Основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов

На керновом материале 73 скважин Варьеганского месторождения (32 разведочных и 41 эксплуатационных) выполнен стандартный комплекс массовых исследований керна, включающий определение пористости по керосину и воде, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности, водоудерживающей способности методом центрифугирования, карбонатности и гранулометрического состава.

В 2000 г на месторождении пробурена оценочная скважина № 115 c отбором изолированного керна. Основным назначением комплекса исследований по ней было определение литологических, геофизических и коллекторских характеристик пород в пластах групп «АВ», «БВ», юрских отложений.

Характеристика утвержденного варианта разработки Первая технологическая схема эксплуатации и обустройства опытно-промышленного участка Варьеганского месторождения составлена институтом Гипротюменнефтегаз в 1973 г. и утверждена бюро Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (ЦКР) в январе 1974 г. (протокол № 383 от 18 января 1974 г.).

В схеме выбран участок для первоочередного эксплуатационного разбуривания месторождения и выделено два объекта разработки: Б₁₀ и Б⁸ с бурением на каждый объект самостоятельных сеток скважин.

Общее количество запроектированных скважин — 123, в том числе эксплуатационных — 94, нагнетательных — 29. Для изучения геолого-промысловой характеристики пласта Ю₁ предлагалось пробурить четыре скважины и десять скважин — на верхние пласты.

Ориентировочный уровень добычи нефти после разбуривания участка принят равным 4 млн. т.

Опытно-промышленная эксплуатация начата на месторождении в 1974 г. разведочной скважиной № 2 (пласт БВ₆).

В связи с тем, что при опробовании разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в сводовой части месторождения, выявились газовые шапки, возникла необходимость в новой технологической схеме разработки первоочередного участка.

Такая схема была составлена СибНИИНП и утверждена на бюро ЦКР (протокол № 408 от 26 августа 1975 г.).

В технологической схеме разработки первоочередного участка приняты следующие решения:

• — воздержаться от бурения скважин в пределах контура газоносности залежей;
• — выделить в разрезе месторождения четыре объекта разработки: БВ₉₋₁₀, БВ₈, БВ₆₋₇, БВ₄₋₅ с бурением на каждый объект самостоятельных скважин;
• — скважины каждого объекта размещать по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между ними 600 м;
• — сохранить ранее утвержденный максимальный уровень добычи нефти — 4 млн. т.;
• — проектные скважины размещаются на западном и восточном участках месторождения. Общее их количество составляет 132 единицы;
• — для поддержания пластового давления предлагалось организовать внутриконтурное и законтурное заводнение. На западном участке предлагалось выбрать скважины из числа пробуренных для организации барьерного заводнения.

В 1976 г. СибНИИНП составлена технологическая схема разработки Варьеганского месторождения в целом.

В указанной технологической схеме рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий выделение четырех основных объектов разработки: БВ₉, БВ₈², БВ₇, БВ₆. Бурение скважин объекта Б₉ предусматривалось проводить до вскрытия пластов БВ₁₀ и ЮВ₁, скважин объекта БВ₈² — до вскрытия пласта БВ₁₀, скважин объекта БВ₆ — до вскрытия пласта БВ₇. Залежи пластов ЮВ₁, БВ₁₀, БВ₈¹, БВ₈⁰, БВ₄, БВ₅ рассматривались как возвратные объекты разработки.

Разработка подгазовой зоны месторождения отодвигалась на последующий период, после уточнения контуров газоносности и создания условий для утилизации попутного газа.

Скважины размещались по ранее принятой сетке 600×600 м. Нагнетательные скважины предлагалось размещать в центральной части месторождения вдоль внешнего контура газоносности, на периклинальных участках — разрезающими рядами поперек длинной оси структуры.

Максимальный годовой отбор нефти принят равным 11 млн.т. Максимальный годовой уровень закачки — 25,23 млн. м³.

Общий фонд проектных скважин — 1059, в том числе добывающих — 611, нагнетательных — 272, резервных — 176 (20% от числа скважин основного фонда).

В 1978 г. в связи с завершением разведки месторождения и утверждением запасов нефти и газа ГКЗ СССР СибНИИНП составил новую технологическую схему разработки месторождения, утвержденную ЦКР в мае 1978 г. (протокол № 588 от 16 мая 1978 г.).

По данной технологической схеме на месторождении выделено пять эксплуатационных объектов БВ₆, БВ₇, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀-ЮВ₁.

