Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении

НЕФТЕГАЗОНОСТНОСТЬ.

На Южно-Сургутском месторождении запасы нефти приурочены к отложениям Ахской свиты Берриас-Валанжинского яруса нижнего мела, представленными продуктивными горизонтами БС10-11, ЮС1 и ЮС2. В разработке на текущий момент находятся первые два объекта.

          Горизонт БС10 является основным объектом разработки месторождения. В продуктивном разрезе горизонта выделены четыре разделенных непроницаемыми глинистыми разделами пласта: 1БС10  , 2БС 10 ,3БС10, 4БС10 .Кроме того, совместно с БС10 разрабатывается горизонт БС11 , находящийся в подошвенной части разреза. Сравнительная геолого-физическая характеристика отдельных пластов представлена в табл.2.1.                                     

 

                                                                                        ТАБЛИЦА 2.1.

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ  ЮЖНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Показатель	Пласт
	1БС10	2БС10	3БС10	4БС10	БС11
Нефтенасыщенная толщина, м	6.7	8.5	7.4	5.4	8.9
Нефтенасыщенность,%	62.5	55.0	53.0	-	-
Пористость, %	24.0	24.0	18.0	20.0	22.0
Проницаемость (по лабораторным данным), кв. мкм	0.246	0.114	0.179	0.055	0.120
Коэффициент расчлененности	2.7	7.1	2.5	4.0	4.9
Коэффициент песчанистости	0.52	0.48	-	-	-

 

 

        Пласт 1БС10 залегает на глубине 2360 м, выдержан по всей площади месторождения. Изолирован от нижележащих слоем плотных глинистых пород толщиной от 2 до 10 м. Имеет наибольшую площадь распространения. Сложен песчаниками и алевролитами, чередующимися с прослоями глинистых песчаников, глин и аргиллитов. Представлен в основном чисто нефтяной залежью. Отличается от нижележащих пластов хорошей песчанистостью. Как видно из таблицы 2.1., пласт 1БС10 характеризуется наилучшими коллекторскими свойствами: средняя проницаемость по лабораторным данным 0.246 кв. мкм, по данным ГИС – 0.350 кв. мкм, тогда как нижележащие пласты имеют меньшие значения. Пласт характеризуется также выдержанностью пород, особенно в кровельной части. Максимальные значения эффективных толщин и песчанистости наблюдается в восточной и особенно в юго-восточной частях. В северо-западном направлении пласт постепенно теряет свою целостность. Средняя пористость составляет 23.8 %, причем в нефтенасыщенной части она несколько выше, чем в водонасыщенной. Проницаемость изменяется от 0.02-0.90 кв. мкм на юго-востоке до 0.12 – 0.40 кв. мкм на северо-западе. Пласт 1БС10 выделен в самостоятельный объект разработки.

        Таким образом, по геолого-физическим  критериям – проницаемость, проницаемостная  неоднородность, чисто  нефтяной  характер залежи – данный объект  является перспективным для применения потокоотклоняющих технологий.

         Пласт 2БС10 залегает на глубине 2370 м, и имеет наибольшее среди пластов нижней пачки распространение по площади, уступая только объекту 1БС10. Сложен переслаиванием песчаников и алевролитов с аргиллитами и глинами. Отличается высокой расчлененностью (табл. 2.1.) и невыдержанностью литолого-фациального состава кровельной части. Подошвенная часть по всей площади представлена выдержанными песчаниками с увеличением толщины в юго-восточном направлении. Значительная часть залежи является водоплавающей. Проницаемость пласта 2БС10 ниже, чем первого, так же как и начальная нефтенасыщенность (табл.2.1.).

            По геолого-физическим критериям  перспективной для применения  потокоотклоняющим МУН является чисто нефтяная залежь, а также те участки ВНЗ, где проницаемость нефтенасыщенной части выше, чем проницаемость водонасыщенной. Эти участки будут выявлены ниже, при более детальном анализе особенностей геолого-физического строения.

           Пласт 3БС10 залегает на глубине 2380 м и в разрезе занимает промежуточное положение в глинистом разделе между пластами 2БС10   и 4БС10 . По площади развит в центральной и юго-восточной части, максимальное развитие имеет в юго-восточной части месторождения. Характеризуется наиболее изменчивым литолого-фациальным составом и представлен в основном алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с низкими коллекторскими свойствами. Пласт 3БС10 объединен с вышележащим пластом 2БС10 и нижележащим пластом 4БС10 в один объект разработки. Таким образом, применение потокооткланяющих технологий на данном пласте будет связано с вышележащим пластом 2БС10.

