Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа №09

К оглавлению журнала
УДК 55:622:276(571.1)	В.П. БАЛИН, Р.И. МЕДВЕДСКИЙ (ЗапСибНИГНИ), А.М. БРЕХУНЦОВ, Ф.З. ХАФИЗОВ (Главтюменьгеология)

Строение и состояние разработки Варьеганского месторождения

Варьеганское месторождение по запасам нефти относится к числу крупнейших в Нижневартовском районе Среднеобской НГО. Нефтегазоносность его связана с отложениями сеномана, неокома и юры. В разрезе месторождения выделяются четыре газоконденсатных пласта: сеноман, ПК₄, АВ₄, AB₅. Чистонефтяные залежи содержатся в пластах БВ₄⁰, БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₉, ЮВ₂ и ачимовской толще. Однако наибольшие запасы нефти приурочены к пластам с газовыми шапками, наименование которых будет сопровождено отношением (%) нефтенасыщенного объема ко всему объему залежи данного пласта на дату подсчета запасов (1977 г.): АВ_7-8(87,2), БВ₄(43,4). БВ₅(68,9), БВ₆(84,4), БВ₇(98,6), БВ₈²(90,7), БВ₁₀(98,8), Ю₁¹(72.6), Ю₁²(96,9). Все они представляют собой залежи пластового сводового типа (рис. 1). Таковой является, например, и нефтегазовая залежь пласта АВ_2-3 Самотлорского месторождения, разработка которого с применением отсечения газовой шапки барьерным заводнением ведется вполне успешно. Однако на Варьеганском месторождении разработка столкнулась с рядом затруднений, которые в итоге повлекли к срыву запланированных уровней добычи. Выяснить причины этих осложнений представляется крайне целесообразным для того, чтобы избежать их проявления на других месторождениях с аналогичным геологическим строением и характеристикой пластовых флюидов.

Пласты БВ₆, БВ₇ и БВ₈² существенно влияют на добычу нефти, разрабатываются наиболее длительное время и характеризуются сравнительно малыми объемами газовых шапок (не более 16 % от объема залежи). Они обладают коллекторами порового типа, представленными песчано-алевритовыми отложениями полимиктового состава, переслаивающимися с глинистыми и уплотненными прослоями. Проницаемость данных пластов по керну составляет в среднем 0,2 мкм², пористость – 26 %.

Доля площади чистонефтяной зоны по залежам изменяется от 29 (БВ₈²) до 62 % (БВ₇), водонефтяной зоны – от 25(БВ₆) до 51 (БВ₈²), подгазовой зоны – от 7(БВ₇) до 20(БВ₈²).

Рассматриваемые залежи, как и АВ_2-3 на Самотлоре, разрабатываются с применением барьерного заводнения. Их некоторые сравнительные геолого-физические параметры представлены в табл. 1.

Разработка Варьеганского месторождения начата в 1974 г. эксплуатацией разведочных скважин пласта БВ₈₆ в соответствии с технологической схемой ОПЭ 1973 г. Дальнейшее освоение осуществлялось согласно технологическим схемам 1975, 1976, 1978, 1980 и 1985 гг., каждая из которых учитывала вновь подключаемые в разработку пласты и вносила коррективы в предшествующие, в том числе и в уровни максимальной годовой добычи по месторождению.

Последняя технологическая схема определяла достижение в 1987 г. максимального уровня добычи нефти в 21 млн. т с последующим его удержанием в течение нескольких лет. Однако фактическая добыча в 1987 г. составила 18,5 млн. т, а в 1988 г.– 16,9. На 1989 г. и последующие годы вопреки технологической схеме предусмотрено дальнейшее ее снижение. В последнее время распространилось мнение, что, падение добычи связано с неподтверждением примерно половины запасов на Варьеганском месторождении. При этом, не обращается внимания на главное условие, с которым связывали выход на максимальный уровень добычи, а именно на внедрение газлифтного метода эксплуатации с 1978 г. Применение этого метода обусловлено, прежде всего, высоким значением давления насыщения, что резко отличает варьеганские залежи от залежей Самотлорского, Мегионского, Аган-ского и других месторождений Нижневартовского района. На последних давление насыщения колеблется от 8 до 11,5 МПа, что не ограничивает применение насосных способов добычи, поскольку позволяет устанавливать насосы под уровень разгазирования нефти.

