CC BY
33УДК 550.8.05+622.03
АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПЛАСТА ЮВ11 И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН В ЗОНЕ СОЧЛЕНЕНИЯ УРЬЕВСКОГО И ЛАС-ЁГАНСКОГО МЕСТОРОЖД1НИЙ
ANALYSIS OF THE GEOLOGICAL STRUCTURE OF LAYER UV/ AND MODES OF PRODUCTION WELLS OPERATION IN THE JUNCTION ZONE OF URIEV
AND LAS-EGAN FIELDS
С. Л. Сургутская, Г. Р. Хуснуллина, С. А. Фуфаев, И. В. Тимофеева
S. L. Surgutskaya, G. R. Khusnullina, S. A. Fufaev, I. V. Timofeeva
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: геологическое строение; геологоразведочные работы, продуктивный пласт; залежь; запасы нефти Key words: geological structure; exploration work; reservoir; deposit; reserves of oil
В административном отношении Лас-Ёганское и Урьевское нефтяные месторождения расположены в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Согласно существующему нефтегеологическому районированию ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, исследуемая территория располагается в Вар-товском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области, в пределах земель с весьма высокой плотностью потенциальных ресурсов углеводородов (УВ) [1].
Урьевское месторождение открыто поисковой скважиной 1П в 1972 г., Лас-Ёганское — разведочной скважиной 78Р в 1978 г. Оба месторождения разрабатывае-
№ 5, 2016
Нефть и газ
мые, работы ведутся территориально-производственным предприятием «Лангепаснеф-тегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь». Урьевское месторождение введено в эксплуатацию в 1978 г., Лас-Ёганское — в 1985 г.
Промышленная нефтеносность обоих месторождений связана с юрско-нижнемеловыми отложениями (на Урьевском месторождении: пласты АВ13, АВ2, БВ6, БВ8, БВ10, Ач2\ Ач22, Ач3, ЮВД ЮВ02, ЮВ11,ЮВ12), (на Лас-Ёганском месторождении: пласты АВ13, АВ2\ АВ22, АВ23, БВ6, БВ8, Ачь Ач2, Ач4, ЮВ11 и ЮВ12).
В данной работе будут рассмотрены только отложения васюганской свиты, продуктивность которой на Лас-Ёганском и Урьевском месторождениях в основном связана с верхним пластом ЮВ11. Залежи нефти пласта ЮВ11 в качестве границ имеют обширные зоны замещения коллекторов, а наличие зон литологического замещения обусловлено резкой сменой активности среды осадконакопления [1]. Несмотря на это, следует отметить, что продуктивность пласта, определенная на площади Лас-Ёганского и Урьевско-го месторождений, подтверждается и на соседних месторождениях — Поточном, Юж-но-Покачевском и Нивагальском. С целью уточнения границ пласта ЮВ11 в зоне сочленения основной залежи Урьевского месторождения и центральной залежи Лас-Ёганского месторождения, оценки добывных характеристик пласта и подготовки участка под эксплуатационное бурение планируется бурение разведочной скважины 207Р.
По данным последних отчетов по подсчету запасов Лас-Ёганского и Ур1 ьевского месторождений проектная скв. 207Р попадает в зону глинизации пласта ЮВ1 . Согласно последнему подсчету запасов по Лас-Ёганскому месторождению, выполненному в 2006 г. и утвержденному ГКЗ по состоянию изученности месторождения на 01.01.2005 г., центральная залежь Лас-Ёганского месторождения раскрывается на западе в сторону Нивагальского лицензионного участка (ЛУ). На юге и северо-востоке границей залежи служит зона замещения коллекторов. Положение уровня ВНК изменяется по залежи в интервале а. о. 2 679-2 698 м.
Согласно последнему подсчету запасов по Урьевскому месторождению, выполненному в 2011 г. по состоянию на 01.01.2010 г., Западно-Урьевский участок основной залежи ограничен с запада внешним контуром нефтеносности, который почти полностью находится на Нивагальском ЛУ; в южном направлении контуры участка раскрываются на Чумпасский и Западно-Чумпасский ЛУ (при частичном литологическом экранировании); в северном направлении — на Лас-Ёганский ЛУ (ограничен литоло-гическим экраном), на востоке участок сообщается с продуктивными коллекторами Урьевского участка одноименной залежи. Уровень ВНК в пределах Урьевского ЛУ изменяется с а.о. 2701,0 м (район скв. 220Р), понижаясь в северном направлении до а. о. 2 712,7 м (район скв. 67Р) на расстоянии около 15 км.
