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.