Обнаруживается и другой просчет в процессе разработки варьеганских залежей, а именно: отставание с заводнением, допущенное также вопреки технологическим схемам. Это отставание особенно пагубно для залежей, в которых давление насыщения близко к пластовому, из-за глубокого разгазирования нефти в пласте. В подтверждение сказанного приведем залежь АВ_2-3 Самотлорского месторождения, где давление насыщения отличается от пластового на 3–4 МПа (как и на Варьеганском), однако, своевременно начатое заводнение предупредило развитие нежелательных явлений.

Попытка добиться компенсации отбора закачкой в сжатые сроки привела к неравномерному охвату заводнением разрабатываемых объектов Варьеганского месторождения.

Выдвигаемая нами перестановка акцентов с геологических запасов на способы разработки и эксплуатации имеет далеко не формальный характер. В самом деле, извлекаемые запасы определяются не только величиной геологических, но и в не меньшей степени уровнем техники и технологии. Если не развивать их и не приспосабливать имеющиеся к природным условиям, то мы будем обречены на застой, следствием которого явится снижение уровня добычи во всем регионе.

Раскроем более подробно отмеченные нами причины: 1) отставание и неравномерность закачки воды и 2) несоответствие способа эксплуатации природным условиям.

Заводнение Варьеганского месторождения осуществлялось с трехлетним разрывом от начала эксплуатации и проводилось замедленным темпом. Так, в 1977 г. вместо запроектированных 110 нагнетательных скважин на месторождении действует всего пять, в 1978 г. – 187 и 21 соответственно. Отставание фонда нагнетательных скважин характерно и в последующие годы, например, в 1986 г. число действующих нагнетательных скважин меньше проектного на 141, в 1987 г. на 64, в 1988 г. на 122. План по закачке воды в пласты начал выполняться с 1983 г., но за счет увеличения в 2–4 раза приемистости нагнетательных скважин по сравнению с проектной. Данное обстоятельство послужило причиной неравномерной выработки запасов по площади залежей и существенного снижения пластового давления в некоторых их частях.

Неравномерный охват заводнением по площади залежей можно проиллюстрировать следующим примером. В декабре 1986 г. из-за низкой температуры воздуха (ниже –55 °С) были приостановлены ремонтные работы на скважинах. При этом 105 насосных скважин (23 % мехфонда) были остановлены. Суточная добыча по всему механизированному фонду уменьшилась на 5233 т по нефти и 7060 т по жидкости, однако, по фонтанному фонду она возросла на 4376 и 4364 т соответственно. В целом добыча нефти по месторождению за период вынужденного бездействия части насосных скважин сократилась всего на 857 т/сут. Поскольку механизированы только обводненные скважины, то можно сделать вывод, что вода в них поступает по уже выработанным каналам, не полностью отвечая своему назначению – вытеснению нефти.

Неравномерность заводнения по площади осложняется на Варьеганском месторождении заводнением по разрезу. По результатам промыслово-геофизических исследований установлено, что выработка запасов по объектам БВ₆ и БВ₇ идет в основном по подошвенной части, а в БВ₉ – по кровельной.

Таким образом, неравномерный охват заводнением, как по площади, так и по разрезу в сочетании с неудовлетворительной работой фонда механизированных скважин, о которой будет сказано ниже, приводит к выключению из процесса разработки менее проницаемых прослоев и участков и ускорению обводнения скважин.

Компенсация отбора закачкой из-за отставания начала заводнения и неравномерной промывки осуществлялась на Варьеганском месторождении с большими трудностями, что можно проследить сравнением величин средних пластовых давлений в зоне отбора с их начальными значениями (табл. 2).

Однако сравнительно благополучная картина на 1986 г. не характерна для отдельных участков. Так, если в центральных блоках пластов Б₆, Б₇, Б₈² и Б₉ пластовое давление поддерживалось на уровне первоначального, то в северных вследствие отставания ввода объектов поддержания пластового давления было допущено снижение пластового давления на 4–7, а в южных на 1,5–6,5 МПа.

