Основные этапы проектирования разработки месторождения

 

За 43-летний период эксплуатации институтами Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП, СургутНИПИнефть было составлено десять проектных технологических документов на разработку месторождения [4 – 11].

Первый проектный документ – «Технологическая схема разработки Западно-Сургутского месторождения Тюменской области» – составлен институтом Гипротюменнефтегаз в 1966 году по результатам пробной эксплуатации 20 разведочных скважин (протокол бюро ЦКР МНП от 16.03.1966 г. №63)

Технологическая схема была составлена для пластов БС1 и БС2-3, которые рассматривались в качестве объекта разработки БС1+БС2-3.

Основные технологические решения и показатели разработки:

– применение по пластам БС₁+БС_2-3 внутриконтурного (с двумя линиями разрезания) и законтурного заводнения с разбуриванием по равномерной сетке 700х700 м (49 га/скв.);

– бурение всех скважин со вскрытием пласта БС₁₀;

– в целях изучения промысловой характеристики пласта БС₁₀ в 20% фонда пласта БС1 пласт БС₁₀ перфорируется раздельно; система разработки пласта БС₁₀ определяется после получения дополнительных данных об особенностях его строения и промысловой характеристики;

– фонд скважин – 286, в том числе: добывающих – 134, нагнетательных – 52, резервных – 100;

– максимальный уровень добычи нефти по объекту БС₁+БС_2-3 – 3.5 млн.т/год;

– в целях учёта пласта БС₁₀ при проектировании обустройства месторождения предусматривается максимальный годовой уровень добычи нефти по этому пласту – 1 млн.т/год.

В 1969 году институтом Гипротюменнефтегаз был составлен второй проектный документ – «Технологическая схема разработки Западно-Сургутского нефтяного месторождения Тюменской области» (протокол бюро ЦКР МНП от 29.04.1969 г. №231).

Основные технологические решения и показатели разработки:

– разработка пластов БС₁, БС_2-3, БС₁₀ одной системой разработки скважин;

– поперечное разрезание залежей при пятирядном (центральная часть) и трехрядном (южная часть) размещении скважин по сетке 700х700 м;

– отказ от законтурного заводнения;

– на первой стадии разработки осуществляется в основном совместная эксплуатация пластов, проведение опытных работ по одновременно-раздельной эксплуатации;

– для более полного контроля за разработкой предусматривается бурение контрольных скважин из числа резервных с раздельным вскрытием пластов в количестве 20 – 85 с равномерным размещением их на залежах пластов БС₁ + БС_2-3 и БС₁₀;

– фонд скважин – 348, в том числе: добывающих – 174, нагнетательных – 74, резервных – 100;

– максимальный уровень добычи нефти – 4.95 млн.т/год.

Основные принципиальные положения и технологические показатели: «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения» годов показаны на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Основные принципиальные положения и технологические показатели: «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения»

 

В 1977 году МНП СССР было рассмотрено «Состояние разработки Западно - Сургутского и Западно-Сургутского месторождений Главтюменнефтегаза» (протокол Геологического управления МНП от 06.04.1977 г.). При рассмотрении текущего состояния разработки Западно-Сургутского месторождения было отмечено, что «наличие в разрезе залежей, резко отличающихся по продуктивности при их совместной эксплуатации, привело к неравномерной выработке запасов нефти». В связи с этим, СибНИИНП было рекомендовано в проекте разработки провести разукрупнение объектов в зонах совместной эксплуатации двух и более пластов.

В 1978 году СибНИИНП был составлен «Проект разработки Западно-Сургутского месторождения» (протокол ЦКР МНП от 16.05.1978 г. №585).

Основные технологические решения и показатели разработки:

– разукрупнение эксплуатационных объектов путем бурения самостоятельных скважин и организация системы заводнения на каждый пласт;

– дальнейшее развитие системы воздействия по пластам БС1 и БС2-3 при трехрядном (600х600 м) и пятирядном (700х700 м) размещении скважин путём организации очагового и приконтурного заводнения;

– разработка пластов БС₁₀ и БС₁₁ совместной сеткой скважин при площадной системе заводнения по сетке 350х700 м – на разбуренных участках и по девятиточечной системе 500х500 м – на вновь вводимых;

– фонд скважин – 1356, в том числе: добывающих – 824, нагнетательных – 379, резервных –126, водозаборных и поглощающих – 27;

– максимальный уровень добычи нефти – 4.81 млн.т/год (1979 г.).

