Оценка эффективности применяемой системы заводнения нефтяных пластов

После составления последнего проектного документа (технологическая схема разработки, 1998 г), была пробурена одна скважина 1313р в апреле 1999г., которая оказалось за контуром нефтеносности и не внесла уточнений в геологическое строение залежей месторождения, а в скважинах 1308р и 1316р было дополнительно проведено опробование, которое несколько изменило рисовку контуров нефтеносности и запасы в районе этих скважин.

 

3.   Геологическое строение месторождения и залежей.

Стратиграфия

При разведке и разработке Восточно-Правдинского месторождения глубокого бурения скважин на вскрытие палеозойского фундамента не велось. Стратиграфический разрез месторождения описан по аналогии с соседними месторождениями. Описание приводится в сокращенном виде согласно унифицированной стратиграфической схеме 1990 года. Геологический разрез месторождения слагается мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающими на поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент

Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних Правдинской и Салымской площадях, представлены метаморфизированными известняками, мергелями, кварцевыми базальными порфиритами с зеленоватым оттенком. Кора выветривания сложена эффузивами светло-зеленовато-серого цвета, состоящими из стекловатой массы с присутствием многочисленных округлых миндаленок. Порода имеет неоднородное строение и носит следы выветривания, каолинитизации-карбонитизации.

Юрская система

В разрезе юрской системы выделяются все три отдела - нижний, средний и верхний.

Нижний отдел включает низы тюменской свиты, представлен аргиллитами с прослоями линзами песчаников и алевролитов. Аргиллиты черные, плотные. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, полимиктовые, аркозово-граувакковые, местами известковистые. Толщина отложений достигает 175 м.

Средний отдел, верхняя часть тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников и алевролитов с аргиллитами темно-серыми. В верхней части тюменской свиты выделяется песчаный пласт ЮС2, вскрытый и опробованный скважиной 1302р. Толщина пласта составляет 45 м.

Верхний отдел - абалакская, георгиевская, баженовская свиты. Верхнеюрские отложения в основном представлены аргиллитами серыми и темно-серыми до черных битуминозными алевритами. В верхах абалакской свиты наблюдается чередование слоев аргиллитов и алевролитов слюдистых. Толщина свиты в скважине 1302р составляет 17м.

Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, плотными, с прослойками известняков. Толщина свиты - 9 м.

Баженовская свита сложена аргиллитами черными, битуминозными, часто листоватыми известковатыми. Толщина свиты - 33 м (в скважине 1302р).

Меловая система

Меловая система представлена всеми отделами и ярусами (рисунок 3.3.1). Нижнемеловой отдел, берриасский, валанжинский ярусы (ахская свита). В осно-вании яруса залегают отложения ачимовской толщи. Песчаники и алевролиты толщи серые, мелкозернистые, слюдистые, массивные с редкими включениями растительных остатков. Общая толщина берриасс-валанжинского яруса достигает 300 м.

Готерив-барремский ярус представлен в нижней части ахской свитой, в верхней - черкашинской.

Ахская свита (ачимкинская, южно-балыкская, тепловская, усть-балыкская пачки) объединяет пласты группы "Б": от БС1 до БС10. На Восточно-Правдинском месторождении выделяется два продуктивных пласта: БС6 и БС8.

Продуктивные пласты представлены песчаниками светло-серыми, серыми и коричневато-серыми, мелко- и среднезернистыми, полимиктовыми, иногда аркозовыми, алевритистыми, слюдистыми, с включением обуглившегося растительного детрита.

Толщина песчаных пластов колеблется от 10 до 30 м. Толща серых, темно-серых, с зеленоватым оттенком глин (пимская пачка) является покрышкой для залежей, приуроченных к продуктивным пластам группы БС.

Черкашинская свита. Верхняя подсвита сложена чередованием пластов песчаников серых, мелкозернистых, алевролитов и аргиллитов. К этой толще приурочены пласты группы "А": АС4 - АС12.

Толщина готерив-барремского яруса -550 м.

Аптский ярус (алымская, викуловская свиты) состоит из чередования между собой пачек глин с аргиллитами от темно-серых до черных, массивных, крепких, с линзами светлых алевролитов. Глины черные, битуминозные, с углистым детритом. Толщина яруса - 370 м.

Альбский ярус (ханты-мансийская свита) представлен чередованием пластов песчаников и алевролитов, глин темно-серых и зеленовато-серых. Общая толщина апт-альбских отложений от 650 до 670 м.

Верхнемеловой отдел, сеноманский ярус (уватская свита) представлен чередованием песков, песчаников и алевролитов серых, зеленовато-серых, глин от тонкоотмученных до алевритистых. Толщина свиты - 260-300 м.