          Пласт 4БС10 расположен в подошвенной части продуктивного разреза. Проницаемость относительно низкая и изменяется от 0.05 до 0.20 кв. мкм, что ухудшает условия выработки запасов. Наибольшая проницаемость (до 1.28 кв. мкм) отмечается в северо-восточной части. Поскольку разработка ведется совместно с пластами 2БС10, 3БС10, то охват воздействием МУН также связан с вышележащими пластами.

          Горизонт БС11 расположен в подошвенной части разреза. В северо-западной зоне не вскрыт из-за значительного углубления, в центральной и юго-западной зонах погружается ниже ВНК. Нефтенасыщенная часть развита лишь в восточной зоне. Несмотря на то, что пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (табл.2.1.), принципиального значения в качестве объекта воздействия потокоотклоняющими МУН не имеет.

           Как было отмечено выше, согласно  описанным особенностям строения продуктивный разрез горизонта разделен на два объекта разработки: 1БС10 и 2БС10. Объект 1БС10 включает одноименный верхний пласт, в объект 2БС10 объединены все остальные пласты, благодаря чему он характеризуется большей нефтенасыщенной толщиной (10.0 м), высокой расчлененностью, сравнительно меньшей проницаемостью и наличием обширной ВНЗ. Объекты разрабатываются частично совместно, частично самостоятельными сетками скважин. Сравнительные усредненные геолого-физические характеристики этих объектов и основные показатели разработки представлены в табл.2.2.

                                  

ТАБЛИЦА 2.2.

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И

ТЕКУЩИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ

БС10₁ и БС10₂

 

ПОКАЗАТЕЛИ	ОБЪЕКТ				ПЛАСТ БС10 В  ЦЕЛОМ
		БС101	БС102
Эффективная нефтенасыщенная толщина,		6.7	10.0	14.5
Нефтенасыщенность,		62.5	50.0	56.6
Проницаемость, кв. мкм		0.350	0.155	0.286
Пористость, %		24.0	23.0	23.7
Балансовые запасы, млн. т		269.6	229.7	499.5
Площадь, га		33000	24000	33000
Накопленная нефть, тыс. т		85591	52624	137915
Текущий КИН, %		31.7	22.9	27.6
Извлекаемые запасы, тыс. т		125527	86003	197807
Отбор НИЗ, %		68.2	61.2	69.7
Накопленный ВНФ, д. ед.		1.4	1.4	1.4
Компенсация отбора закачкой. %		118	150
Дебит по жидкости, т/сут		50.0	33.0	59.0
Дебит по нефти, т/сут		7.2	6.0	9.0
Приемистость, куб. м/сут		185.0	130.0	150
Обводненность продукции, %		86.7	81.0	85.0
Начальные линейные запасы, тыс. т / га		8.2	9.6	15.1
Остаточные линейные запасы, тыс. т /га		5.6	7.4	9.1

 

       Как  видно из табл.2.2, наилучшие коллекторские свойства, наилучшие дебит по жидкости, приемистость скважин и обводненность продукции имеют место на 1БС10. Кроме того, в отличие от 2БС10 верхний объект преимущественно представлен ЧНЗ. Выше изложенное позволяет сделать вывод о том, что наиболее перспективным объектом воздействия физико-химическими МУН является верхний объект 1БС10.

        Однако при наличие в обрабатываемых  скважинах совместной перфорации (а средняя проницаемость верхнего  пласта более чем в 2 раза  выше) воздействием будет охватываться и нижний объект. Это в первую очередь касается участков развития чисто-нефтяных зон объекта 2БС10. На этих участках, кроме того, вполне возможна и обработка скважин, работающих только на нижний объект. Для выбора более конкретных зон и участков для воздействия потокооткланяющими технологиями необходимо проанализировать особенности геолого-физического строения и текущее состояние разработки объектов.

