CC BY
25А.Н. Юдаков, ОАО «Газпром нефть НТЦ»,
М.Ю. Климов, ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»,
М.Л. Карнаухов, Тюм ГНГУ.
особенности геологического строения и проблемы разработки северо-янгтинского месторождения
Северо-Янгтинское нефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в непосредственной близости от разрабатываемого Муравленковского месторождения (рис. 1).
Рис. 1. Обзорная схема Северо-Янгтинского месторождения
Открыто в 1985 г. бурением скв. 301Р, в которой при испытании пласта БС„ получен непереливающий приток нефти дебитом 12,8 м3/сут и пластовой воды -5,5 м3/сут. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре, находящейся в югозападной части Верхне-Пурпейского структурного мыса, осложняющего западную периферию Северного вала Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Геологический разрез месторождения является типичным для Ноябрьского региона и представлен мощной (более 3550-3650 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского, палеозойского фундамента.
До 2005 г. представление о мелкокупольной модели Северо-Янгтинского месторождения базировалось на данных поисково-разведочного бурения и 2Д сейсморазведочных работ 1991 г. Современные 3Д сейсмические исследования площади проведены в 2002-2003 гг. в объеме 250 кв. км с цифровой обработкой данных на базе программного
обеспечения GeocLuster 32-узловой кластер ПК. Для привязки сейсмических отражений к геологическим реперам и продуктивным пластам использовался комплекс скважинных сейсмических исследований (ВСП) и промысловогеофизических данных (АК и ГГК). Построение структурных карт по целевым отражающим горизонтам позволило выявить новое строение и более крупный купол на юге Северо-Янгтинской структуры, что вдвое увеличило запасы нефти месторождения и послужило основанием для его промышленного освоения. Промышленная нефтеносность Северо-Янгтинского месторожде-
ния установлена в терригенных отложениях мегионской свиты нижнего мела и связана с продуктивными пластами БС101, БС102 и БС11. Тип залежей пластовосводовый, структурный литологически-экранированный и массивный. На рис. 2 представлен геологический профиль продуктивных пластов на южном куполе Северо-Янгтинского месторождения. Особенностями геологического строения месторождения являются: небольшое по запасам нефти (около 40 млн т); узкий этаж нефтеносности (от 2500 до 2600 м, т. е. 100 м); выделено четыре залежи нефти, залегающие в трех продуктивных пластах мегионской
Рис. 2. Геологический профиль продуктивных пластов на южном куполе Северо-Янгтинского месторождения
свиты и различающиеся по размерам, строению и фильтрационно-емкостным свойствам; отмечается субмеридио-нальное расположение всех залежей и совпадение в плане двух основных залежей - южной в пласте БС102 и БС„. Площадь других залежей невелика и контролируется небольшими и мелкими куполками.
Трудности освоения залежей заключаются: в сложности геологического строения продуктивных пластов, в высокой степени геологической неоднородности объектов (коэффициент песчанистости от 0, 38 до 0,67, коэффициент расчлененности от 3,7 до 10,9); в широком развитии водонефтяных зон, занимающих более половины (50-54%) площади пластовых залежей; в значительной изменчивости нефтенасыщенных толщин от 0,6 м по до 12,6 м в пределах залежи БС102; в резкой вариации проницаемости коллекторов по разрезу и по площади (так, в пласте БС102 - от 1 до 68 мД при среднем значении 21 мД и в пласте БС11
- от 2-13 мД в периферийной зоне залежи до 61 мД в центральной части залежи при среднем значении 15,4 мД); в пониженной степени нефтенасыщен-ности, даже в зонах ЧНЗ этот параметр не превышает 0,57-0,59.
Залежь пласта БС101 выявлена в 1986 г. разведочной скважиной № 304, из которой получен приток нефти дебитом
2,4 м3/сут и воды 11,9 м3/сут. Коллекторы продуктивного пласта вскрыты девятью разведочными скважинами на а.о. -2523-2559 м, а в пяти скважинах пласт заглинизирован. Геологическая неоднородность пласта БС101 охарактеризована коэффициентом расчлененности
1.7 и песчанистостью - 0,48.