Для сравнения укажем, что разработка подгазовой зоны пласта АВ_2-3 Самотлорского месторождения, не в пример варьеганским, проводилась более корректно, с превышением отбора закачкой с самого начала разработки, поэтому текущее пластовое давление всегда было близким к начальному. Немаловажным явилось и то обстоятельство, что барьерное заводнение пласта АВ_2-3 было реализовано двумя рядами нагнетательных скважин, а на отдельных участках даже тремя, в то время как на Варьеганском затянулось формирование даже одного запроектированного разрезающего ряда.

На Варьеганском месторождении отсутствие своевременной компенсации в сочетании с высоким давлением насыщения послужило причиной выделения газа из нефти на участках с пониженным текущим давлением непосредственно в самом пласте, а на других участках выделение газа наблюдается в стволе скважин на глубинах, близких к забою. Так, в 1980 г. проводились исследования по замеру забойного давления в добывающих скважинах, которые показали, что 88 % исследованных скважин пласта БВ₆ работали с забойным давлением, ниже давления насыщения, примерно такое же положение отмечается по пластам БВ₇ и БВ₈² (соответственно 89 и 47%). Среднее забойное давление в исследованных скважинах составляло: БВ₆– 13,2, БВ₇– 13,1, БB₈² – 16,5 МПа. Как видим, режим работы добывающих скважин в процессе эксплуатации способствовал разгазированию нефти в призабойной зоне. Это, равно как и отсутствие компенсации отбора жидкости закачкой воды в условиях Варьеганского месторождения, привело к значительным осложнениям при добыче нефти, которые усугубляются невыполнением запроектированной технологии его разработки. Несовместимость насосных способов эксплуатации скважин с геологическими условиями Варьеганского месторождения отмечалась во всех технологических схемах разработки. Однако до настоящего времени газлифтный способ реализован частично, на 1/1 1988 г. он применялся лишь на 89 скважинах.

Механизированная эксплуатация скважин Варьеганского месторождения ведется в основном с помощью ЭЦН и лишь незначительная их часть (2–4 %) – штанговыми насосами. Механизированный фонд скважин в 1986–1987 гг. составлял 492 и 694 соответственно, что соответствует 53 и 63 % эксплуатационного фонда.

В связи с тем, что насосы работают эффективно только при малом газосодержании потока жидкости (до 150–170 м³/м³), а это условие в силу перечисленных выше обстоятельств на большей части месторождения не выполнялось, работа насосного оборудования сопровождалась различного рода осложнениями и частыми отказами.

Кроме того, сочетание природных условий Варьеганского месторождения таково, что газлифтный способ эксплуатации и поддержание пластового давления на уровне первоначального или даже несколько выше одинаково необходимы для устранения еще одного осложнения при добыче нефти – парафиновых и гидратных пробок. Содержание парафина в нефтях пластов Варьеганского месторождения 3,1–3,6 %. Фактором, обусловливающим неблагоприятный температурный режим в стволах скважин, является наличие в разрезе слоя многолетнемерзлых пород, который в данном районе залегает на глубине от 60 до 360 м. Вследствие этого температура потока жидкости при дебите скважины менее 50 т/сут на глубинах около 300 м и выше равна температуре выпадения парафина. Сужение потока, в свою очередь, приводит к снижению дебита и дальнейшему падению температуры. В результате не только увеличиваются глубины отложений парафина, но и создаются условия для образования гидратных пробок.

Сочетание этих условий привело к тому, что парафино- и гидратоотложения стали серьезным препятствием для эксплуатации скважин Варьеганского месторождения. По этой причине большое число скважин находится в длительном простое. Так, в 1985 г. бездействующих скважин было 275 (33% эксплуатационного фонда), в 1986 г.– 181 (16), в 1987– 177 (17), простаивающих соответственно 5,13 и 5 %.

