 2009 г. по факту было введено на 20 штук больше и с большим дебитом жидкости (на 12,5 %) и большей обводненностью на 3,8 %, что привело к большему отбору нефти по новым скважинам (на 18 %).

В 2010 г. фактические значения дебитов жидкости меньше проектных (на 2,2 %), по сравнению с проектом обводненность продукции также выше (на 5,2 %), что привело к снижению дебита нефти (до 10 %) и при почти одинаковом действующем фонде добывающих скважин (больше на 5 скважин).

Новых скважин в 2010 г. по факту было введено на 2 штуки больше и с большим дебитом жидкости (на 38 %) и большей обводненностью на 7,6 %, что привело к большему отбору нефти по новым скважинам (на 36 %).

Большие объемы закачки по сравнению с проектными уровнями (в 2006 г. - 21 %, в 2007 г. - 16 %, 2008 г. - 17 %, 2009 г.- 8,8 %, 2010 г - 7,7% расхождения) приводят к более высоким значениям компенсации (текущей и накопленной). Такой рост закачиваемой воды объясняется большим числом действующих нагнетательных скважин (на 11-18 %). Средняя приемистость нагнетательных скважин почти совпадает с проектной величиной (различие в пределах 2,2 %).

Рисунок 3.1 - Сравнение фактических и проектных показателей разработки СЛТ

Таблица 3.1- Сравнение проектных и фактических показателей разработки (в целом по месторождению)

Проведенный факторный анализ (рисунок 3.2) подтвердил, что за анализируемый период 2006-2010 гг. положительное влияние на добычу нефти оказал только дебит жидкости за счет увеличения объема бурения. Остальные основные показатели разработки привели к снижению добычи нефти. Так, в 2006 г. за счет большей обводненности потери в нефти составили 1368 тыс.т нефти, действующего фонда скважин - 595 тыс.т. Добыча нефти за счет положительного влияния дебита жидкости (1635 тыс.т) не смогла компенсировать отрицательное влияние других факторов. Суммарный недобор нефти по факту составил 328 тыс.т. Аналогичная картина наблюдается в 2007 г. Только за счет положительного влияния дебита жидкости эффект составит 2461 тыс.т нефти. Этого достаточно, чтобы скомпенсировать потери от большей обводненности продукции (минус 1230 тыс.т). Действующий фонд на конец года больше проектного на 5 скважин, прирост в добыче нефти за счет фонда составили 49 тыс.т. Суммарное превышение фактических показателей над проектными за 2007 г. составляет 1280 тыс.т нефти. В 2008 г. положительное влияние на добычу нефти оказали все факторы. Суммарное превышение фактических показателей над проектными за 2008 г. составляет 4297 тыс.т нефти. За 2009 г. отрицательное влияние оказали все факторы кроме среднего дебита (1142 тыс.т), суммарное расхождение составило минус 537 тыс.т нефти. За 2010 г. отрицательное влияние оказали также все факторы, кроме действующего фонда добывающих скважин (91 тыс.т), суммарное расхождение минус 2974 тыс.т. Наибольшее влияние на расхождение проектных и фактических показателей оказала обводненность (-2294 тыс.т).

Рисунок 3.2 - Влияние технологических факторов на расхождение между фактическими и проектными показателями разработки СЛТ Приобского месторождения

Проектный фонд на 01.01.2011 г. составляет 2789 скважин, из них 2023 добывающих, 766 нагнетательных. По факту разбуривание СЛТ Приобского месторождения ведется опережающими темпами: на 01.01.2011 г. превышение составило 111 добывающих и 10 нагнетательных скважин. По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении пробурено 3040 скважины, в т.ч. в добывающих - 2134, нагнетательных - 776, водозаборных - 117, поглощающих - 13. Состояние фонда скважин в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2011 г.

Коэффициент использования фонда скважин в 2010 г. до 0,96 - по добывающим скважинам, 0,97 - по нагнетательным скважинам против проектных значений равных 0,92.

Южная лицензионная территория. Сравнение проектных и фактических показателей разработки ЮЛТ Приобского месторождения проведено за 2006-2010 гг. (рисунок 3.3 и таблица 3.3).

Северная лицензионная территория

По состоянию на 01.01.2011 г. на СЛТ Приобского месторождения пробурено 3040 скважин: 2134 добывающих, 776 нагнетательных, 117 водозаборных, 13 поглощающих. Ликвидировано 70 скважин, 41 - в ожидании ликвидации

В действующем фонде числятся 1916 добывающих (в т.ч. 123 нагнетательных в отработке на нефть) и 654 нагнетательных скважин, в бездействующем фонде 64 добывающие и 120 нагнетательных скважин. Характеристика фонда скважин северной лицензионной территории Приобского месторождения (по состоянию на 01.01.2011 г.) представлена в таблице 3.9.