Залежь нефти пласта ВС^1 обособлена и находится к северу от основных, размеры залежи 4,5х2,5 км при высоте 7 м. В пределах контура нефтеносности (а.о. - 2527,2 м) площадь залежи -
990,3 га. По типу пластово-сводовая со средней нефтенасыщенной толщиной
3.8 м, коэффициент пористости - 19%, коэффициент проницаемости по ГИС -27 мД, коэффициент нефтенасыщен-ности - 0,595 и содержит нефти плотностью 0,859 г/см3, маловязкие и средней вязкости (от 10,7 мПа*с), объемный коэффициент - 1,148, газовый фактор - 58 м3/т, давление насыщения -
11,2 МПа. Доля запасов нефти - 7,2%.
В продуктивном пласте БС102 выявлено две нефтяные залежи: северная и южная. В опытно-промышленной разработке находится южная, основная залежь нефти. Основная, южная залежь в продуктивном пласте БС102 нефти открыта в 1986 г. по типу - структурнолитологическая, с юго-запада ограничена зоной замещения. В пределах контура нефтеносности (ВНК на а.о. -2571 м) размеры залежи составляют 8,5х5,0 км при высоте 22 м. Площадь залежи - 3584,8 га.
В структурном плане границы залежи совпадают с площадью залежи в нижнем пласте БС11 и разделены глинистой перемычкой 20 м. Пласт характеризуется высокой степенью геологической неоднородности: коэффициентом расчлененности 3,9 и песчанистостью 0,56. Нефтенасыщенная толщина в пределах залежи изменяется от 0,6 м до 12,6 м при средней 3,8 м, среднее значение пористости 18%, а гидродинамической проницаемости - 21 мД,параметр не-фтенасыщенности 0,57-0,58. Нефти залежи БС102 имеют среднее качество: плотность - 0,852 г/см3, вязкость -
11,33 мм2/с при содержании серы -0,38, парафина - 3,14%, смол силика-гелевых - 5,41%, асфальтенов - 1,35%. Пластовые нефти имеют плотность -0,755 г/см3, объемный коэффициент -1,179, газосодержание - 79,3 м3/сут, давление насыщения - 12,9 МПа, вязкость - 0,94 мПа*сек. Доля запасов нефти составляет 26,8%.
Залежь в пласте ВС11 является базовой, открыта в 1985 г. и установлена по результатам испытания разведочных скважин №№ 300, 301 и 314. Является неполнопластовой, массивной залежью нефти с уровнем ВНК на а.о. - 2611 м. В пределах контура нефтеносности залежь вытянута в субмеридиональ-ном румбе и имеет размеры по длине 9 км при ширине до 5 км, высота -23 м. Площадь нефтеносности составляет 4095,6 га. Содержит основную долю запасов нефти на месторождении -59%. Геологическая неоднородность пласта охарактеризована коэффициентами расчлененности 10,9 и песчанистости - 0,67. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,8 м до 16,6 м при среднем значении 7,1 м. Коллекторы имеют пористость 19,0%, коэффициент проницаемости - 0,034 Д, нефтенасыщен-
ность - 57%. Нефти имеют плотность -0,859 г/см3, кинематическую вязкость
13,2 мм2/с с содержанием серы - 0,46%, парафина - 3,1%, смол силикагелевых -4,2%, асфальтенов - 2,2%. В пластовых условиях плотность нефти - 789 кг/м3, объемный коэффициент - 1,165, газосодержание - 68,1 м3/т при давлении насыщения - 10,4 МПа.
По плотности, выходу легких фракций и парафиносодержанию нефти продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения относятся к типу средних, по массовой доле серы - малосернистые. В таблице 1 приведены основные геолого-физические параметры продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения.