Затем в оперативном порядке пересматривались запасы пласта ЮВ11 по основной залежи Западно-Урьевского участка в 2012 и 2013 годах. В зоне сочленения Урьевско-го и Лас-Ёганского месторождений в отчетах по подсчету запасов выделена обширная зона глинизации, проведенная достаточно условно. По результатам продолжающегося эксплуатационного бурения строение основной залежи на Западно-Урьевском участке уточнилось относительно модели ГКЗ в сторону расширения за счет изменения положения зоны глинизации коллектора.
Согласно материалам ОПЗ 2012 года, в результате бурения и ввода в разработку эксплуатационных скважин кустов 198 и 319 (8063, 8078, 8048, 8065, 8073, 8080, 8083, 8091, 8043Д, 8055, 8055Е, 8034) в западной части лицензионного участка участок с запасами категории С1 переведен в категорию В и ограничен линиями, проходящими через крайние эксплуатируемые скважины. Согласно материалам ОПЗ 2013 года, в результате бурения и испытания разведочной скважины 68Р, переиспытания в скважине 114Р, переинтерпретации материалов ГИС по скважине 4858, расположенных в северной части Урьевского месторождения Лас-Ёганского ЛУ, уточнилось положение линии замещения коллектора, выполнен прирост запасов категории С1 и перевод запасов категории С2 в С1. В восточной части залежи (в районе скважины 182Р) по данным бурения и ввода в разработку скважин 7828, 7277, 7849 (куст 333) уточнено положение линии замещения. Площадь залежи увеличилась в восточном и северо-восточном направлениях, получен прирост запасов категорий С1 и С2 [2].
Скв. 68Р вскрыла пласт ЮВ/ в интервале глубин 2 730,6-2 755,4 м, кровля коллектора на глубине 2 731,5 м (а. о. 2 672,9 м). По данным ГИС коллектор пласта ЮВ^ представлен нефтенасыщенным песчаником с параметрами: аПС = 0,32 - 0,73, рп = 5,7 - 6,6 Омм; Кпр = 0,5 - 4,1 мД; Кп = 11,8 - 16,2%, Кн = 43,1 - 48,2 %. Общая мощность коллектора — 9,2 м, нефтенасыщенного коллектора — 9,2 м. Керн из пласта ЮВ/отобран в интервале 2 731,5-2 755,4 м, вынос керна составил 13,5 м или 56,3 %, поднято 1,9 м песчаника и песчаного алевролита.
Испытание пласта ЮВ11 проведено пластоиспытателем КИИ-146 в интервале 2 695,0-2 757,8 м, получен приток фильтрата бурового раствора с пленкой и каплями нефти средним дебитом 2,51 м3/сут при средней депрессии 98,32 атм. Пласт ЮВ11 характеризуется как нефтенасыщенный, низкопроницаемый, Рпл = 267,4 атм, 8 = 1,67, Кпрод= 0,025 м3/сут/атм.
Испытание в эксплуатационной колонне проведено методом перфорации в интервале 2 736,5-2 739,0 м (зарядами 0Ы0№89-01+02 плотностью 10+10отв./пог. м, всего 50 отв.). По данным гидродинамических исследований максимальный дебит жидкости по ДУ составил 2,4 м3/сут при динамическом уровне 2005,5 м. После проведения ГРП и двух циклов свабирования дебит по КП составил 4,14 м3/сут при Рзаб13,69 МПа (замеренном на глубине 2 600 м), обводненность — 25 %. По данным автономного манометра дебит по КП — 20,58 м3/сут при Рзаб13,32 МПа (замеренном на глубине 2 730,8 м через 5 мин. после окончания свабирования), обводненность — 25 %. Работающие интервалы 2 736,5-2 737,0 м — 100%. Отмечен интервал перетока 2 739,0-2 751,8 м. Скважина законсервирована.
В сква. 114Р, расположенной в пределах Урьевского месторождения Лас-Ёганского лицензионного участка, в 1982 году проведено опробование пласта ЮВ11 в интервале 2 700,0-2 706,0 м, приток не получен, депрессия на пласт — 9,17 МПа. По данным ГИС коллектор пласта в интервале 2 703,4-2 705,2 м (а. о. — 2 630,7 м) нефтенасыщен. В 2012 году в скв. 114Р проведено повторное вскрытие пласта ЮВ11 в интервале 2701,02712,0 м. После проведения ГРП получен приток жидкости 8,0 м3/сут (нефти 4,8 м3/сут) при обводнении 40 %. Скважина в работе на пласт ЮВ11.
