Ново-Покурское нефтяное месторождение расположено на территории Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, 80 км к юго-востоку от г. Сургут, на двух лицензионных участках (рисунок 1).
Рисунок 1 – Обзорная схема района работ
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Угутскому валу (структуре II порядка), разделяющему Юганскую впадину (структуру I порядка) и Фаинскую котловину. Промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрских отложениях васюганской свиты J3 (ЮВ12 и ЮВ11) [1,2,3] и нижнемеловых отложениях мегионской свиты K1ach (пласт Ач-БВ8). Всего выявлено 8 залежей нефти.
J3 пласт ЮВ11 представлен песчаниками и алевролитами.
Выявлены пять залежей нефти в пределах Ново-Покурского Л.У. и одна залежь нефти в пределах Ново-Покурского Л.У. и Киняминского Л.У.
Восточная залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры – 5,8 х 5,3 км, высота – 48 м.
Основная залежь (р-н скв. 231П-242Р) – пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры – 15,6 х 5,9 км, высота – 15 м.
Залежь в районе скв. 223П – пластовая сводовая, подстилаемая водой. Размеры – 3,6 х 2,0 км, высота – 8 м.
Залежь в районе скв. 321 – пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры – 3,7 х 2,0 км, высота – 7 м.
Залежь в районе скв. 294Р – пластовая сводовая, подстилаемая водой. Размеры – 2,5 х 1,3 км, высота – 5 м.
Залежь в районе скв. 243П – пластовая сводовая, подстилаемая водой. Размеры – 0,4 х 0,4 км, высота – 1 м.
На керне выполнено 840 определений пористости (из 29 скважин), 751 определение проницаемости (из 28 скважин), 628 определений водоудерживающей способности (из 27 скв.).
Пористость изменяется от 12,0 до 21,5%, проницаемость – от 0,3 до 473,1*10-3 мкм2, водоудерживающая способность – от 12,3 до 78,4%.
По ГИС проведено по 2315 определений пористости и проницаемости в 455 скважинах, 550 определений начальной нефтенасыщенности в 232 скважинах.
Пористость изменяется от 12,0 до 20,8%, проницаемость – от 0,3 до 356,4*10-3 мкм2, начальная нефтенасыщенность – от 39,0 до 75,8%.
По ГДИ проницаемость и коэффициент продуктивности определялись по данным 30 исследований в 17 скважинах.
Проницаемость изменяется от 0,1 до 45,5*10-3 мкм2, коэффициент продуктивности – от 0,4 до 32,3 м3/сут/МПа.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости приняты по ГИС.
Свойства нефти изучены по 23 поверхностным пробам из 16 скважин и трем глубинным пробам из трех скважин. Нефть средней плотности, сернистая, парафинистая, смолистая, с незначительной вязкостью. Растворенный газ «жирный», метановый.
J3 пласт ЮВ12 представлен песчаниками и алевролитами.
Выявлена одна пластовая сводовая, литологически экранированная залежь нефти в пределах Ново-Покурского Л.У. Размеры – 16,6 х 15,3 км, высота – 49 м.
На керне выполнено 539 определений пористости (из 27 скважин), 435 определений проницаемости (из 26 скважин), 393 определения водоудерживающей способности (из 25 скв.).
Пористость изменяется от 12,1 до 21,9%, проницаемость – от 0,3 до 210,0*10-3 мкм2, водоудерживающая способность – от 23,9 до 79,9%.
По ГИС проведено по 1743 определения пористости и проницаемости в 458 скважинах, 1296 определений начальной нефтенасыщенности в 389 скважинах.
Пористость изменяется от 12,0 до 21,1%, проницаемость – от 0,3 до 135,2*10-3 мкм2, начальная нефтенасыщенность – от 36,3 до 74,5%.
По ГДИ проницаемость и коэффициент продуктивности определялись по данным 230 исследований в 130 скважинах.
Проницаемость изменяется от 0,2 до 66,0*10-3 мкм2, коэффициент продуктивности – от 0,2 до 40 м3/сут/МПа.
Для проектирования значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости приняты по ГИС.
Свойства нефти изучены по 48 поверхностным пробам из 38 скважин и 16 глубинным пробам из 8 скважин. Нефть средней плотности, сернистая, парафинистая, смолистая, с незначительной вязкостью. Растворенный газ «жирный», метановый.
По пластам группы ЮВ на керне выполнено 48 определений Квыт из 10 скважин и 7 ОФП из трех скважин. Коэффициент вытеснения обоснован по зависимости от функции начальной нефтенасыщенности, полученной с учетом собственных исследований керна и данных по одновозрастным отложениям Киняминского, Южно-Островного, Локосовского, Лугового, Северо-Ореховского и Покамасовского месторождений.Ново-Покурское нефтяное месторождение открыто в 1981 году, Ново-Покурский ЛУ введен в разработку – в 1987 году.
По состоянию на 01.01.2016 г. пробуренный фонд составляет 450 скважин, в том числе добывающих – 350, нагнетательных – 95, водозаборных – 5.
Проектный фонд скважин реализован на 31%.
Объект ЮВ11 разрабатывается с 1993 г., с ППД – с 1996 года.
Фонд действующих добывающих скважин – 62 (из них горизонтальных – 12), нагнетательных – 19.
Система разработки – площадная обращенная девятиточечная с элементами очагового заводнения [4,5], расстояние между скважинами 500 м.
Реализованная плотность сетки скважин – 63 га, в том числе в разбуренной зоне – 25 га. Проектный фонд скважин реализован на 31 %.
В 2015 г. добыто 244,4 тыс. т нефти и 802,7 тыс. т жидкости. Средний дебит скважин по нефти – 12,8 т/сут, по жидкости – 42,2 т/сут.