Месторождение введено в эксплуатацию со следующими основными положениями: выделены два эксплуатационных объекта (пласты БС102, БС11) с первоочередным разбуриванием нижнего объекта и до-изучением верхнего; система разработки с бурением горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных скважин; поддержание пластовой
услонныи асот < чг.нпя
^Ч^П|1РШ11|/ глшягипк
* * ■ /нничкчпи#
* Я Л г догарММЦЦШ. ВДШ Мржьшые
* * - гЪвдмлкядо. мллшштсиниг
■ * лрммччани«
выпиши г. ■мцнр.пш'нм ишлтг/'ы П9фя1*ткшигты
- -
* гыасмэ «ст/
- виГмп« яад-тр 0СР0-.1
- .рцпици АЬСш?
- - - »нормой 'чмлш лъхпм
ШМСЯМ 1,йУИг_1¥ии С1
-ДЛШЬр шил* Ьдоь'-а.уЖЫ О
Рис.3. Схема расположения скважин на южном куполе Северо-Янгтинского месторождения
энергии с формированием приконтур-ного заводнения на объекте БС„ и площадного по БС102; система размещения скважин неравномерная с расстоянием от 1000 до 1200 м; фонд скважин по основному объекту БС11 - 31, в т.ч. добывающих - 20 (из них 5 - горизонтальных), нагнетательных - 11. В настоящее время пробурено 22 скважины (73% основного проектного фонда. рис. 3).
Основная доля накопленной добычи нефти (80,4%) приходится на основной объект разработки БС„, и лишь 19,6% приходится на объект БС102. При отборе от НИЗ - 16,3% обводненность достигает 51,4%, текущий КИН - 0,052 при накопленном ВНФ 0,70 доли ед. Накопленная добыча нефти по объекту БС11 - 1252,4 тыс. т, а на 1 пребывавшую в эксплуатации скважину составила 78,2 тыс. т, т.к. большинство (9) добывающих скважин многодебитные, с горизонтальным окончанием стволов. Накопленный ВНФ по объекту БС11 составляет 0,71 доли ед. При отборе 16,3% от НИЗ текущая обводненность добываемой продукции - 58,6%, т.е. в 3,6 раза превышает степень использования НИЗ. Текущий КИН - 0,053%.
По объекту БС102 накопленная добыча нефти 304,6 тыс. т или 38,1 тыс.т/скв. и вдвое меньше БС11, что объясняется меньшим (3) числом горизонтальных скважин и более поздним, на 1 год, началом эксплуатационного разбуривания. При отборе от НИЗ 18,8% текущая обводненность продукции - 11,8%. Текущий КИН - 0,051% при низком накопленном ВНФ - 0,11 доли ед. Выработка запасов осуществляется эффективно, несмотря на осложняющие факторы. Низкая выработка запасов в объекте БС11 связана с малым охватом пласта воздействием в результате анизотропного строения пласта, сложности разработки неполнопластовой залежи нефти, вмещаемой сравнительно массивным резервуаром. В таблице 1 представлены основные показатели выработки запасов объектов разработки и месторождения в целом. Фонд скважин на месторождении в настоящее время: добывающих - 20, причем 12 скважин имеет горизонтальное окончание стволов, нагнетательных -5. В целом для всех пластов средний коэффициент охвата работой перфорированной толщины дренируемых объектов составил 0,86 при средней
работающей толщине перфорированных пластов 10,4 м.
По месторождению действующий фонд при среднем дебите скважин по жидкости 320 т/с и более чем наполовину (или 11 скважин) является многоде-битным, что характерно для горизонтальных и скважин, эксплуатирующих оба пласта, 8 имеют дебит жидкости в диапазоне 50-100 т/сут и являются в основном наклонно-направленными, и 1 скважина этого вида - среднеде-битная (30,1 т/сут).
Малодебитные по нефти скважины отсутствуют, низкодебитные скважины от 10-20 т/сут - 3 ед., среднедебитные от 20 до 50 т/сут - 4, высокодебитные в интервале 50-100 т/сут - 7 скважин или треть фонда. Дебит нефти свыше 100 т/сут имеют 6 скважин с долей 30% от дающего фонда.