По первым четырем объектам предусмотрено внутриконтурное заводнение с разрезанием залежей на блоки и с трехрядным размещением добывающих скважин в блоках по сетке 600×600 м. Кроме того, по объекту БВ₆ запроектировано барьерное заводнение (впоследствии барьерное заводнение начато также и по объектам БВ₇ и БВ₈²).

По объекту БВ₁₀-ЮВ₁ запроектировано разбуривание залежей по квадратной сетке, с расстоянием между соседними скважинами — 600 м. Система поддержания пластового давления по этому объекту — площадное заводнение по девятиточечной схеме.

Пласты БВ₄⁰, БВ₄, БВ₅, БВ₈⁰, БВ₈¹ рассматривались как возвратные объекты.

Проектный уровень добычи нефти определен по месторождению в 13 млн.т. (с удержанием его в течение 1981;1985 гг. включительно). Проектный уровень добычи жидкости — 19,1 млн. т, максимальный годовой объем закачки воды — 33,3 млн. м³.

Общее число проектных скважин определено в 1414 единиц, в том числе 965 эксплуатационных, 403 — нагнетательных и 46 резервных.

Основным способом эксплуатации скважин определен механизированный (газлифтный и насосный).

В 1980 г. СибНИИНП составлена технологическая схема разработки пластов БВ₄₋₅ Варьеганского месторождения, утвержденная ЦКР в 1981 г. (протокол № 905 от 18 марта 1981 г.).

По утвержденному варианту разработка объекта БВ₄₋₅ предусматривается квадратной сеткой скважин с расстоянием между ними 600 м. Система поддержания пластового давления — площадная девятиточечная.

Общий фонд скважин объекта Б₄₋₅ определен в 272 единицы, в том числе добывающих — 175, нагнетательных — 48, резервных — 45, газодобывающих — четыре.

Проектный уровень добычи нефти по объекту составил 1,95 млн.т. В сумме по месторождению по данным предыдущих технологических схем он составил 14,1 млн.т.

Проектный уровень добычи жидкости по месторождению по этим же данным — 21,37 млн.т. (1987 г.), максимальный объем закачки воды — 38,4 млн. м³.

В процессе эксплуатации месторождения создано несколько проектных документов, что было обусловлено как неодновременностью ввода объектов в разработку, так и необходимостью корректировки основных проектных решений в связи с накоплением геолого-промысловой информации. Кроме того, в процессе освоения месторождения, начиная с 1985 г., ежегодно разрабатывались геолого-технические мероприятия, в которых, наряду с реализацией проектных решений, предусматривалось совершенствование систем разработки и повышение эффективности использования проектного фонда скважин.

Технологическая схема разработки Варьеганского месторождения утверждена на ЦКР Миннефтепрома (протокол № 1183 от 18.02.1986 г.) со следующими принципиальными положениями:

• -проектный уровень добычи нефти-21,0 млн. т /год;
• -проектный уровень добычи жидкости-59,5 млн. т/ год;
• -максимальный объем закачки воды-100,4 млн. м³ /год;
• -выделение 11 эксплуатационных объектов (БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, БВ₆,? БВ₇, БВ₈⁰+БВ₈¹, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂);
• -дальнейшее развитие утвержденных блоков трехрядных систем в сочетании с законтурным заводнением по объектам БВ₆,? БВ₇, БВ₈², БВ₉ (сетка 600*600 м), в том числе по объектам БВ₆, ?БВ₇, БВ₈² в сочетании с барьерным заводнением;
• -реализация утвержденных площадных девятиточечных систем (сетка 600*600 м) в сочетании с барьерным заводнением по объектам БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, ЮВ₁¹, ЮВ₁²;
• -внедрение трехрядной блоковой системы (сетка 400*400 м) по объекту

БВ₈⁰+БВ₈¹ с усилением системы воздействия на пласт БВ₈⁰ путем вскрытия его в 218 самостоятельных нагнетательных скважинах и в 204 скважинах — совместно с БВ₈¹ с переходом на очагово-избирательную систему;

• -внедрение площадных пятиточечных систем по объекту ЮВ₂ (сетка 400*400 м) и объекту Б₁₀ (сетка 600*600 м);
• -общий проектный фонд скважин 3595, в том числе 1898 добывающих, 1268 нагнетательных, 376 резервных, 31 газодобывающая и 22 пьезометрические и контрольные скважины;
• -давление па устье нагнетательных скважин по объектам БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, БВ₆,? БВ₇, БВ₈², БВ₉ — 130 кгс/см², по объектам БВ₈⁰+БВ₈¹, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂ -180 кгс/см²;
• -применение фонтанного, насосного и газлифтного способов эксплуатации скважин.