В 1982 году СибНИИНП был выполнен «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 года» (протокол ЦКР МНП от 03.11.1982 г. №1004). В соответствии с данным документом были переутверждены уровни добычи нефти по месторождению на период 1982 – 1990 годов без изменения ранее утверждённых основных технологических решений.

В 1984 году ЦНИЛ ПО «Сургутнефтегаз» выполнила «Технологическую схему опытно-промышленной разработки первоочередного участка пласта ЮС2 Западно-Сургутского месторождения», (протокол технического совета ПО «Сургутнефтегаз», 1984 г.).

Выделение девяти эксплуатационных объектов: АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂ по способам разработки представлено в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1- Дальнейшая реализация систем разработки Западно – Сургутского месторождения

Объект	Способ разработки
БС1	Трехрядные и пятирядные системы с уплотнением и очаговым заводнением
БС2-3	Трехрядные и пятирядные системы с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением
БС10	Трехрядные и пятирядные системы с уплотнением и очаговым заводнением. На северо-западной части основной залежи – площадная девятиточечная система с плотностью сетки – 25 га/скв. с уплотнением на отдельных участках. На Восточной залежи – трехрядная система с размещением наклонно-направленных и горизонтальных скважин по равномерной треугольной сетке (600 х 600 м) с плотностью сетки – 31.2 га/скв.
БС11	Избирательные и трехрядные системы с уплотнением и очаговым заводнением, продолжение оптимизации системы разработки.
АС9, БС4, БС12, ЮС1	Разработка существующим фондом скважин с использованием скважин, возвратных с других объектов

 

Разработка залежей объектов АС₉, БС₄, БС₁₂, ЮС₁ существующим фондом скважин с использованием скважин, возвратных с других объектов.

Основные технологические решения и показатели разработки:

– применение площадной девятиточечной системы по сетке 500х500 м;

– проектный фонд скважин – 31, в том числе: добывающих – 21, нагнетательных – 9, контрольных – 1;

– проектный уровень добычи нефти – 38 тыс.т/год.

В 1985 году ЦНИЛ ПО «Сургутнефтегаз» выполнила «Технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации пластов БС4 и АС9» (протокол технического совета ПО «Сургутнефтегаз» от 22.08.1985 г.).

Основные технологические решения и показатели разработки:

– разработка пластов БС4 и АС9 скважинами, переведенными с других объектов;

– фонд скважин по пласту БС4 – 9, в том числе: добывающих – 6, нагнетательных – 3; фонд для бурения – 1;

– фонд скважин по пласту АС9 – 9, в том числе: добывающих – 6, нагнетательных – 3; фонд для бурения – 1;

– проектный уровень добычи нефти по пласту БС4 – 32 тыс.т/год, по пласту АС9 – 6.1 тыс.т/год.

В 1991 году «СургутНИПИнефть» был составлен «Проект разработки Западно-Сургутского месторождения» (протокол ЦКР МНП от 19.11.1991 г. №1451).

Основные показатели разработки и технологические решения:

– уровни добычи нефти в 1992 году – 3.53 млн.т;

в 1995 году – 3.17 млн.т;

– проектный уровень добычи жидкости – 15.9 млн.т;

– закачки воды – 19.9 млн.т;

– ресурсы нефтяного газа в 1992 году – 131 млн.м³;

в 1995 году – 116 млн.м³;

– выделение семи эксплуатационных объектов – АС9, БС1, БС2-3, БС4, БС₁₀, БС₁₁, ЮС₂;

– дальнейшее совершенствование реализуемых систем разработки по основным объектам БС₁, БС_2-3, БС_10-11 путем оптимизации плотности сетки скважин и вовлечения в разработку недренируемых запасов, разукрупнение объекта БС_10-11, применение нестационарного заводнения;