Эксплуатационное бурение в районе скв. 182Р (куст 333) выявило распространение нефтеносного коллектора в зону замещения пласта. По скв. 7 849 получен приток жидкости дебитом 22,2 м3/сут при обводнении 34,3 % (нефти 14,62 т/сут), по скв. 7 227 приток жидкости составил 22 м3/сут, обводненность — 32,1% (дебит нефти — 15,0 т/сут), по скважине 7828 приток жидкости — 22 м3/сут, обводненность — 28% (дебит нефти — 16 т/сут). Скважины в работе на пласт ЮВ11.
В Южной части центральной залежи Лас-Ёганского месторождения пробурена и в 2011 г. введена в разработку скв. 9 550 (нефтенасыщенная толщина — 5,4 м), входной режим составил: жидкости — 28,2 т/сут, нефти — 15 т/сут, обводненность — 47 %, скважина в работе с режимом: жидкости — 5,4 т/сут, нефти — 1,3 т/сут, обводненность — 76 %, накопленная добыча — 6 648 т [2].
Для прослеживания развития коллекторов в зоне предполагаемого сочленения залежей пласта ЮВ11 (в районе проектной скв. 207Р) выполнена детальная корреляция разрезов скважин. Пласт ЮВ11 достаточно выдержан, отмечается ухудшение коллек-торских свойств с севера на юг, в направлении Урьевского месторождения. Также наблюдается увеличение эффективной мощности пласта в направлении с востока на запад на Нивагальский ЛУ.
В рамках отчета «Изучение региональных особенностей нефтеносности и продуктивности залежей нефти пласта Ю1 на территории деятельности ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» в Широтном Приобье с целью оптимизации разведочного и эксплуатационного бурения и подготовки их к разработке» выполнен анализ распространения нефтенасыщенных толщин и отстроена карта нефтеносности пласта ЮВ11. По данным карты скважина 207Р попадает в зону нефтенасыщенных толщин 4-6 м.
В результате анализа геологического строения пласта стало ясно, что зона глинизации коллектора между залежами Урьевского и Лас-Ёганского месторождений проведена достаточно условно и на сегодняшний день не подтверждается данными бурения, испытания и переинтерпретации материалов ГИС разведочных и эксплуатационных
скважин в северо-восточной части залежи Урьевского месторождения. К тому же скв. 9 550 Лас-Ёганского месторождения, пробуренная в южной части залежи вблизи зоны замещения коллектора и вскрывшая 5,4 м нефтенасыщенных толщин, подтверждает возможное развитие коллектора в южном направлении.
Вышеописанное позволяет предположить, что проектная скв. 207Р находится в схожих условиях со скв. 9 550 Лас-Ёганского месторождения. Положительные результаты бурения проектной скважины 207Р позволят не только уточнить геологическое строение пласта ЮВ11 и распространение коллектора пласта в южном направлении (в зоне сочленения залежей Урьевского и Лас-Ёганского месторождений), но и возможно объединить в Западно-Урьевский участок основную залежь Урьевского месторождения и центральную залежь Лас-Ёганского месторождения. Прогноз ожидаемой нефтенасыщенной толщины в скважине — 4-6 м. Ожидаемое увеличение площади нефтеносности за счет бурения скважины — 12,6 км2. Ожидаемый прирост извлекаемых запасов нефти по категории С1 составит 1 896/557 тыс. т. Однако с целью подтверждения категорийности запасов и подготовки участка залежи под эксплуатационное бурение рекомендуется дополнительно провести испытание пласта ЮВ11 в ранее пробуренной эксплуатационной скв. 4 719 Урьевского месторождения.
Скв. 4 719 расположена в категории С1 в непосредственной близости к границе зоны глинизации пласта и на расстоянии 800 м на запад от скважины 114Р, в которой при повторном испытании получен приток нефти с водой. Нефтенасыщенная толщина пласта ЮВ11 в скв. 4 719 по ГИС составляет 2,2 м, скважина не испытана, по состоянию на 01.09.2015 г. в бездействии.
Далее с целью принятия окончательного решения о строительстве рекомендуемой скв. 207Р Лас-Ёганского месторождения был проведен анализ режимов эксплуатации скважин на пласт ЮВ11 (анализ текущего состояния на 01.06.2015 г.) Урьевского, Лас-Ёганского и Нивагальского ЛУ.
Участок анализа, включающий в себя три лицензионных участка по пласту ЮВ11, характеризуется следующими геологическими характеристиками: эффективная толщина пласта — 9,4 м, нефтенасыщенная толщина — 7,9 м, проницаемость — 5,5 *10-3мкм2, пористость — 15,9 %, нефтенасыщенность — 0,469 д. ед., коэффициент песчанистости — 0,43 д. ед., коэффициент расчлененности — 3 ед.