Далее разработка месторождения велась согласно «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Варьеганского месторождения», утвержденной ЦКР Миннефтегазпрома (протокол № 1377 от 30.05.1990 г.).

Начальные балансовые запасы нефти, конденсата, свободного газа и конечные КИН как по месторождению в целом, так и по отдельным залежам утверждены Протоколом ГКЗ в марте 1990 г.

В Дополнительной записке к Технологической схеме разработки Варьеганского месторождения с учетом сложившегося состояния разработки месторождения уточнены геолого-физические параметры пластов, проектные технологические показатели разработки и даны рекомендации в отношении совместной эксплуатации горизонтов БВ₈⁰ и БВ₈¹, ЮВ₁¹ и ЮВ₁², бурения уплотняющих скважин и расширения масштабов применения газлифтного способа эксплуатации. Выделены 10 эксплуатационных объектов, на которые запроектированы следующие системы разработки:

БВ₄ — площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600×600м);

БВ₅ — площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600×600м);

БВ₆ — трехрядная + барьерное заводнение (600×600м);

БВ₇ — трехрядная + барьерное заводнение (600×600м);

БВ₈⁰+БВ₈¹ — трехрядная (400×400м);

БВ₈² — трехрядная + барьерное заводнение (600×600м);

БВ₉ — трехрядная (600×600м);

БВ₁₀ — площадная пятиточечная (600×600м);

ЮВ₁¹+ЮВ₁² — площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600×600м);

ЮВ₂ — площадная пятиточечная (400×400м);

Проектный фонд скважин — 3395 (в том числе 2015 добывающих, 1322 — нагнетательных, 53 специальные и 205 резервных).

Запроектирована снижающаяся добыча нефти: в целом по месторождению с 10 954,1 тыс. т в 1989 г до 1837,6 тыс. т в 2000 г при росте обводненности с 74 до 95,9%.

В 1998 г. ВНИИнефть составлен последний проектный документ на разработку: «Проект разработки Варьеганского месторождения», утвержденный ЦКР в 1998 г. (протокол № 2270 от 18.06.98 г.), и принят в качестве анализа разработки и мер по совершенствованию систем разработки продуктивных объектов Варьеганского месторождения, который в настоящее время является рабочим проектным документом.

Составление настоящего проекта разработки вызвано необходимостью уточнения проектных уровней добычи нефти (как по отдельным эксплуатационным объектам, так и по месторождению в целом). Большинство решений последнего проектного документа (1989 г.) не выполнены, что обусловлено влиянием следующих трех основных факторов, которые являются основополагающими как для месторождения, так и для отдельных объектов (в порядке значимости):

• 1) отставанием фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин от проектного (особенно действующего фонда скважин), что связано с меньшими фактическими объемами бурения и большим по сравнению с проектом количеством бездействующих скважин;
• 2) меньшими по сравнению с проектными коэффициентами эксплуатации;
• 3) запаздыванием с переводом фонтанных скважин на механизированную добычу (газлифт, ЭЦН).

Основные решения и рекомендации проектного документа заключается в следующем:

На базе комплексного геолого-промыслового изучения Варьеганского месторождения, с учетом сложившейся истории и фактического состояния его разработки, выделены следующие эксплуатационные объекты Б₄, Б₅, Б₆, Б₇, Б₈⁰+Б₈¹, Б₈², Б₉, Б₁₀, Ю₁¹+Ю₁², Ю₂, А₇₋₈, ачимовская пачка.

Первоочередной задачей дальнейшей эксплуатации Варьеганского месторождения являются вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти, что обуславливает необходимость бурения новых добывающих и нагнетательных скважин и более эффективное использование существующего фонда (проведение восстановительных работ по бездействующим скважинам).

При прогнозе технико-экономических показателей как по отдельным объектам, так и по месторождению в целом рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся темпами ввода новых скважин и объемом восстановительных работ по бездействующему фонду, включающих изоляцию обводненных интервалов, установление и замену подземного оборудования для механизированной добычи, ликвидацию негерметичности эксплуатационных колонн и затрубной циркуляции и др.