– по объекту БС₁ – блоковые трехрядные и пятирядные системы в сочетании с очаговым заводнением;

– по объекту БС2-₃ – блоковая пятирядная система в сочетании с законтурным заводнением;

– по объекту БС₁₀ – сочетание площадной девятиточечной системы (сетка 500х500 м), блоковой трехрядной (сетка 600х600 м) и пятирядной систем (сетка 700х700 м) с выделением пласта БС₁₁ в самостоятельный объект;

– разработка небольших залежей объектов АС₉, БС₄ и ЮС₂ существующим фондом скважин, а так же за счет возврата высокообводненных скважин нижележащих объектов (для пластов АС9 и БС4), с применением очагового (площадного) заводнения;

– бурение 1484 скважин дополнительно, в том числе: добывающих – 760, нагнетательных – 220, резервных – 400, дублеров – 100 и контрольных – 4 при общем проектном фонде 2920 скважин;

– давление на устье нагнетательных скважин для объектов АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС₁₀ – 12.5 МПа;

для объекта БС₁₁ и северо-западного участка объекта БС₁₀ – 15 МПа;

для объекта ЮС₂ – 17.5 МПа;

– испытание на опытных участках новых технологий воздействия: водогазового воздействия по объектам БС_2-3, БС₁₀, БС₁₁ и закачка серной кислоты в скважины объекта БС₁₀; механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

ЦКР также постановила:

– институту СургутНИПИнефть совместно с объединением «Сургутнефтегаз» уточнять в оперативном порядке местоположение дополнительных скважин с учетом последних данных разбуривания и анализа выработки запасов.

В 2004 году Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» был выполнен «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения», который принят ЦКР Минэнерго России на период 2004 – 2016 годов (протокол ЦКР МЭ РФ от 30.06.2004 №3163).

В 2005 году Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» был выполнен «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО на период 2005 – 2016 годов (протокол от 29.08.2005 №699).

Выделение девяти эксплуатационных объектов: АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂.

Дальнейшая реализация систем разработки:

по объекту БС1 – трехрядные и пятирядные системы с уплотнением и очаговым заводнением;

по объекту БС2-3 – трехрядные и пятирядные системы с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением;

по объекту БС₁₀ – трехрядные и пятирядные системы с уплотнением и очаговым заводнением. На северо-западной части основной залежи – площадная девятиточечная система с плотностью сетки – 25 га/скв. с уплотнением на отдельных участках. На Восточной залежи – трехрядная система с размещением наклонно-направленных и горизонтальных скважин по равномерной треугольной сетке (600 х 600 м) с плотностью сетки – 31.2 га/скв.;

по объекту БС11 – избирательные и трехрядные системы с уплотнением и очаговым заводнением, продолжение оптимизации системы разработки.

Технологии повышения нефтеотдачи пластов по Западно – Сургутскому месторождению показаны в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 - Технологии повышения нефтеотдачи пластов по Западно – Сургутскому месторождению

Пласты, объекты	Показатели, значения
БС1, БС2-3, БС10, БС11, ЮС2	1. Физико-химические методы (ОПЗ кислотой, ОПЗ растворителями, закачки ВУС, ПАВ, нефтенола, дисперсных составов) 2. Повторная перфорация 3. Изоляционные, депрессионные и гидродинамические методы 4. Бурение боковых стволов по всем эксплуатационным объектам.
БС10, БС11, ЮС2	1.Гидроразрыв пластов 2. Бурение боковых стволов по всем эксплуатационным объектам.
Для целей ППД	использование пресных, сточных вод и вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса.
Давление на устье нагнетательных скважин
БС1, БС2-3, БС10	12,5 МПа
БС10 (северо-западный участок) и БС11	15 МПа
ЮС2	18 МПа

 

Разработка залежей объектов АС9, БС4, БС12, ЮС1 существующим фондом скважин с использованием скважин, возвратных с других объектов.