В основном скважины пласта БС102 работают с обводненностью менее 10%, и только две скважины, совместные на оба пласта, имеют значительную степень обводнения - от 46 до 87,3%. Более обводнена продукция пласта БС11, а именно - 12 скважин, из них семь - имеют водосодержание свыше 60%, четыре -ед. от 20 до 60%, и лишь три скважины имеют обводненность до 20%.
В результате проведения трассерных исследований в пласте БС11 на нагнетательных скважинах №№ 1005, 1015 выявлена хорошая гидродинамическая связь между зонами нагнетания и отбора через обширную систему каналов. Скорость продвижения индикатора составила от 48 до 220 м/сут. Аномально высокие скорости фильтрации зарегистрированы в субмеридиональном направлении. Расчетная проницаемость зон дренирования составляет 25,5 мкм2 при средней проницаемости по пласту БС11 0,034 мкм2. Характер и интенсивность выноса индикатора на дневную поверхность свидетельствует о наличии взаимосвязи между зонами трещиноватости в различных частях залежи. Суммарная доля попутно добываемой воды, прошедшей по высокопроводи-мым зонам пласта БС„ к забоям контрольных добывающих скважин, не превышает 2-5% от объема закачки. Система заводнения, реализуемая на разрабатываемом участке залежи БС11, неравномерно воздействует на различные его зоны. Наиболее подверженными
Таблица 1. Показатели выработки запасов нефти по Северо-Янгтинскому месторождению по состоянию на 1.01.2009 г.
№/№ ПОКАЗАТЕЛЬ ВСЕГО БС102 БС11 БС101
1 Геологические запасы нефти (кат. С1), тыс.т 30232 6006 23440 786
2 Извлекаемые запасы нефти (кат. С1), тыс.т 9546 1622 7688 236
3 Утвержденный КИН, дол. ед. 0,316 0,270 0,328 0,300
4 Накопленная добыча нефти на, тыс.т. 1557 304,6 1252,4 -
5 Текущие геологические запасы нефти, тыс.т. 28675 5701 22188 786
6 Текущие извлекаемые запасы нефти, тыс.т. 7989 1317 6436 236
7 Отбор от НИЗ, % 16,3 18,8 16,3 -
8 Темп отбора от НИЗ, % 8,1 13,4 7,2 -
9 Темп отбора от ТИЗ, % 8,8 14,1 7,9 -
10 Текущий КИН, дол.ед. 0,052 0,051 0,053 -
11 Текущая обводненность, % 51,4 11,8 58,6 -
12 ВНФ накопленный, дол.ед. 0,70 0,11 0,71 -
13 Действующий фонд доб. скважин, ед. 20 7 15 -
14 Количество скважин, пребывавщих в эксплуатации 22 8 16 -
15 Накопленная добыча нефти на 1 скв., тыс.т. 70,7 38,1 78,2 -
влиянию нагнетательных скважин №№ 1015, 1005 являются краевые области в западной, северной и восточной частях залежи. Центральный и южный районы представляются менее промытыми, район скважины № 1004Г в полной мере не охвачен процессом вытеснения. В пределах исследования фильтрационных потоков вокруг нагнетательной скважины № 1011 установлено, что максимальные скорости фильтрационных потоков имеют западное направление, их абсолютные значения изменяются от 169 до 2053 м/ сут. Активность воздействия нагнетательной скважины № 1011 на исследованный участок залежи низкая.
На пласте БС11 пробурено 9 горизонтальных скважин, и, несмотря на тщательный выбор местоположения и траектории горизонтальных стволов, сопровождение процесса бурения, результаты оказались противоречивыми расчетным данным, т.к. в продукции скважин через 1-3 месяца появляется подошвенная вода и в течение года последующей эксплуатации происходит ее аномальный рост до 80%. Аномальное падение дебита нефти вследствие резкого обводнения характерно для горизонтальных скважин №№ 1002, 1006Г, 1020Г, 1009Г и скважин № 1014, 2003 - после приобщения пласта БС11, которое составило более половины от суммарного падения по объекту. Проблема обводнения в ходе эксплуатации скважины вызвана высокой депрессией на пласт и влиянием ППД, а также неудачным расположением условно-горизонтальной части ствола относительно ВНК и переходной зоны залежи.
ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИН № 1002, 1007Г.
Скважина № 1002Г расположена между скважинами № 1001Г и № 1004Г с расстояниями в 600 м от каждой и пробурена на растворе «Фло-Про» в двухствольной конфигурации с длиной верхнего горизонтального ствола 381 м, в т.ч. по песчаникам 349 м; нижнего - 563,2 м, в т.ч. по песчаникам 500,2 м. По результатам ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 14,1 м при эффективной мощности
22,0 м (зона ВНЗ). Продуктивная часть нижнего ствола обсажена фильтром в интервале глубин 2931,0-3504,2 м (а.о. -2584,6-2596,96 м). Схематический раз-
А) район (№ШЕНЬГ № 1О0]
Рис. 4. Выявленные направления фильтрации на объекте ВС11
Схематически)! лрофшь гиршонтл.чьиС'П скбпжини 1002 Северо-Янгп шс кос местроадснлс пласт БС-11
ППЛ1 1спюп МО ТИВЭ Г1 ЗДВЛвМ
скита ээ-кдам тин г* ттэам эзддок! 13
1Э«И№Л
Пг Бп Ж51.0ОН ?ЗН7ЛИ н ТЗ ЯОИА5*+ МЩ.тан 13 ИЗО!-ЛФ** ЗШЛИ
4Ьм1: 1ГЧ4Л - «лС'Лтки«! ! !.
4(5 Г№)
Г1 ¡каахы и м И №1.иии ЭДНДОи
да гаси тн м даьэом т? зовдзам кнто.таи тз ззггдом гжвм 1-Ж1т з-ирп. СЗС178Ж1£«й т.(«н и »59*55 м ТЗ 35012 м гзо&.кн 1 эфф- 500.2т
Рис. 5. Проектный и фактический профиль горизонтальной скважины № 1002Г
Рис. 6. Динамика показателей работы горизонтальной скважины № 1002Г
Рис. 7. Зависимость водонефтяного фактора от времени по скважине №1002Г
рез и профиль скважины № 1002Г представлены на рис. 5.
Скважина введена в эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти -
782,0 т/сут, дебит жидкости - 883,7 т/сут при обводненности продукции 11,5%. В данный момент скважина эксплуатируется ЭЦН при Рзаб. = 156,8 атм. с дебитом нефти 609,7 т/сут при обводненности 42,6%. Накопленная добыча нефти составляет 512,516 тыс. т. Динамика показателей работы скважины № 1002Г показана на рис.6.
Наиболее эффективным инструментом при определении причин быстрого роста обводненности продукции скважины является использование зависимости водонефтяного фактора и его производной от времени. По графику ВНФ по скв. 1002Г (рис. 7) наметилась тенденция роста кривой с высоким темпом, что связано с повышенными отборами жидкости. По характеру кривой можно диагностировать проявление
нм ни шт» • мы N Р*
«яінмИ» 1 ^ к-*
!-■
******
к* л,*’’ '
с па т
Чиїм
Рис. 8. График истории добычи по скважине № 1002Г
* *
I“' X
Г" - - *
і ““ 1 а
и , і * • р.1*" . ■
Г
ШН ШИЙ 1-1НН ла*
Рис. 9. График падения дебита нефти и воды по скв.1002Г
Рис. 11. Динамика показателей работы горизонтальной скважины № 1007Г
эффекта «конусообразования» пластовой воды.
При анализе графика истории добычи по скважине (рис. 8) видно, как прослеживается тенденция увеличения темпа добычи воды и уменьшения темпа добычи нефти. Если спроецировать траектории падения и учесть, что сложившиеся тенденции будут неизменны, то можно спрогнозировать обводненность продукции скважины графоаналитическим способом.