Ввод в эксплуатацию пласта ЮВ11 на участке работ начался в 1987-1992 гг. скважинами Лас-Ёганского ЛУ, скважинами Урьевского ЛУ активно начал разбуриваться с 2011 года, скважины Нивагальского ЛУ по состоянию на 01.06.2015 г. в работе не были. Из 66 скважин, вскрывших данный участок пласта ЮВ11 , в контуре нефтеносности находится 58 скважин, одна скважина на Лас-Ёганском ЛУ за пределами ВНК, в семи скважинах коллектор отсутствует. В работе перебывали 43 шт., в том числе 34 в эксплуатации на нефть и 16 скважин под закачкой (семь из них с отработкой на нефть).
Всего на рассматриваемом участке скважинами отобрано 127,1 тыс. т нефти, 405,2 тыс. т жидкости, закачка составила 608,5 тыс. м3.
Перебывавший добывающий фонд составляет 22 скважины, средний отбор на скважину составил 3,7 тыс. т нефти и 11,9 тыс. т жидкости. Средний дебит нефти действующих скважин за последний месяц работы составил 2,9 т/сут, жидкости — 8,7 т/сут, обводненность — 66,7 %. Более половины действующего фонда (13 скважин — 59 %) работает с дебитами нефти от 1 до 5 т/сут, низкодебитный фонд (до 1 т/сут) составляет 18 % (4 скважины). С дебитами нефти более 10 т/сут эксплуатируются 2 скважины (9 %). Средняя обводненность действующего фонда за последний месяц работы составляет 66,7 %, скважины работают с обводненностью ниже 95 %, большей частью в диапазоне 50-80 % — 13 скважин (59 %) (рис. 1). Всего скважинами действующего фонда отобрано 84,2 тыс. т (66 % добычи участка), на одну скважину приходится в среднем 3,8 тыс. т нефти.
Формирование системы ППД начато в 1991 году. На Лас-Ёганском ЛУ проектом предусмотрена обращенная девятиточечная система заводнения, на Урьевском ЛУ — обращенная девятиточечная система в сочетании с однорядной комбинированной (в добывающем ряду — горизонтальные скважины, в нагнетательном — чередование наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин), избирательное зака-
чивание скважин. С конца 2013 года Лас-Ёганский ЛУ разрабатывается на естественном режиме, Урьевский ЛУ по утвержденной проектом системе.
Рис. 1. Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности объекта ЮВ^
На дату анализа в действующем нагнетательном фонде числится 10 скважин, средняя приемистость действующих скважин за последний месяц работы составила 71,0м3/сут. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по действующему фонду составляет 2,2:1. Всего под закачкой перебывало 16 скважин, объем закачки на
1 скважину в среднем составил 38 тыс. м3.
На 01.06.2015 г. среднее пластовое давление, посчитанное по скважинам, Урьевско-го ЛУ — 21,4 МПа (начальное — 26,0 МПа), Лас-Ёганского ЛУ — 20,8 МПа (начальное — 27,3 МПа).
На рисунке 2 представлена динамика технологических показателей участка, приведенных на одну дату. Входные технологические показатели по скважинам Урьевского ЛУ выше, чем по Лас-Ёганскому (дебит нефти — 16 т/сут и 10,8 т/сут соответственно), что связано с горизонтальными скважинами на Урьевском ЛУ и проведением ГРП.
Все скважины, пробуренные в районе рекомендуемой скв. 207Р, вводились с ГРП. По Урьевскому месторождению из ближайших к 207Р скважин эксплуатировалась одна — 8013. В первый полный месяц (май 2012 г.) работы скв. 8013 введена на ЭЦН-25 с дебитом жидкости 13 т/сут, дебитом нефти 10 т/сут и обводненностью 23,2 %, после
2 месяцев отработки дебит нефти снизился до 4 т/сут, обводненность увеличилась до 70 %. В ноябре 2013 года скважина выведена в неработающий фонд с обводненностью 98,4 %, накопленная добыча нефти составила 1,7 тыс. т. Скважина 8027 не эксплуатировалась по причине высокой обводненности. Скважины 8034, 8020 запущены под закачку из бурения.
Результаты эксплуатационного бурения северной части пласта ЮВ1 Урьевского месторождения не только свидетельствуют о крайне низких значениях ФЕС и пониженном нефтенасыщении пласта ЮВ1, но и указывают на необходимость прекратить дальнейшее разбуривание.