По объекту ЮС2:

– продолжение разработки существующим фондом скважин: район скв. №922Р (участок 1) – девятиточечная система с плотностью сетки – 25 га/скв.;

– эксплуатация отдельных скважин;

– проведение опытно-промышленной разработки с применением многоствольно-разветвленных добывающих скважин с горизонтальными стволами: район скв. №914Р (участок 2) и скв. №1313 (участок 4) – пятиточечная система по сетке 500 х 500 м (плотность сетки по устьям – 25 га/скв., по забоям – 16.6 га/скв.); район скв. №937Р (участок 3) – пятиточечная система по сетке 700 х 700 м (плотность сетки по устьям – 49 га/скв., по забоям – 32.7 га/скв.).

Фонд скважин всего – 2920, в том числе: добывающих – 1494, нагнетательных – 533, контрольных – 1, водозаборных – 43, резервных – 849.

Фонд скважин для бурения всего – 906, в том числе: добывающих – 23, нагнетательных – 27, водозаборных – 7, резервных – 849.

Использование скважин, выполнивших проектное назначение, на других объектах путем «возврата» или зарезка из них боковых стволов.

Зарезка боковых стволов из скважин, выполнивших проектное назначение.

Местоположение и количество скважино-точек для зарезки боковых стволов определять ежегодно на основе текущего анализа выработки запасов.

Фонд боковых стволов всего – 314, в том числе: для зарезки – 197.

Применение следующих технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов:

- для объектов БС₁, БС_2-3, БС₁₀, БС₁₁, ЮС₂:

– физико-химические методы (ОПЗ кислотой, ОПЗ растворителями, закачки ВУС, ПАВ, нефтенола, дисперсных составов);

– повторная перфорация; изоляционные, депрессионные и гидродинамические методы;

для объектов БС₁₀, БС₁₁, ЮС₂ – ГРП;

зарезка боковых стволов по всем эксплуатационным объектам.

Для целей ППД – использование пресных, сточных вод и вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса.

Давление на устье нагнетательных скважин:

– для объектов БС₁, БС_2-3, БС₁₀ – 12.5 МПа;

– для объектов БС₁₀ (северо-западный участок) и БС₁₁ – 15.0 МПа;

– для объекта ЮС2 – 18.0 МПа.

ОАО «Сургутнефтегаз»:

– составить уточненный проект разработки Западно-Сургутского месторождения на базе геолого-технологической модели и представить на рассмотрение ЦКР не позднее IV квартала 2016 г.

– обеспечить научное сопровождение разработки месторождения.

3. Рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию (Роснедра) согласовать принятый вариант разработки месторождения.

В целом, в истории проектирования разработки Западно-Сургутского месторождения можно выделить четыре основных этапа:

– этап 1 (1966 г., 1969 г.) – принятие решения о совместной разработке пластов БС₁, БС_2-3, БС₁₀ с применением рядных систем размещения скважин по сеткам: 700х700 м, 600х600 м;

– этап 2 (1978 г.) – по результатам эксплуатации принято решение о выделении трех эксплуатационных объектов: БС₁, БС_2-3, БС_10-11 с применением на объектах БС₁, БС_2-3 ранее утвержденных рядных систем (с очаговым и приконтурным заводнением), на объекте БС₁₀ – площадных систем;

– этап 3 (1991 г.) – принятие решения о выделении пласта БС₁₁ в самостоятельный объект, дальнейшее совершенствование реализуемых систем разработки с оптимизацией плотности сетки скважин и вовлечением в разработку недренируемых запасов, местоположение дополнительных скважин уточняется с учетом последних данных разбуривания и анализа выработки запасов нефти;

– этап 4 (2004 – 2005 г.) – принято решение о замене бурения уплотняющих скважин на зарезку боковых стволов с ежегодным определением местоположения и количества скважино-точек для зарезки боковых стволов на основе текущего анализа выработки запасов нефти, для апробации технологии разработки горизонта ЮС2 с применением горизонтальных скважин выбраны участки ОПР.

 

3.2 Анализ работы фонда скважин

Утвержденный проектный фонд в целом по месторождению состоит из 2920 скважин, в том числе: добывающих – 1494, нагнетательных – 533, контрольных – 1, водозаборных – 43, резервных – 849 Фонд скважин для бурения всего – 906, в том числе: добывающих – 23, нагнетательных – 27, водозаборных – 7, резервных – 849. В проектном документе предусмотрено:

– использование скважин, выполнивших проектное назначение на других объектах, путем «возврата» или зарезки из них боковых стволов;

– зарезка боковых стволов из скважин, выполнивших проектное назначение.