Весь фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом с использованием установок ЭЦН. Одна скважина работает с использованием ШГН. Фонтанный способ преимущественно применяется в первые 1-3 месяца эксплуатации. Небольшой период фонтанирования скважин является следствием геологических условий и особенностей режима работы продуктивных пластов (низкая проницаемость, отсутствие активной водонапорной системы, относительно низкое содержание растворённого газа в пластовой нефти).

Из механизированных способов явное предпочтение отдано использованию установок ЭЦН, которые подбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от продуктивности.

В 2010 г. коэффициент использования фонда скважин 0,96 - по добывающим скважинам, 0,97 - по нагнетательным скважинам.

На 01.01.2011 г. в эксплуатационном добывающем фонде числятся 1985 скважин, из них 1916 действующих, 64 бездействующих, 5 - в освоении.

Переведены в наблюдательные - 8 скважин, 30 скважин в консервации, 70 скважин ликвидировано, 41 - в ожидании ликвидации.

Значение среднегодовых за 2010 г. дебитов по жидкости составляет 113,4 т/сут, по нефти - 47,1 т/сут.

Таблица 3.9 - Характеристика фонда скважин СЛТ Приобского месторождения (по состоянию на 01.01.2011 г.)

В таблице 3.10 приведено распределение действующего фонда скважин Приобского месторождения по дебитам жидкости и обводненности (по состоянию на 01.01.2011 г.).

Таблица 3.10 - Распределение действующего фонда скважин СЛТ Приобского месторождения по дебитам жидкости и обводненности (по состоянию на 01.01.2011 г.)

С начала разработки в добыче нефти приняла участие 2802 скважины. Накопленная добыча нефти на 01.01.2011 г. Приобского месторождения составила 235,07 млн.т., накопленная добыча жидкости - 405,7 млн.т.

Распределение накопленной добычи нефти по фонду действующих добывающих скважин по состоянию на 01.01.2011 г. показано в таблице 3.11.

Таблица 3.11 - Распределение фонда скважин СЛТ Приобского месторождения по дебитам нефти и накопленной добыче нефти (по состоянию на 01.01.2011 г.)

По состоянию на 01.01.2011 г. на СЛТ Приобского всего 899 нагнетательных скважин. Под закачкой находятся 654 скважины, бездействующие - 120, в освоении - 2, в отработке на нефть - 123.

Среднегодовая приемистость по скважинам за 2010 г. составляет 428,9 м³/сут.

В таблице 3.12 приведено распределение действующего фонда нагнетательных скважин по приемистости (по состоянию на 01.01.2011 г.).

Таблица 3.12 - Распределение фонда нагнетательных скважин СЛТ Приобского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2011 г.)

Как следует из таблицы 3.9 число ликвидированных скважин 70 ед. Причины ликвидации заключаются в сложном геологическом строении и в специфике латерального распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Ликвидации подлежали в основном те скважины, по которым из-за низкого качества коллектора и/или чрезвычайно малой эффективной толщины не удавалось получать притоки нефти.

В консервации находится 30 скважин, из них: 13 разведочных скважин - законсервированы по причине отсутствия обустройства, 15 в ожидании зарезки боковых стволов (кандидаты), 2 - в ожидании смены насоса.

По состоянию на 01.01.2011 г. бездействующий фонд составляет 64 добывающих и 120 нагнетательных скважин. Добывающие скважины переведены в бездействие по причинам аварий и малодебитности, основная часть нагнетательных скважин находятся в сезонной консервации (вследствие низких температур и малой приемистости происходит заморозка водоводов, что приводит к остановке закачки).

Динамика действующего фонда скважин, добычи жидкости, нефти, закачки воды и текущей компенсации по годам разработки приведена на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 - Динамика добычи, закачки жидкости, компенсаций в целом по месторождению

Накопленная компенсация отбора закачкой в целом на 01.01.2011 г. составила 119,1 %.

Южная лицензионная территория

По состоянию на 01.01.2011 г. на ЮЛТ Приобского месторождения пробурена 1931 скважина: 1060 добывающих, 780 нагнетательных, 86 водозаборных, 5 поглощающих. Ликвидировано 32 скважины.

В действующем фонде числятся 1067 добывающих (в т.ч. 273 нагнетательных в отработке на нефть) и 567 нагнетательных скважин, в бездействующем фонде 4 добывающие скважины, нагнетательных скважин в бездействующем фонде нет. Характеристика фонда скважин южной лицензионной территории Приобского месторождения (по состоянию на 01.01.2011 г.) представлена в таблице 3.13.

В 2010 г. коэффициент использования фонда скважин составил 0,97 - по добывающим скважинам и 0,90 - по нагнетательным скважинам.

На 01.01.2011 г. в эксплуатационном добывающем фонде числятся 1098 скважин, из них 1067 действующих, 4 бездействующих, 27 - в освоении.