Проектный фонд новых добывающих и нагнетательных скважин, предназначенных для бурения — 842 единицы (486 добывающих и 356 нагнетательных). Проектное количество скважин, подлежащих восстановлению — 300 добывающих и 207 нагнетательных.

Коэффициент эксплуатации новых скважин принят равным 0,45; по переходящему фонду для добывающих скважин — 0,9 и для нагнетательных скважин — 0,7.

Технологический критерий для отключения добывающих скважин из эксплуатации — достижение 98% обводненности продукции.

Новые нагнетательные скважины рекомендуется первоначально эксплуатировать в качестве добывающих (не менее 1 — 1,5 лет).

В связи со значительными фактическими объемами закачанной воды и значительным превышением текущих пластовых давлений над начальными значениями по месторождению предлагается сократить общие объемы закачиваемой воды и упорядочить закачку по объектам, исходя из 110 — 120% ежегодной компенсации отбора жидкости в пластовых условиях (на потери нагнетаемой воды запланировано 20% общего объема). При этом необходимо полностью использовать подтоварную воду в качестве рабочего агента для закачки в пласты. При условии выполнения проектных решений по отборам жидкости сточные воды будут на 80% обеспечивать планируемые объемы закачки.

Для каждого из объектов рассмотрены следующие системы разработки.

По объектам Б₆, Б₇, Б₈², Б₉ — трехрядная блоковая система, которая на дату составления настоящего проектного документа практически полностью реализована. Поэтому основные запланированные мероприятия связаны с восстановлением бездействующего фонда и бурением отдельных добывающих скважин для повышения эффективности выработки запасов на отдельных участках.

По объектам Б₄, Б₅ — площадная девятиточечная, по объекту Б₁₀ — площадная пятиточечная система. В настоящее время указанные системы на перечисленных объектах реализованы лишь частично, поэтому по этим объектам предусмотрено бурение новых добывающих и нагнетательных скважин и восстановление бездействующего фонда.

По объектам Б₈⁰ + Б₈¹ и Ю₁¹+Ю₁² предусмотрена двухстадийная схема, что обусловлено наличием значительных площадей, практически неохваченных разработкой, на которых размещен основной проектный фонд.

По объекту Б₈⁰ + Б₈¹ в качестве исходной заложена трехрядная блоковая система. В дальнейшем, по мере выработки запасов и продвижения фронта вытеснения предлагается перенести линию нагнетания на первые ряды добывающих скважин, а в центральном ряду осуществить бурение уплотняющих добывающих скважин.

По объекту Ю₁¹ + Ю₁² основное бурение запланировано на нижний горизонт, в частности на центральную его часть, отличающуюся ухудшенными геолого-физическими характеристиками и в настоящее время практически не разбуренную. Первоначально предполагается формирование девятиточечной площадной системы с последующим ее преобразованием в однорядную за счет перевода отдельных добывающих скважин под закачку и бурения дополнительных уплотняющих добывающих и нагнетательных скважин.

По объектам Ю₂, А₇₋₈ и ачимовской пачки — площадная пятиточечная система с плотностью сетки 25 га/скв.

максимальный уровень добычи нефти — 2238,6 тыс. т. достигается в 2008 году;

максимальный уровень добычи жидкости — 20 360 тыс. т. достигается в 2010 году;

максимальный уровень закачки воды — 26 154 тыс. м³ достигается в 2009 году;

утвержденный ГКЗ конечный КИН (0,305 для месторождения в целом).

Динамика основных прогнозных показателей разработки по Варьеганскому месторождению приведена на рисунке 2.2.

Рис. 2.2. Динамика основных прогнозных показателей разработки по Варьеганскому месторождению

С целью более рационального использования существующего фонда рекомендуется следующее:

• 1) перевод на вышеили нижележащие объекты высокообводненных бездействующих добывающих скважин, дальнейшая эксплуатация которых на данном объекте не предполагается (в случае нецелесообразности изоляции в них обводненных пропластков и продолжения добычи нефти из еще не выработанных интервалов). Указанные скважины располагаются чаще в первых рядах от линии нагнетания и могут иметь на других объектах более благоприятные условия для эксплуатации;
• 2) при общем требовании раздельной разработки объектов в отдельных случаях допустимы приобщение пластов и совместная эксплуатация нескольких объектов при условии сопоставимости геолого-физических характеристик продуктивных пластов в разрезе скважины;
• 3) в связи с высокими удельными расходами газа осуществление на месторождении газлифтной эксплуатации в настоящее время оказалось экономически нецелесообразным из-за высоких удельных расходов газа. Поэтому рекомендуется при необходимости скважины газлифтного фонда переводить на эксплуатацию ЭЦН.