Фонд боковых стволов всего – 314, в том числе: для зарезки – 197. Необходимо отметить, что в данный фонд не включены проектные многоствольно-разветвленные скважины, размещенные на участках ОПР горизонта ЮС2.

По состоянию на 1.01.2016 г. на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих – 1501, нагнетательных – 524, контрольных – 1, водозаборных – 44. Проектный эксплуатационный фонд скважин разбурен.

В эксплуатационном фонде числится 1559 скважин (действующих – 1489, бездействующих – 70), в том числе: добывающих – 1172 (действующих – 1128, из них в отработке на нефть – 18, бездействующих – 44), нагнетательных – 387 (действующих – 361, бездействующих – 26)

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0.967, нагнетательных скважин – 0.933.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0.983, нагнетательных скважин – 0.989.

Значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин находятся на уровне проектных.

В пьезометрическом фонде находится 262 скважины (13%), в том числе: 208 добывающих и 54 нагнетательных; в консервации – 47 скважин, в том числе добывающих - 33, нагнетательных – 14; в ожидании ликвидации и в ликвидированном фонде – 183 скважины (8.8%), в том числе: добывающих – 106, нагнетательных – 51, водозаборных – 26. В основном, в пьезометрическом фонде и консервации находятся добывающие скважины, выполнившие проектное назначение, и нагнетательные скважины, временно не эксплуатируемые по техническим причинам. В неработающем фонде добывающих скважин числится 285 скважин, суточная добыча нефти составляет 212.5 т/сут.

В 2014 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости – 67.2 т/сут.

Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалась 387 скважин, то есть 32.9% фонда добывающих скважин. В 2014 году из этого фонда отобрано 967.4 тыс.т нефти (24.5% общего объема добычи).

С дебитом нефти менее 5 т/сут (низкодебитный фонд) эксплуатировалось 538 скважин (45.7% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 430.8 тыс.т (10.9% общего объема добычи).

За период 1965 – 2014 годов в эксплуатации на нефть перебывало 1899 скважин, которые отобрали 168592 тыс.т нефти, 518694 тыс.т жидкости При среднем отработанном времени 15 лет, отбор нефти на скважину составил 88.8 тыс.т, жидкости 273.1 тыс.т.

Эксплуатационный фонд по Западно-Сургутскому месторождению составляет 1172 скважины. Из них действующий фонд ‑ 1128, в том числе: в простое 21 скважины. Бездействующий фонд – 44 скважины. Все скважины эксплуатируются механизированным способом. Средние значения параметров работы добывающего фонда скважин описаны ниже. В целом по месторождению:

Добыча нефти – проект 3878,2, факт – 3948,1 тыс. тонн,

Добыча жидкости – проект 24460, факт – 27307,9 тыс. тонн,

Добывающий фонд скважин: проект – 1184 штук, факт – 1172 единицы,

Действующий фонд скважин: проект – 1147, факт – 1128 штук,

Средний дебит скважин по жидкости проект – 59,6 т/сут, факт – 67,2 т/сут. Средний дебит скважин по нефти – проект – 9,5 т/сут, факт – 9,7 т/сут Средняя обводненность – проект – 84,1%, факт – 85,5%, что показано на рисунке 3.2.

 

Рисунок 3.2 – Параметры работы добывающего фонда скважин

 

По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении проведена зарезка боковых стволов в 230 скважинах, в том числе: в период 2005 – 2014 годов – в 113 скважинах, при проектных - 100

 

Рисунок 3.3– Структура фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, по объектам Западно – Сургутского месторождения

 

В 2014 году из боковых стволов добыто 1246 тыс.т нефти (31.6% от общей добычи), за период эксплуатации – 5323.4 тыс.т. Отбор нефти на один ствол составил 23.1 тыс.т. Средний дебит по нефти с боковых стволов в 2014 году составил 16.8 т/сут, по жидкости – 85.7 т/сут.