В 2011-2014 гг. фактическая добыча нефти меньше расчетной на 8,2-35,4% (при допустимом отклонении ± 27 %), что обусловлено меньшим количеством действующих скважин (2011 год – на 15 скв., 2012 год – на 20 скв., 2013 год – на 26 скв., 2014 год – на 7 скв.). В 2015 году отклонение фактического уровня добычи нефти от расчетного составило +56,1% (87,9 тыс.т) за счет большего количества пробуренных скважин (на 10 скв.) и более высоких дебитов новых скважин по нефти (факт – 89,1 т/сут, проект – 49,8 т/сут).
С начала разработки добыто 3903 тыс.т нефти (31,2 тыс.т на одну скважину) и 8659 тыс.т жидкости. Текущий КИН – 0,139 при утвержденном – 0,378. Отбор нефти от НИЗ – 36,7% при обводненности 69,6%. Дисбаланс обусловлен малой разбуренностью объекта.
Карта накопленных отборов нефти и жидкости по объекту представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Карта накопленных отборов. Объект ЮВ11
Контроль за выработкой запасов осуществляется методами ПГИ. Охват фонда промыслово-геофизическими исследованиями составляет 58 % (73 скв.).
Выработка запасов неравномерна, что обусловлено неоднородностью геолого-физических параметров пласта.
Источником обводнения скважин на объекте являются пластовые и закачиваемые воды. По результатам ПГИ отмечаниеся наличие заколонных перетоков.
Закачка воды на объекте ведется с 1996 года. Накопленный объем закачки – 8236 тыс.м3, накопленная компенсация – 82,3 % (при проектной – 89 %).
Энергетическое состояние объекта удовлетворительное. Текущее пластовое давление в зоне отбора составляет 26,3 МПа (ниже начального на 1,5 МПа и выше давления насыщения на 14,0 МПа).
Контроль за энергетикой залежи осуществляется методами ГДИ (КВД, КВУ, КПД). Охват фонда гидродинамическими исследованиями составляет 37 % (47 скв.).
Объект ЮВ12 разрабатывается с 1987 года, с ППД – с 1991 года.
Фонд действующих добывающих скважин – 180 (из них горизонтальных – 24), нагнетательных – 93 (из них горизонтальных – 1).
Система разработки – площадная обращенная девятиточечная с элементами очагового заводнения, расстояние между скважинами 500 м.
Реализованная плотность сетки скважин – 47 га, в том числе в разбуренной зоне – 25 га. Проектный фонд скважин реализован на 36 %.
В 2015 г. добыто 483,0 тыс.т нефти и 1971,5 тыс. т жидкости. Средний дебит скважин по нефти 7,7 т/сут, по жидкости 31,4 т/сут.
В 2011 году фактическая добыча нефти соответствует расчетной, расхождение составило 7% (при допустимом отклонении ± 27 %). В 2012-2015 гг. фактическая добыча нефти соответствует расчетной, расхождение составило 5,5-21,8% (при допустимом отклонении ± 27 %), что обусловлено неподтверждением проектной динамики обводнения скважин (факт – 70,4-75,5%, расчет – 61,8-63,7%) и более низкими дебитами скважин по нефти (2012 года – на 10%, 2013 год – 8,8%, 2014 год – 18,2%, 2015 год – 19,7%).
С начала разработки добыто 10906 тыс.т нефти (30,0 тыс.т на одну скважину) и 24749 тыс.т жидкости. Текущий КИН – 0,110 при утвержденном – 0,379. Отбор нефти от НИЗ – 29,1% при обводненности 75,5%. Дисбаланс обусловлен неполной разбуренностью объекта.
Карта накопленных отборов нефти и жидкости по объекту представлена на рисунке 3.
Контроль за выработкой запасов осуществляется методами ПГИ. Охват фонда промыслово-геофизическими исследованиями составляет 48 % (178 скв.).
Рисунок 3 – Карта накопленных отборов. Объект ЮВ12
Выработка запасов неравномерна, что обусловлено неоднородностью геолого-физических параметров пласта.
Источником обводнения скважин на объекте являются закачиваемые воды. По результатам ПГИ отмечаниеся наличие заколонных перетоков.
Закачка воды на объекте ведется с 1991 года. Накопленный объем закачки – 33240 тыс.м3, накопленная компенсация – 116,5 % (при проектной – 119,0 %).
Энергетическое состояние объекта удовлетворительное. Текущее пластовое давление в зоне отбора составляет 26,3 МПа (ниже начального на 2,0 МПа и выше давления насыщения на 14,2 МПа).
Контроль за энергетикой залежи осуществляется методами ГДИ (КВД, КВУ, КПД). Охват фонда гидродинамическими исследованиями составляет 46 % (171 скв.).
За период разработки месторождения проведено 1109 ГТМ (в т.ч. ГРП, бурение горизонтальных скважин и боковых стволов, ОПЗ, перфорационные методы, РИР, ВПП и др.). Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 4916 тыс. т (33 % от общей добычи по месторождению). Удельный технологический эффект – 4,4 тыс. т на одну проведенную скважино-операцию. Наиболее эффективными являются бурение горизонтальных скважин (31,4 тыс.т/скв.) и БГС (12,3 тыс.т/скв.).
В 2009-2015 гг. из неработающего фонда планировалось ввести в эксплуатацию 50 скважин (38 добывающих и 12 нагнетательных). Фактически в работу введены 40 скважин (30 добывающих и 10 нагнетательных).
Библиографическая ссылка
Саликов А.С. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ ВАСЮГАНСКОЙ СВИТЫ НА НОВО-ПОКУРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // European Student Scientific Journal. – 2018. – № 6. ;URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=456 (дата обращения: 20.04.2024).