Основные проектные решения по разработке месторождения
В технологической схеме разработки Вачимского месторождения , составленной СибНИИНП в 1984 году было предусмотрено:
- выделение в самостоятельные обьекты разработки пласты АС7 и АС10;
- обьединение залежей пластов АС8 и АС9 в один эксплуатационный обьект ;
- введение в пробную эксплуатацию пласта ЮС2, для чего намечено к бурению 6 ячеек.
По всем четырем обьектам разработки предусмотрена 9-ти точечная система разработки ( площадная ) с разбуриванием самостоятельной сетки скважин с расположением их по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
В результате геолого - разведочных работ , проведенных после составления технологической схемы разработки подтверждена сложность геологического строения месторождения, при этом существенно изменились геолого промысловые характеристики пластов. В частности была выявлена высокая расчлененность пласта АС9 и невыдержанность пласта по мощности и по площади. Также было определено, что пласт АС8 представлен маломощными пропластками толщиной 1-2 м.
В связи с этим 30 июля 1987 года в г. Сургуте состоялось геолого - техническое собрание п/о "Сургутнефтегаз" по вопросу уточнения обьектов разработки Вачимского месторождения, в котором принято решение:
- учитывая локальный характер распределения, отсутствия надежных глинистых перекрытий между пластами АС7 иАС8 , осуществлять разработку пласта АС8 совместно с пластом АС7 используя проектную сетку пласта АС7;
- разработку пластов АС9 и АС10 осуществлять совместно по проектной сетке пласта АС10;
Центральная комиссия по разработке Главтюменьнефтегаза утвердила это решение.
При дальнейшем разбуривании месторождения на Мильтонском поднятии было выявлено, что АС9-10 обладает на этом поднятии довольно высокими кооллекторскими свойствами.
В тоже время была установлена низкая продуктивность обьекта АС7-8, высокая обводненность продукции , наличие в разрезе газа, обусловило экономическую нецелесообразность разработки обьекта АС7-8.
В связи с этим 20 декабря 1989 года геолого - технологическим совещанием по вопросу разработки Вачимского месторождения было принято следующее изменение в технологической схеме разработки:
- воздержаться от разбуривания обьекта АС7-8 самостоятельной сеткой скважин;
- в связи свысокой однородностью разреза АС9-10 на Мильтонском поднятии разработку осуществлять по трехрядной системе;
В настоящее время разработка Вачимского месторождения ведется согласно технологической схемы разработки составленной СибНИИНП в 1991 году. [Технологическая схема была выполнена на запасы утвержденные ГКЗ СССР в следующих обьемах (протоколы №№ 10743, 10744 от 17.11.89 ):
- балансовые 322765 тыс. т ( категории С1);
64827 тыс. т ( категории С2 );
- извлекаемые 95404 тыс. т ( категории С1);
14970 тыс. т ( категории С2 );
- природного газа 16216 млн. куб. м (категории С1);
10356 млн. куб. м ( категории С2);
ЦКР МНП ( протокол № 1454 от 25.12.91 ) были утверждены следующие положения и технико - экономические показатели разработки месторождения:
- проектные уровни добычи нефти 2.1 млн. т/год;
- проектные уровни добычи жидкости 8.7 млн. т/год;
- проектные уровни добычи свободного газа
519.7 млн. куб. м/год;
- проектные уровни ресурсов нефтяного газа 97.1 млн. куб. м/год;
- проектные обьемы закачки 12.9 млн. куб.м / год;
- выделение на месторождениии 4-х обьектов разработки: АС7, АС8, АС9, ЮС2;
- применение следующих систем разработки:
АС7 - площадная девяти точечная с плотностью сетки 35 га / скв. Разбуривание залежи врайоне 8-й изопахиты;
АС9 - на Южной залежи в пределах Мильтонского и Сапоркинского поднятий трехрядная с плотностью сетки 25 га / скв. На Вачимском поднятии и в районе скв № 58 9-ти точечная площадная с плотностью сетки 25 га / скв. На северной залежи 9-ти точечная с плотностью сетки 16 га/скв. Подгазовая зона разбуривается в пределах 6-ти метровых нефтенасыщенных толщин.
АС8 - 9-ти точечная система с плотностью сетки 25 га / скв. Разбуривается в пределах 4-х метровой изопахиты.
На пласте ЮC2 расположены два элемента площадной системы;
- применение нестационарного заводнения;
- проведение опытно - промышленных работ по испытанию следующих технологий воздействия на пласт: закачка кислотосодержащих составов ( ЮС2 ), структурированных систем ( АС7, АС9 ), НПАВ - дисперсных систем ( АС7, АС9 );
- способы эксплуатации - ЭЦН, ШГН, фонтанный;
- давление на устье нагнетательных скважин:
пласты АС7, АС8 - 16 МПа;
пласт АС9 - 14 МПа;
пласт ЮС2 - 18 МПа;
В технологической схеме разработки Вачимского месторождения была предусмотрена этапность освоения продуктивных залежей, которая определяет особенности разработки как в прошедший период, так и на перспективу :
- при существующих технико - экономических ограничениях выделить и вовлечь в разработку залежи пластов АС7-АС8, которые обеспечат рентабельную добычу нефти в настоящее время самостоятельными сетками скважин;
- организовать на месторождении опережающее разбуривание основного обьекта АС9 что позволит провести доразведку вышележащих пластов АС7-АС8;
- при наличии соответствующих технико - экономических условий вовлечь в разработку неразбуренные площади пластов АС7-АС8.
3.2 Состояние разработки месторождения.
Анализ работы скважин показывает , что дебиты скважин зависят от эффективной перфорированной мощности. Наличие в разрезе газа и подошвенных вод обуславливает неполноту вскрытия, в некоторых скважинах на всю эффективную нефтенасыщенную мощность , что в свою очередь снижает добывные возможности пласта. Наличие в разрезе пласта газа поттверждено результатами эксплуатации скважин. Газовый фактор нефтяных скважин составляет 46 м3/т, а средний газовый фактор пласта АС9 равен 212 м3/т. В скважинах №№ 364, 387, 388, 410, 1036, 3124, 3139, 3148, 3140, 3150, 3161, 3163, 3170, 3172 наблюдается рост газового фактора, который колеблется от 1000 до 2000 м3/т.
Показатели разработки скважин раположеных в подгазовой зоне близки к показателям в нефтяной зоне. В то же время эти показатели существенно отличаются от показателей в водонефтяных зонах. Так средние дебиты по жидкости в ВНЗ составляют 13 т/сут при обводненности 51%, а в ЧНЗ - 17 т/сут при обводненности 32%. По результатам геофизических исследований скважин обводнение происходит пластовой водой.
Показатели разработки отличаются также по площади месторождения. Так на Сапоркинском поднятии добывные возможности ниже , чем на Мильтонском поднятии.
При анализе малодебитного фонда выявлено, что 19 скважин работают сдебитами до 5 т/сут. Из них 13 имеют нефтенасыщенную мощность до 2 м, в основном это скважины краевых зон. В скважинах №№ 206, 365 перфорирован пласт АС7. В скважинах
№№ 1013, 1014, 1015 перфорированная мощность составляет 20-30% нефтенасыщенной мощности. 23% малодебитного фонда имели входящие дебиты в 2-3 раза больше текущих. Интервал перфорации в этих скважинах не вскрывает всю нефтенасыщенную мощность и составляет 18-50% от нее.