Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

 

1 – скважины разведочные; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС11-1 и БС11-2 соответственно

Рис. 1.5. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС11-1 и С11-2

 

 

Основной из них пласт БС11-2 вскрыт на глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2, сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390-2422 м. вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднюю пористость 21 %, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м. (средняя 2,9 м.)

 В продуктивном горизонте  БС10 выделяются два пласта. Отложения  пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта - сводовая  литологи-чески экранированная. Пласты  БС10-1 и БС10-2 сложены песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350-2395 м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м. Контуры нефтеносности основной залежи пластов совпадают (рис. 1.6).

1 – разведочные скважины; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2 соответственно

Рис. 1.6. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2

Коллекторские свойства пласта БС10-1 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10-2 отличается более высокими коллекторскими свойствами - пористость 18 - 25 % (средняя 22,9 %), проницаемость 0,002 - 0,527 мкм. кв. (средняя 0,263 мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м.) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг.

Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 - 2842 м., к нему приурочены локальные пластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.

 

Таблица 1.1 Геолого – физическая характеристика продуктивных пластов месторождения

Показатели	Продуктивные пласты
	БС10-1	БС10-2	БС11-1	БС11-2	БС16	БС18	ЮС1
Год открытия	1979	1979	1979	1979	1982	1983	1980
Возраст отложений	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	В. юра
Глубина залегания. м	2540	2555	2427	2460	2700	2770	2870
Площадь нефтенос- ности, м2.	121696	286842	62129	349955	4890	6862	104490
Тип залежи	Пластово- сводовая	Пластово-сводовая литологически экранированная			Пластово- сводовая
Тип коллектора	Поровый
Нефтенасыщенная толщина пласта, м.	2,6	3,94	3	5,56	3	1,5	3,37
Пористость, %	19	22	20	22	18	18	16
Проницаемость, мкм2	0,035	0,106	0,032	0,121	0,01	0,01	0,08
Нефтенасыщенность	0,47	0,55	0,44	0,57	0,6	0,6	0,58
Коэф. песчанистости	0,7	0,83	0,57	0,68			0,64
Коэф. расчлененности	1,92	1,04	1,2	2,29
Начальное пластовое давление, МПа	23,5	23,5	23,6	24,5			30,3
Пластовая темпера- тура, °С	80	80	80	88	88	88	90

 

Как видно из таблицы 1.1, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость - 17 %, проницаемость - 0,014 мкм2, нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов - аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные в Сиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10-2, а наименьшей - пласт БС11-1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с одним пропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.

 

4. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

 

Первый подсчет запасов был выполнен тематической партией Главтюменьгеологии в 1983г., ГКЗ СССР протоколами № 9337 и № 9338 от 02.11.83 утвердила балансовые и извлекаемые запасы нефти в объеме. В таблице 1.4 представленны утвержденные балансовые и извлекаемые запасы.

Таблица 1.4 Балансовые и извлекаемые запасы
Запасы	В+С1, тыс. т	С2, тыс.т	В+С1+С2, тыс.т
Балансовые	505456	274632	780088
Извлекаемые	222555	75714	298269

 

Оценка текущих извлекаемых запасов по Южно-Ягунскому месторождению приведена в следующей таблице 1.5.

 

Таблица 1.5 Баланс запасов нефти Южно-Ягунского месторождения по пластам

Пласт		Нач.извлек.запас (В+С) тыс.т.		Кол-во отобран. нефти, тыс.т.		Тек. извлек. запасы на 01.01. 2002г. тыс.т.		Активные запасы				Трудноизвлекае-мые запасы
														тыс.т		%		тыс.т.		%
БС10-1 БС10-2 БС11-1 БС11-2		14013 39212 3507 49840 5352,4 36564,3 2386,8 40265,2 8660,6 2647,7 1120,2 9574,8			2641,5 1821,2 492,8 6070,4	30,5 68,8 43,8 63,4		6019,0 826,5 627,4 3504,4		69,5 31,2 56,2 36,6

 

 

Объект 1+ 2 БС10

Запасы пласта БС10-2 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта БС10-2 является основной по запасам и удельной добыче.

Добыча нефти за год составила 2396. т.т., или 56,2% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12,7т/с. Обводненность среднегодовая 66,8%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 638 скважин, в том числе совместных 46.

Действующий фонд составил - 569 скважин. За год закачено 8349 т.м воды и компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120.8%. Средневзвешенное давление по пласту составило 223,5 атм.

По пласту БС10-1 добыто за год 420.722 т.т. нефти или 9.7% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 4,5 т/сут, обводенность 50%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 322 скважины, в том числе совместных 130 скважин.

Действующий фонд составил 290 и увеличился на 38 скважин.

Закачано воды за год 1050.269 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 109%, с начала разработки 141, 2%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 222,4 атм.

Объект 1+ 2 БС11

Залежи пласта БС11-2 являются основными по запасам и удельной добыче нефти.

За год добыча нефти по объекту составила 1788 т.т. или 41,1% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12.7 т/сут, обводненность составила 71,3%

 По пласту введено 2 скважины  с дебитом нефти 17,6 т/сут, обводенностью 22 %.

 Эксплуатационный фонд по  пласту составил 386 скважин, в том  числе совместных 46 скважин.

Действующий фонд составил 353 скважины.

За год закачано воды 6537 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120,1%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 227,1 атм.

По пласту БС11-1 добыто 108.8 т.т. нефти, дебит нефти по году составил 5,1 т/сут, обводенность 77,5%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 70 скважин, в том числе совместных 53 скважин.

За год закачено 330 т.м воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 70,9%, с начала разработки 49,5 %.

Закачка воды осуществляется на южной залежи.

Объект ЮС1

По пласту ЮС1 работает 22 добывающие скважины.

За год добыто нефти 116 т.т. Эксплуатационный фонд по пласту 25 скважин.

Закачка воды начата в апреле 1999г. и до конца года закачено 24 т. м3 воды.

 

Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.

Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.

Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 1.6.

 

Таблица 1.6. Свойства пластовой нефти

Показатели	1БС10			2БС10			1БС11		2БС11	ЮС1
Давление насыщения газом, МПа	10,42			9,73-10,65			6,3		8,6	9,0
Газосодержание, м3/т	69,64			56,79-70,32			62,12-68,6		90,78-107,3	106,9
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т		56,4			48,5-57,1		48,88-52,6		68,98-87,74	106,8
Обьемный коэффициент			1,19			1,16-1,18		1,19-1,22	1,251-1,316	1,284
Плотность, г/см			0,777			0,786-0,799		0,754-0,77	0,754-0,774	0,842
Обьемный коэффициент в условиях сепарации			1,133			1,123-1,128		1,129-1,14	1,151-1,206	1,454
Вязкость,Мпа*сек			1,35			1,136-1,181		1,137-1,19	0,74-1,08	1,34

 

В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.

Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице 1.7.

 

Таблица 1.7. Физические свойства нефти по пластам

Пласт	Плотность г/см	Вязкость при 20	Выход фракции	Содержание
				серы	парафин.	асфальт.	смол %
БС10-1	0,872	17,19	45,1	0,86	2,19	3,49	6,68
БС10-2	0,866	13,06	49,6	0,84	2,25	2,59	6,54
БС11-1	0,861	11,29	48,1	0,78	2,24	3,26	6,74
БС11-2	0,854	9,05	50,1	0,68	2,38	1,24	4,84
ЮС 1	0,833	4,36	57,1	0,44	2,33	0,45	3,50