На 1/II 1987 г. фонд осложненных скважин по месторождению включает 421, из них бездействующих – 140, в том числе с пробками – 25. Известные способы депарафинизации используются в недостаточном объеме так же, как и средства, позволяющие проводить эксплуатацию скважин с повышенным газосодержанием потока: газосепараторы и диспергаторы. На 1/1 1988 г. газосепараторами оснащено 168 механизированных скважин, или 24 %, из них в работе находилось 135. Необходимо отметить, что ряд бездействующих скважин быстро осваивался установками с газосепараторами, а в работающих ранее скважинах улучшался режим работы. Однако выбор скважин для оснащения их установками с газосепараторами не всегда соответствует условию оптимального их применения. Вследствие этого невысок и межремонтный период работы скважин с газосепараторами (на 1/1 1988 г.– 164,2 сут), что также связано с более сложными условиями их работы, особенно в период вывода скважин на режим после освоения.

Таким образом, несоответствие реализуемого способа эксплуатации скважин проектному, с одной стороны, и снижение пластового давления на некоторых участках до и ниже давления насыщения, с другой, послужило основной причиной неудовлетворительного использования фонда скважин, особенно механизированных. Коэффициент использования последних равен 60–70 % при проектном 80. Например, коэффициент эксплуатации газлифтных скважин составляет 0,971, а коэффициент использования – 0,904. Вследствие этого на Варьеганском месторождении в течение ряда лет не достигаются проектные уровни добычи жидкости; так, в 1986 г. при проектном уровне 28 404 тыс. т фактическая добыча жидкости составила 26981, в 1988 г.–41550 и 38 514 тыс. т. соответственно. Данные обстоятельства, а именно: неудовлетворительное использование фонда скважин и низкие уровни добычи жидкости – привели к снижению добычи нефти, основная доля которой приходится на действующие скважины. Их фонд значительно меньше проектного, а дебиты выше. Для примера на рис. 2 представлено сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта БВ₆с 1978 г., поскольку на начальном этапе освоение месторождения проводилось медленными темпами. Так, в 1978 г. на данный пласт приходилось 14 добывающих и шесть нагнетательных.

Соблюдение проектных показателей по бездействующему фонду скважин позволило бы только в 1987 г. дополнительно извлечь 2,4 млн. т нефти и достичь плановых уровней.

Как видно из вышеизложенного, отклонение от проекта в части сроков заводнения, равномерного охвата при его осуществлении, выбора метода эксплуатации скважин в сочетании с неучтенными природными условиями уже привело к значительному недобору нефти, что будет иметь место и в дальнейшем. Тем самым значительная часть первоначальных запасов утрачена и ущерб, нанесенный Варьеганскому месторождению, вряд ли может быть восполнен, по крайней мере, в недалеком будущем.

Отмеченные недостатки характерны для объединения Варьеганнефтегаз в целом. Так, из 2371 эксплуатационной скважины, числящейся на балансе объединения на 1 апреля 1989 г., 458 находились в бездействии, 113–в простое. Особенно серьезное положение на Северо-Варьеганском и Тагринском месторождениях, где бездействует почти половина скважин эксплуатационного фонда. Следует отметить, что фактически простаивающих скважин больше, чем указывается в отчетах: Комитетом народного контроля СССР на пяти промыслах выявлены 64 бездействующие скважины, которым приписывалась добыча 2–3 т/сут.

Значительно отстает от проектов ввод эксплуатационных скважин. На месторождениях не построено 390 скважин, предусмотренных проектом, 134 скважины длительное время находятся на балансе буровых организаций в ожидании освоения и обустройства. Техническое состояние их неудовлетворительное: на 1 апреля на промыслах объединения Варьеганнефтегаз эксплуатировалось свыше 100 скважин с заколонными перетоками и около 120 простаивало из-за закупорки ствола парафином. Крайне медленно ведутся работы по переводу скважин на компрессорный способ эксплуатации. Из-за задержки строительства компрессорной станции № 1 не переведено на этот способ 220 скважин.

Представляется важным не допускать подобных же ошибок при разработке других аналогичных месторождений, характеризующихся высоким давлением насыщения. К ним относятся Северо-Варьеганское, Тагринское, Верхнеколикъеганское, Харампурское, Бахиловское и др. Мероприятия для предотвращения нежелательных явлений для таких месторождений возможно наметить на основе объединения двух подходов к разработке крупных нефтяных месторождений: американского и советского.