Туронский ярус (кузнецовская свита) - глины темно-серые, плотные, жирные с линзами глауконитового песка. Толщина свиты - до 30-40 м.

Коньяк-сантонский, кампанский ярусы (березовская свита) расчленяются на две подсвиты: нижнюю - глины опоковидные, серые, с редкими прослоями песчанистых алевролитов и верхнюю - глины серые, темно-серые с зеленоватым оттенком. Общая толщина отложений - 130-150 м.

Маастрихт-датский ярус (ганькинская свита) представлен глинами желтоватого и зеленовато-серого цвета, иногда буроватыми, тонкослоистыми, прослоями известковистыми. Толщина отложений 70 м.

Палеогеновая система

Палеогеновая система включает в себя породы трех отделов.

Палеоценовый отдел (талицкая свита) - глины серые, темно-серые, иногда зеленоватые с прослоями алевролита глинистого с глауконитом и сидерита. Толщина талицкой свиты - 120 м.

Эоценовый отдел (люлинворская свита), верхний эоцен (низы тавдинской свиты) представлен глинами зеленоватыми и желтовато-зеленоватыми. В нижней части глины опоковидные. В средней части присутствует прослой диатомитовых глин. Толщина отложений - 220-250м.

Олигоценовый отдел. Нижний олигоцен (тавдинская свита) - глины светло-зеленоватые, голубовато-зеленоватые с линзовидными прослойками кварцевого алевролита. Толщина отложений - 130-150 м. Средний олигоцен (алтымская, новомихайловская свиты) - пески и алевролиты, светло-серые, почти белые, с прослоями бурых глин, встречаются остатки лигнита. В верхней части - переслаивание глин, песков кварцево-глауконитовых, алевролитов, с многочисленными включениями углистого детрита. Толщина составляет 130 м. Верхний олигоцен (туртаская свита) -  чередование глин, алевролитов зеленовато-серых, с прослоями песков, диатомитов. Толщина отложений - от 35 до 40 м.

Четверичная система

Отложения четвертичной системы в нижней части сложены неравномерным чередованием песков разнозернистых, с зеленоватыми глинами, встречаются линзы галечников. В верхней части - озерно-аллювиальные, аллювиальные и болотные отложения: торф, ил, суглинки и супеси. Толщина отложений - 50-60 м.

Тектоника

Согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (главный редактор В. И. Шпильман, 1998 г.), Восточно – Правдинское месторождение расположено в зоне сочленения Салымского мегавала и Малобалыкской мегаседловины и приурочено к локальному куполовидному поднятию, которое является структурой III порядка (рисунок 2.2).

Восточно-Правдинская структура по отражающему горизонту "Б" на структурной карте представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания размерами 5,5´1,5 км и высотой 25-28 м, вытянутую с северо-запада на юго-восток по замыкающейся изолинии -2825 м. По верхним отражающим горизонтам структура в основном сохраняет свою форму, наблюдается лишь выполаживание крыльев. Структура расположена в 4 км восточнее скв.503 Правдинского месторождения (Пойкинской структуры). Таким образом, тектонические условия рассматриваемой площади могут считаться благоприятными для формирования нефтяных залежей в неокоме и являются одним из основных критериев для положительной оценки перспектив нефтеносности данной площади.

Учитывая, что продуктивные пласты БС6-8 развиты на восточном крыле Пойкинской структуры (по мере погружения осадков), перспективы нефтеносности Восточно-Правдинской структуры еще более возрастают, так как здесь можно встретить эти пласты со значительными толщинами.

 

 

 

 

 

 

4. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки

 

1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

 

Промышленно нефтеносносными на Восточно-Правдинском месторождении являются отложения пластов БС6, БС81, БС82. На месторождении в продуктивных коллекторах выделены десять  залежей нефти: в пласте БС6 - три залежи, в пласте БС81 – четыре  залежи и в пласте БС82 - три залежи нефти. В настоящее время в разработке находятся три залежи нефти: основная 1 залежь пласта БС6 , залежь 1 пласта БС81  и залежь 3 пласта БС82. Схема расположения залежей месторождения представлена на рисунке 3.4.1.

Разбуривание месторождения (залежь 1 пласта БС6) велось согласно уточненному проекту пробной эксплуатации, составленному СибНИИНП в 1993 году по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м (S1 = 21,7 × 104 м2/скв). Утвержденный проектный фонд 88 скважин, в том числе 35 добывающих, 34 нагнетательных, 14 резервных, одна контрольная и 4 водозаборных.

