Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

Таблица 4–Физико-химическая характеристика проб   разгазированной нефти Повховского  месторождения пласта БВ_8-10 и ЮВ₁

    Как следует из результатов исследований продуктивного комплекса БВ_8-10, химический тип пластовых вод по В.А. Сулину - хлоркальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, кальция, магния. В качестве микрокомпонентов присутствует калий, магний, йод, бром, бор. По содержанию полезных компонентов пластовые воды, как и нефти, не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья. Минерализация пластовых вод, заключенных в неокомских отложениях, незначительна и по результатам анализов колеблется в диапазоне от 16,256 до 24,034 мг/м³, в среднем составляя 20,317 мг/м³ (таблица 5). Основными солеобразующими компонентами являются хлор и натрий. Подземные воды пласта ЮВ₁¹ соленые, хлоркальциевого типа, имеют аномально повышенную минерализацию от 18,238 до 51,709 мг/м³, что характерно для юрских отложений рассматриваемого района (Мегионское, Вынга-Пуровское, Варьеганское месторождения).

Газосодержание  пластовых вод по комплексу БВ_8-10 и пласту ЮВ₁ составляет соответственно 3,0 и 3,4 м³/т, объемный коэффициент 1,02 и 1,03, вязкость 0,38 и 0,28 мПа·с.

       Таблица  5 – Свойства и ионный состав пластовой воды

3 Технологическая  часть

3.1 Основные проектные  решения по разработке  Повховского месторождения

Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ_8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ₁¹ (3,3%) и БВ₇. Реализация   проектных решений ведется только на объекты БВ_8-10 и ЮВ₁.

Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ_8-10, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ₁ – площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Повховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6).  Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки (протокол №430 от 25.02.76 г.).

Технологическая схема утверждена со следующими основными  показателями:

     - выделение одного объекта разработки – БВ₈;

     - максимальный уровень отбора  нефти – 5 млн. т;

     - разбуривание залежи по равномерной  сетке 600 x 600 м с площадным заводнением;

- количество  скважин: эксплуатационных –  823, нагнетательных – 414.

     Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расширились границы замещения коллекторов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим новые разведочные скважины показали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось местоположение около половины проектных скважин, т.е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.

И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвержденная протоколом ЦКР №613 от 18.05.1978 г., которой предусматривалось:

  - максимальный  проектный уровень добычи нефти  – 6,3 млн. т/год;

   - бурение скважин – 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 резервных;    

    - применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим переходом на избирательное заводнение). В 2008 году было выполнено Дополнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2009 года (протокол №4565 от 29.04.09 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями:  
 

       Таблица  6– Основные проектные и научно-исследовательские документы по Повховскому месторождению

1. Максимальные  уровни:

   По  месторождению в целом

  *-допустимое  отклонение фактических показателей  разработки месторождения от  проектных в соответствии с  п.3.12 «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (приказ №61 МПР России 21.03.2007 г.). 

2. Выделение четырех эксплуатационных объектов БВ₈, Ач, ЮВ₁, ЮВ₂, из них Ач - в качестве объекта ОПР.
3. Системы разработки:

• Для основной залежи объекта БВ₈ – блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением на разбуренной части площади, на новых участках – обращенная семиточечная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м.

• Для первой залежи Сардаковской площади - обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 600 м.
• Для второй залежи Сардаковской площади - комбинированное заводнение, сочетающее приконтурное заводнение с разрезающим рядом, размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
• Для третьей залежи Сардаковской площади - приконтурное заводнение с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
• Для второй залежи объекта ЮВ₁ – обращенная семиточечная система разработки в разбуренной части с расстоянием между скважинами 400 м, формирование в восточной части залежи обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.
• Для седьмой залежи объекта ЮВ₁ – формирование комбинированной трехрядной системы разработки с чередующимися элементами из горизонтальных добывающих и наклонно-направленных скважин, с расстоянием между скважинами 500 м.
• Ввод в разработку остальных залежей объекта ЮВ₁ самостоятельными скважинами или скважинами, выполнившими свое назначение на вышележащих объектах, при условии совпадения структурных планов.
• Разработка залежи ЮВ₂ на естественном режиме путем углубления двух скважин с объекта ЮВ₁.
• По объекту Ач проведение ОПР на второй залежи. Формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Уплотнение сетки скважин за счет перевода скважин, выполнивших свое назначение на седьмой залежи объекта ЮВ₁.