Для повышения эффективности разработки и улучшения выработки извлекаемых запасов нефти имеются определенные резервы такие, как: проведение гидроразрывов на низкопродуктивные коллектора; вибровоздействие на пласт и призабойную зону; форсированный отбор жидкости; проведение геолого-технических мероприятий по ограничению водопритоков; использование технологий воздействия, обеспечивающих изменение направления потоков жидкости в пластах; совершенствование технологий первичного и вторичного вскрытия и освоения скважин низкопродуктивных пластов; совершенствование технологий смены насосов и рецептуры растворов «глушения»; отработка технологии освоения скважин низкопродуктивных объектов под нагнетание воды и поддержания их стабильной приемистости.

Опыт применения указанных мероприятий на Варьеганском месторождении либо очень ограничен, либо отсутствует, поэтому без проведения опытно-промышленных работ рекомендовать массовое их внедрение невозможно. Кроме того, все эти мероприятия являются лишь дополнительным средством для повышения эффективности выработки запасов; применение их целесообразно только в сочетании с проведением масштабных работ по восстановлению на месторождении действующего фонда скважин и регулярной системы заводнения.

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

В разработке находятся 9 объектов, содержащих как нефтегазовые, так и нефтяные залежи: БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈⁰⁻¹, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁¹⁻².

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 БВ₈⁰⁻¹ и БВ₁₀. Именно на этих двух объектах, а также на объекте ЮВ₁¹⁻² сосредоточены основные объемы буровых работ в настоящее время. Динамика бурения и ввода скважин на месторождении приводится на рисунке 2.3.

Рис. 2.3. Динамика ввода новых скважин на Варьеганском месторождении

Согласно утвержденному варианту «Анализа разработки…», на основании которого ведется разработка месторождения последние 2 года, проектный фонд составляют 3354 скважины.

По состоянию на 1.01.2006 года на месторождении пробурены 2703 скважины. Проектный фонд реализован на 81%. Для бурения остается еще 651 скважина.

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 не разбуренных краевых участках и в зонах предполагаемого расширения контуров нефтеносности. Процент реализации проектного фонда по этим объектам изменяется в диапазоне от 84% (объект БВ₅) до 98% (объект БВ₈²) (табл. 2.1).

Таблица 2.1 Состояние реализации проектного фонда скважин.

Наибольшее количество скважин для бурения остается на пластах, представленных прерывистыми коллекторами, где ещё имеются запасы нефти, не вовлеченные в разработку (объект БВ₈⁰⁻¹), а также на практически не эксплуатируемых до настоящего времени незначительных по площади и запасам пластах АВ₇₋₈, ЮВ₂ и БВ₂₂ (Ач). Так, по объекту БВ₈⁰⁻¹ проектный фонд на сегодняшний день реализован на 69%, по «малым» объектам — лишь на 25%.

Всего за период 2004;2005 г. г. на месторождении предполагалось пробурить 24 скважины, фактически пробурено 13 скважин. Основное бурение в эти годы осуществлялось на объектах БВ₁₀ и ЮВ₁¹⁻² — 69% всех объемов буровых работ. В связи с низкой эффективностью новых скважин и предполагаемым изменением структуры запасов бурение временно было приостановлено.

По состоянию на 1.01.2006 года в добывающем фонде числятся 1824 скважины, из которых к настоящему времени 157 ликвидированы или ожидают ликвидации, 106 скважин переведены в категорию контрольных или пьезометрических, 280 скважин находятся в консервации. Действующий добывающий фонд месторождения составляют 42,5% скважин. Состояние реализованного фонда скважин представлено в таблице 3.2.

Нагнетательный фонд месторождения составляют 897 скважин. Выбыли из эксплуатации (ликвидированы, переведены в категории пьезометрических, контрольных, консервацию) 199 скважин. Под закачкой в настоящее время находятся 27,6% скважин нагнетательного фонда.

Более подробная характеристика реализованного фонда скважин и результатов его эксплуатации по объектам разработки приводится в следующей главе 3.