В основе американского метода лежит разработка залежи на полное истощение с последующим ее площадным заводнением (Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс, 1963 г.), которое служит вторичным методом разработки. Подход, сложившийся в отечественной практике, основан на том, что отбор нефти почти одновременно сопровождается закачкой воды. Допускается только небольшое во времени отставание закачки, нужное для формирования сплошного фронта воды в разрезающих нагнетательных рядах. При таком подходе заводнение выступает первичным методом.

Основное достоинство первого из этих подходов состоит в том, что вытеснение нефти в пласте производится водогазовой смесью, но образованной непосредственно в пласте при смешивании закачиваемой воды с выделившимся из нефти газом. При этом коэффициент вытеснения возрастает, а нефтеотдача заметно увеличивается против второго подхода [2]. Это возрастание нефтеотдачи составляет 5–10 %.

Второй подход можно было бы уравнять с первым по коэффициенту нефтеотдачи, если формировать водогазовую смесь на поверхности, но для этого необходимы компрессоры высокого давления, а также дополнительные мероприятия по исключению гидратообразования в водоводах и стволах нагнетательных скважин. С последними осложнениями встретились при опытном проведении водогазовой репрессии на Федоровском месторождении.

Очевидно, реализация первого из них к разработке возможна только при наличии средств подъема газированной нефти. Таковыми являются газлифт или погружной насос с эффективным газосепаратором. Эта техника давно освоена в США, в то время как в нашей стране ее развитие задержалось. Решающую роль здесь сыграли представления, что начатое немедленно с отбором заводнение исключает снижение давления в пласте и устраняет применение средств подъема газированной нефти. Как следует из опыта разработки Варьеганского месторождения, такие представления приемлемы только для залежей с относительно низким давлением насыщения, которые в свое время составляли основную ресурсную базу добычи нефти в нашей стране.

Для месторождений с высоким давлением насыщения оптимальным является такой вариант разработки, который органически сочетает два изложенных выше подхода. Он состоит в немедленном проведении с самого начала разработки барьерного заводнения вдоль контуров газовой шапки двумя рядами нагнетательных скважин с газлифтным методом эксплуатации. Закачка воды в барьерные ряды должна быть, по возможности, максимальной и сопровождаться отбором газа на первом этапе, который можно использовать для организации безкомпрессорного газлифта. По мере дальнейшего обустройства месторождения бескомпрессорный газлифт заменяется компрессорным. Работы в этом направлении в свое время были начаты в СибНИИНП [1], однако не получили продолжения. В настоящее время они становятся актуальными и их следует активно внедрять.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Медведский Р.И., Кряквин А.Б. Некоторые задачи проектирования газлифтной эксплуатации. // Труды СибНИИНП. Вып. 1.–Тюмень.– 1975.–С. 1–10.

Фильтрация газированной нефти и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин, А.К. Курбанов и др.– М.: Недра.– 1969.

Таблица 1

Пласт	Общая мощность, м	Эффективная мощность, м	Песчанистость	Расчлененность	Начальное пластовое давление, МПа	Давление насыщения, МПа	Вязкость нефти, мПа·с
БВ₆	21,0	12,4	0,63	6,4	20,8	17,1	0,52
БВ₇	19,0	11,5	0,65	7,2	20,9	17,1	0,57
БВ₈²	36,0	21,1	0,59	10,3	21,6	16,9	0,80
АВ_2-3	34,9	15,7	0,45	6,2	17,6	11,5	1,54

Примечание. Данные приведены на дату подсчета запасов.

Таблица 2

Пласт	1978 г.	1979 г.	1980 г.	1981 г	1982 г.	1983 г.	1984 г.	1985 г.	1986 г.
БВ_б	19,6	19,2	17,9	18,1	17,6	18,8	17,9	17,7	19,4
БВ₇	20,6	18,2	17,9	17,8	17,8	18,0	17,4	17,7	19,5
БВ₈²	21,0	20,5	19,4	18,7	19,4	19,2	18,9	18,0	19,7

Рис. 1. Геологический разрез Варьеганского месторождения:

1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода, 4 – глина

Рис. 2. Графики фактических (1) и проектных (2) показателей разработки пласта БВ₆ Варьеганского месторождения

Сайт создан в системе uCoz