По кривой падения дебита (рис. 9) отмечаются колебания по нефти, вызванные технологическими условиями. Относительно стабильный дебит скважины свидетельствует о достаточной гидродинамической проводимости прискважинной зоны. Отмечается тенденция роста дебита воды, связанная с конусообразованием.
Резкое обводнение продукции в результате прорыва воды по отдельным пропласт-
кам выявлено на примере горизонтальной скважины № 1007Г. Скважина пробурена в северо-восточной части залежи БС11 с длиной горизонтального ствола 452,5 м, в т.ч. по песчаникам - 430 м. По ГИС нефтенасыщенная толщина составляет
10,7 м при эффективной - 15,1 м (зона ВНЗ). Продуктивная часть ствола обсажена фильтром в интервале глубин 3088,03540,50 м (а.о. - 2597,87-2600,15 м).
Рис. 12. Зависимость водонефтяного фактора от времени по скважине №1007Г
Рис. 15. Динамика добычи нефти по категориям скважин и изменения по факторам в 2008 г.
Рис. 13. График истории добычи по скважине 1007Г
4 ИШ №№С АН« Н» '«НМ ІПН4 ІИІ1 '*««■ Ньэ'гчьнн ^аішні мфчи,
Рис. 14. График кривой падения дебита по скважине 1007Г
Геологический разрез и профиль скважина № 1007 показан на рис.10. Скважина введена в эксплуатацию с начальными параметрами: дебит нефти -
313,8 т/сут, дебит жидкости - 327,5 т/сут при обводненности добываемой про-
дукции 4,2%. Динамика показателей работы скважины № 1007Г представлена на рис. 11.
В данный момент скважина эксплуатируется ЭЦН при Рзаб. = 141,5 ат дебитом нефти 91,3 т/сут, жидкости - 463,8 т/сут и обводненностью 80,3%. Накопленная добыча нефти составляет 73,173 тыс. т. По зависимости водонефтяного фактора от времени (рис. 12) существенный рост ВНФ свидетельствует о прорыве воды
по высокопроницаемому пропластку, т. е. по «канало-образованию».
Данный график состоит из двух частей: в первой половине (1) прорыв воды произошел по менее проницаемому пропластку, чем по второму (2), о чем свидетельствует наклон кривой. Чем круче кривая ВНФ, тем более проницаем проводящий канал для водной фазы. На рис. 13 опережение кривой роста дебита воды по отношению дебита
котутекс
www.komitPX.ru
ЛИДЕР В ПРОИЗВОДСТВЕ НЕТКАНЫХ МАТЕРИАЛОВ В РОССИИ
Геотекстидьные полотна ГЕОКОМ для;
* строительства и ремонте автомобильных и железных дорог
* обустройства нефтяных, газовых и других месторождений
* городского благоустройства
Рис. 16. График разработки Северо-Янгтинского месторождения
Рис. 17. График разработки пласта БС11 Северо-Янгтинского месторождения
Рис. 18. График разработки пласта БС102 Северо-Янгтинского месторождения
нефти демонстрирует опережающий прорыв воды по высокопроводящим каналам.
График падения дебита (рис.14) информирует о преждевременном обводнении скважины.
В 2008 г. наблюдалось снижение отборов нефти из-за падения добычи по переходящему фонду на 32,6% или 4,1%/ мес., связанное с объектом БС11 и не компенсируемое добычей по новым скважинам. Наращивание добычи нефти
по объекту БС102 также не восполняет ее потери по объекту БС11 (рис.15). В целом по месторождению наблюдается динамика снижения добычи нефти с темпом 1,4%/мес. На рис.16-18 представлены графики разработки по месторождениям и обьектам. Состояние пластовой энергетики и системы поддержания пластового давления присуще для I стадии разработки. Закачка на месторождении впервые была организована по пласту БС11 в январе 2007 г. По этому
объекту отмечается недокомпенсация текущих отборов, составляющая около 87% и тенденция к снижению пластового давления по залежи до 256 ат при начальном 269, пластовое давление в зоне отбора снизилось незначительно
- от 244,2 ат до 239,7 ат.