 

2.4.    СВОЙСТВА  ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

              ЮЖНО-СУРГУТСКОГО  МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

 

        На  месторождении  глубинные  пробы  нефти  отобраны  из  пласта   БС10, поверхностные  из  пластов  БС10 , ЮС0 .  Отбор  и  исследование  нефтей  проведены  институтом  СИБНИИНП  и  службами   ОАО  « ЮНГ ».  Наиболее  полно  исследованы  нефти  пласта  БС10. По  залежи   ЮС 0  необходим отбор проб  равномерно  по  площади в количестве  не  менее пяти  скважин.

               Пластовые  нефти  находятся   в  условиях   повышенных  давлений  и температур.  Давление  насыщения  у  пласта  БС10  намного  ниже  пластового.  Свойства  пластовых  нефтей   исследованы  методом   однократного   разгазирования   в  соответствии  с  требованиями   ОСТ  39-112-80.

                 Рекомендуемые  по  пластам   газовый   фактор,  объемный   коэффициент    и  плотность   нефти   получены  расчетным  методом   при  дифференциальном   разгазировании   в  соответствии  со  стандартом  51.00.021-84   « Расчет  состава  и  свойств  нефти,  газа  и  воды  нефтяных  месторождений   ГЛАВТЮМЕНЬНЕФТЕГАЗА ».  Условия  ступенчатой   сепарации   приняты согласно  схемы сбора,  транспорта   и подготовки  нефти на  месторождении.  В качестве  исходной  информации  при обосновании расчетных параметров   нефти принят   компонентный  состав   пластовой   нефти (по  скважинам). В  пластовой  нефти  содержится   22,3%  метана,  молекулярная  масса  пластовой  нефти  составляет  140,5.

                 Разгазированные   нефти пластов   БС10, ЮС0   сернистые  с   выходом   фракций  до  350  ⁰С   больше  45 % ,  парафинистые,  малосмолистые,  средней  вязкости,  средней  плотности.  Свойства пластовой нефти представлены в таблице 2.3.

ТАБЛИЦА  2.3.

СВОЙСТВА   ПЛАСТОВОЙ   НЕФТИ   ПЛАСТОВ   БС10  И  ЮС 0.

 

НАИМЕНОВАНИЕ	ИНДЕКС   ПЛАСТА
	БС10	ЮС0
1	2	3
Пластовое  давление,  Мпа	25,4	33,2
Пластовая  температура, 0С	96	126
Давление  насыщения,  МПа	10,5	17,1
Газосодержание,  м3 /т	76,9	193
Объемный   коэффициент	1,218	1,556
Плотность   нефти,  кг/м3	778	659
Объемный  коэфф.  При  усл.  сепарации	1,193	1,443
Вязкость  нефти,  мПа.с	1,2	0,62
Коэффициент  объемной  упругости	12,61	22,2
Плотность нефти  при  усл. сепарации,  кг/м3	857	820

 

 

 

3.   ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ.

 

3.1 ОСНОВНЫЕ  ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ  МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

 

      На  Южно-Сургутском  месторождении  выделяются  две площади,  имеющие независимую историю проектирования  и разработки. Собственно  Южно-Сургутская  площадь, разрабатываемая с 1976  года  и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.

      По  Южно-Сургутскому   месторождению  имеется  несколько  проектных  документов  по  горизонту  Б10. На  разработку  пласта  Ю1 составлен 

один  проект  пробной  эксплуатации (см.таб.). По  пласту  Ю2  проектных  документов  не  составлялось.

      По  Южно-Сургутской  площади  были  составлены  следующие проектные  документы:

      1.Технологическая   схема  разработки  первоочередного   участка  

утверждена  протоколом  №  397   ЦКР   МНП  от  22.11.74. Составлена  для 

центральной  наиболее  разведанной  части  месторождения.

      2. Технологическая   схема  разработки  1976 года  была  составлена

СИБНИИНП  и  является  первым  проектным  документом в  целом  для  месторождения  разбуривалось  с1976  года  согласно  утвержденного  варианта,  в

котором  предусматривалось:

      -выделение   одного  объекта  разработки  Б₁₀¹-₁₀³  с разбуриванием по  равномерной треугольной сетке 600 х 600(36га/скв) ;

      -система   заводнения  блоковая, трехрядная;

      -размещения  скважин   в  водонефтяной  зоне  до  изопахит  6 - 8  м,  в  зоне  замещения  коллекторов  - 4 м ;