Технологической схемой разработки Восточно-Правдинского месторождения было утверждено к бурению (по четвертому варианту) разработки 42 скважины, в том числе 26 добывающих и 16 нагнетательных. Общий фонд скважин должен был составить 119, в т.ч. добывающих – 75, нагнетательных 38, контрольных – 2, водозаборных 4. Предлагалось в 2003 году разбуривание новых участков основной залежи пласта БС6, запасы которых относятся к категории С1 – всего 5 скважин. Забегая вперед, отметим, что это проектное решение не выполнено. В этот же период предполагалось проведение работ по опытно-промышленной эксплуатации и исследованию разведочной скважины 1305р с запасами категории С2. После подтверждения промышленных запасов в этой зоне в 2005 году предполагалось бурение 4 новых скважин. Это решение также не выполнено.

По состоянию на 01.01.2005 г. на  месторождении пробурены 78 скважин различных категорий, в том числе 12 разведочных, 57 проектных, 4 сверх проектного фонда согласно протоколу геолого-технического совещания НГДУ «Правдинскнефть» от 23.03.1990 г. и 5 водозаборных. Характеристика фонда по пластам и месторождению в целом представлена в таблице 3.4.1.

Рисунок 3.4.1 – Схема залежей Восточно-Правдинского нефтяного

месторождения

 

 

Таблица 3.4.1 – Характеристика фонда скважин Восточно –

Правдинского месторождения по состоянию на 01.01.2005 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

53*,78* -  в т.ч. три скважины на  другие пласты

5**, - в т.ч.2 скважины на пласт  Юо

2***- в т.ч. 1 скважина на пласт  БС10

Эксплуатационный фонд составляют 48 скважин, в том числе по пласту БС6 – 44, по пласту БС8 – 4. Из 48 эксплуатационных скважин добывающих – 29,  нагнетательных – 19. Контрольный фонд составляют 2 скважины. Переведены в пьезометры 9; в том числе 7 скважин после отработки на нефть. В консервации 6 скважин; в том числе 5 скважин разведочного фонда. Отбор из них не проводился. Одна скважина (скв.253) переведена в консервацию после незначительного отбора нефти по пласту БС82. Ликвидированы и в ожидании ликвидации  пять скважин, в том числе 2 скважины (скв.1305p, 1313p) по пласту Ю0; в ожидании ликвидации три скважины, в том числе одна нагнетательная (скв.100), одна (скв.1p) по пласту БС10, одна (скв.237) по пласту БС6.

Как уже было отмечено выше, сверх проекта пробной эксплуатации на залежи пластов БС8 и БС6 пробурены 4 скважины (405,408, 409, 409б). Добыча продукции велась из трех скважин. По состоянию на 01.01.2005 г. в эксплуатационном фонде, из числа пробуренных сверх проекта, числятся 2 скважины, в пьезометры переведена одна скважина. Скважина 409 ликвидирована.

Нагнетательный фонд составляют 20 скважин, в том числе 19 скважин пласта БС6, одна скважина (скв.103) пласта БС8. Закачка воды на 01.01.2005 года велась в 13 скважин пласта БС6. В бездействии находятся 6 скважин, в том числе скважина 103 пласта БС81; в ожидании ликвидации одна скважина (скв.100). Таким образом, на Восточно-Правдинском месторождении пробурены по проектной сетке 60 скважин, что составляет 50,4 % от проектного фонда предусмотренного технологической схемой.

 

 

 

 

 

 

 

3.4.2 Динамика дебитов и обводненности. 

 

Одной из задач анализа разработки Восточно-Правдинского месторождения является определение стратегии и тактики доразработки пластов БС6 (основная залежь 1) и БС81, БС82 (разрабатываемые залежи 1 и 3 соответственно). Решение поставленной задачи позволило объяснить текущее состояние дел на месторождении и выработать оптимальные варианты его разработки. Для выполнения поставленной задачи была использована фильтрационная модель (ФМ). ФМ позволяет методом вычислительного эксперимента дать анализ сложившейся ситуации на месторождении, а также проиграть последствия принятия того или иного технологического решения производственной задачи.

На рисунке 3.4.2.1 приведено распределение скважин по дебиту жидкости и нефти за декабрь 2004 г. Средняя величина дебита жидкости по 24 скважинам пласта БС6 действующего фонда равна 45,4 т/сут при средней обводненности 89.0 %. Основная часть добывающих скважин (15 скв.) пласта БС6 работает с дебитом жидкости до 5 т/сут. Эти скважины высокообводненные. Средняя обводненность составляет по ним 96.7 %. Три скважины работают с дебитом по жидкости от 20 до 50 т/сут при обводненности     69.5 %. Четыре скважины высокодебитные. Средний дебит по жидкости по этим скважинам составил более 150 т/сут при обводненности 86.9 %. По пласту БС8 одна скважина эксплуатируется с дебитом по жидкости до 5 т/сут, две с дебитами жидкости от 10 до 50 т/сут, средний дебит жидкости на 01.01.2005 г. по пласту БС8 равен 15.1 т/сут.