По Лас-Ёганскому месторождению ближайшие скважины 9550, 9169 введены после ГРП в марте и апреле 2011 года соответственно на ЭЦН-25 с дебитом нефти 19-29 т/сут, дебитом жидкости 28-41 т/сут и обводненностью 29-35 %, после года эксплуатации по обеим скважинам отмечено обводнение до 75-80 %. На сегодняшний день скважины находятся в работе с обводненностью 74-86 %, с накопленной добычей нефти 7-11 тыс. т, эффект продолжается.
Процент падения среднего дебита нефти за 12 месяцев работы по обоим участкам одинаков и составляет 74 %, дебит жидкости по Лас-Ёганскому ЛУ снизился на 38 %, по Урьевскому ЛУ на 56 %. Отмечается высокая входная обводненность по обоим участкам, она составляет 50 % по Лас-Ёганскому ЛУ и 53 % по Урьевскому ЛУ, что
связано с низкой начальной нефтенасыщенностью коллекторов пласта ЮВ11 (средняя насыщенность — 0,489 д. ед.).
Рис. 2. Динамика технологических показателей по пласту ЮВ11
Технологические показатели работы обоих участков имеют достаточно близкие значения.
В заключение отметим, проведенный анализ показал, что бурение рекомендуемой скв. 207Р позволит не только уточнить геологическое строение и распространение коллектора пласта ЮВ11 в южном направлении, но и объединить в Западно-Урьевский участок основную залежь Урьевского месторождения и Центральную залежь Лас-Ёганского месторождения. При подтверждении запасов на участке планируется бурение еще восьми скважин (пять добывающих, из них две ГС и три нагнетательные) и запуск проектной скважины 207Р в ППД.
Результаты эксплуатации скважин южной части Лас-Ёганского месторождения подтверждают промышленную значимость участка для дальнейшего эксплуатационного бурения, при этом необходимо учитывать достаточно быстрое обводнение скважин пластовыми водами (закачка на участке не ведется). В случае установления распространения основной залежи пласта ЮВ1 Лас-Ёганского месторождения в южном на-
правлении и подтверждения ее промышленной нефтеносности на участок прироста запасов целесообразно выполнение дополнения к действующему проектному документу на разработку месторождения с обоснованием размещения проектного фонда скважин.
Список литературы
1. Атлас «Геология и нефтегазоностность Ханты-Мансийского автономного округа — Югры». - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.
2. Зональный проект доразведки разрабатываемых месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени; отв. исп. Сургутская С. Л. - Тюмень, 2014.
Сведения об авторах
Сургутская Светлана Леонидовна, заместитель начальника отдела планирования и мониторинга геологоразведочных работ, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-
нефть», г. Тюмень, тел. 8(3452)545458, e-mail: SurgutskayaSL@tmn. lukoil. com
Хуснуллина Гузель Раильевна, к. г.-м. н., ведущий специалист отдела планирования и мониторинга геологоразведочных работ, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени; доцент кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский индустриальный университет, тел. 8(3452)545468, e-mail: KhusnullinaGR@tmn. lukoil. com
Фуфаев Сергей Андреевич, начальник управления проектирования и мониторинга разработки месторождений, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545310, е-mail: Fufaev-SA@tmn. lukoil. com
Тимофеева Ирина Викторовна, заведующая лабораторией Центра проектирования и мониторинга разработки месторождений, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-нефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545255, е-mail: EfimovalV@tmn. lukoil. com
Information about the authors Surgutskaya S. L., The deputy chief of department of planning and monitoring of exploration works, OOO LUKOIL-Engineering KogalymNIPIneft Branch Office in Tyumen, phone: 8(3452)545458, e-mail: SurgutskayaSL@tmn. lukoil. com
Khusnuüina G. R., Candidate of Science in Geology and Mineralogy, the leading expert of department ofplanning and monitoring of exploration works, OOO «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» Branch Office in Tyumen; associate professor of the chair of oil and gas fields geology, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)545468, e-mail: Khusnulli-naGR@tmn. lukoil. com
Fufaev S. A., Head of management of design and monitoring of development of fields, OOO «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» Branch Office in Tyumen, phone: 8(3452)545310, e-mail: Fufaev-SA@tmn. lukoil. com
Timofeeva I. V., Head of the Laboratory Center of design and monitoring of development of fields, OOO «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» Branch Office in Tyumen, phone: 8(3452)545255, e-mail: EfimovaIV@tmn. lukoil. com