Заводнение по пласту БС102 было начато в марте 2008 г., с наращиванием объемов закачки воды. Значение накопленной компенсации монотонно растет и через полгода достигло 57,8 %, а пластовое давление в залежи возрастает от 258,7 и стабилизируется на уровне
263.4 ат при начальном 267 и давлении в зоне отбора 246,9 атм. В целом по залежи тенденция положительная.
В целом по месторождению в течение года показатели текущей и накопленной компенсации растут в связи с развитием системы ППД и наращиванием объемов закачки соответственно с 75,4 до 94,5% и с 57,2 до 71,1%, что положительно отражается на состоянии энергетики в разрабатываемых объектах.
На Северо-Янгтинском месторождении в процессе разработки применяются различные виды геолого-технических мероприятий: бурение горизонтальных скважин, приобщение нового пласта, гидроразрывы пласта, физикохимические методы (кислотные ОПЗ), технологии выравнивания профилей приемистости (ВПП). В целом по месторождению дополнительно добыто
1278.4 тыс.т нефти, или 93,3% от всей накопленной добычи.
По состоянию из продуктивных пластов Северо-Янгтинского месторождения будет добыто 1157 тыс. т нефти, что составляет 16,3% от извлекаемых запасов. Основная доля накопленной добычи нефти (82,4%) приходится на основной объект разработки БС11 и лишь 17,6% приходится на объект БС102. Отобрано от НИЗ 16,3% при достигнутой обводненности 51,4%, текущий КИН -0,052 при накопленном ВНФ 0,70 доли ед. (рис.19).
Накопленная добыча нефти по объекту БС11 - 1252,4 тыс. т, а на 1 пребывавшую в эксплуатации скважину составила
78,2 тыс. т, т.к. большинство (9) добывающих скважин с горизонтальным окончанием стволов. Накопленный ВНФ по объекту БС11 составляет 0,71 доли ед. При отборе 16,3% от НИЗ текущая обводненность добываемой нефти 58,6%
Рис. 19. Характеристика вытеснения по месторождению
почти вчетверо превышает степень использования НИЗ. Текущий КИН -0,053%. В условиях водоплавающего строения залежи в основном объекте БС„ отмечается высокая успешность бурения горизонтальных скважин.
По объекту БС102 накопленная добыча нефти 304,6 тыс. т или 38,1 тыс.т/скв. и вдвое меньше, что объясняется меньшим (3) числом горизонтальных скважин и более поздним, на 1 год, началом
эксплуатационного разбуривания. При отборе от НИЗ 18,8% текущая обводненность продукции - 11,8%. Текущий КИН - 0,051% при низком накопленном ВНФ - 0,11 доли ед.
ВЫВОДЫ
Северо-Янгтинское месторождение относится к многопластовым и небольшим по объему запасов УВС. Основные проблемы при разработке: массивное
строение залежи в основном обьекте БСИ, определяющее контактное залегание нефти на подошвенной воде, что при отсутствии надежных и выдержанных перемычек обуславливает конусообразование и аномальное обводнение горизонтальных скважин; широкие водонефтяные зоны с низкой продуктивной толщиной от 1 до 3 м, занимающие половину площади в залежах БС10а и БС102, неоднородное строение резервуара БС102, изменяющегося от монолитного в центре залежи до расщепления на 5 прослоев к периферии при резком, до 6-7 раз, сокращении толщины пласта, что усложняет выработку запасов краевых зон; анизотропия фильтрационных свойств продуктивных пластов по разрезу и площади, обуславливающая прорывы закачиваемой воды по отдельным интервалам и ускоренное продвижение фронта заводнения в субмеридиональ-ном направлении.
Таким образом,впервые представлен эффективный опыт разработки сложных месторождений двухствольными стволами скважин, показаны возникшие при этом проблемы и пути их решения.
