Добавить NetPetro

Как меня видят другие

*Поля со звездочкой обязательны для заполнения

Мои проекты

Название проекта

Title *

Область применения проекта

Локация проекта

Страна

Город

Годы участия/работы в проекте

Начало

Конец

Стоимость проекта, $mln

Описание проекта

О проекте (введение)

Проект был инициирован в 2006 году в связи с приобретением ТНК-ВР у компании Оксидентал Петролеум (Occidental Petroleum) актива ОАО «Ваньеганнефть».

Основная причина приобретения – значительные запасы (геологические запасы более 400 млн. тонн) высоковязкой нефти в пластах ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения.

Пласты ПК 1-2 в разработку введены не были. Была пробурена единственная горизонтальная скважина длиной горизонтального участка 140 м и законченная гравийным фильтром. Данная скважина стабильно работала более 2-х лет с дебитом порядка 20-30 т/сут безводной нефти.

Именно наличие больших не разрабатываемых запасов нефти пластов ПК 1-2, а также успешный пример работы единственной скважины и стали решающими при принятии решения о приобретении актива ОАО «Ваньеганнефть».

Необходимо отметить ключевые риски разработки пластов ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения:
<ul>
 	<li>Наличие обширной газовой шапки,</li>
 	<li>Подстилающая вода,</li>
 	<li>Тонкая нефтяная оторочка,</li>
 	<li>Неконсолидированный песчаник пласта.</li>
</ul>
Все вышеуказанные геологические особенности несли в себе риски преждевременного прорыва в добывающие скважины газа из газовой шапки или подстилающей воды.

Ван-Еганское месторождение многопластовое и основная часть разрабатываемых запасов характеризовалось высокой степенью выработанности с обводненностью свыше 85%.

В административном отношении Ван-Еганское месторождение входит в состав Нижневартоского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовска около 100 км, до г. Мегиона – 110 км по прямой.

Схема Нижневартоского района<img class="wp-image-9134 aligncenter" src="https://netpetro.ru/wp-content/uploads/2023/10/vy-1-241x300.png" alt="" width="372" height="463" />

В рамках реализации проекта разработки пластов ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения была создана отдельная проектная команда для подготовки оптимальной стратегии разработки данных пластов.

Проектной командой был проведен значительный объем работ, как аналитических (моделирование, лабораторные исследования, анализ мирового опыта), так и пилотных работ (бурение и тестирование пилотных скважин).

Основные результаты

Результаты проведенных исследований и опытных работ по разработке тонкой оторочки высоковязкой нефти пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения свидетельствуют о невозможности разработки нефтяной залежи без разобщения ее от газовой шапки. Газ газовой шапки прорывается к забоям добывающих скважин. по причине низкого этажа нефтеносности ~20м при средней эффективной толщине ~9м и высокой расчлененности.

Детальное изучение геологического строения выявило возможности разработки с низким риском только незначительной части запасов. Зоны где присутствуют глинистые разделы, изолирующие нефтенасыщенную часть от газа газовой шапки и подстилающей воды.

Проектной командой выполнен значительный объем работ по оценке применения альтернативных методов разработки, предотвращающих преждевременные прорывы газа и воды.

Одним из возможных методов разработки участков залежи не имеющих непроницаемых барьеров между газовой и нефтенасыщенной частью является барьерное заводнение.

Реализация системы разработки, предусматривающей применение барьерного заводнения (закачки воды в зону газонефтяного контакта) может обеспечить создание условий, предотвращающих образование газовых конусов к добывающим скважинам. Однако для создания водяного барьера потребуется значительная перекомпенсация отборов (200-250 %).

Возможным путем обеспечения выработки запасов нефти при неподвижном ГНК и меньших уровнях компенсации является контролируемый отбор газа из газовой шапки. Снижение начального соотношения запасов нефти и газа на четверть может обеспечить более низкий уровень компенсации (около 150 %), необходимый для формирования барьера.

Исходя из проектируемой системы воздействия на пласт (барьерное заводнение) возможно применение термического воздействия на пласт путем закачки горячей воды.

Анализ результатов моделирования свидетельствует о значительной потере тепла в период формирования барьера за счет преимущественной фильтрации рабочего агента в газонасыщенную часть коллектора, что приводит к невысокой эффективности реализации теплового воздействия.

Для проведения промысловых испытаний барьерного заводнения и оценки эффективности термического воздействия необходима программа опытно-промышленных работ на представительных участках залежи.

Выполнение программы позволит оценить технологическую эффективность реализации барьерного заводнения в комплексе с термическим воздействием и обеспечить подготовленность объекта к промышленной разработке.

&nbsp;

Владелец/заказчик проекта

Детальная информация о проекте

Геология

Диапазон нефтегазоносности разреза Ван-Еганского месторождения охватывает отложения от покурской свиты верхнего мела до васюганской свиты юрского возраста.

На месторождении выявлено более 60 газовых, нефтегазовых и нефтяных залежей в более чем 40 продуктивных пластах.

В процессе разработки доля запасов промышленных категорий по Ван-Еганскому месторождений в 2006 г. достигла 92.4%, однако, несмотря высокую изученность запасов, 69% из них относились к трудноизвлекаемым по вязкости нефти.

Продуктивные пласты покурской свиты, в том числе и пласты ПК1-2, имеют субконтинентальный генезис и характеризуются крайне высокой фациальной изменчивостью, что вызывает значительные трудности в корреляции. Корреляция пластов ПК1-2 осложняется и наличием большого количества разрывных нарушений, разбивающих их на отдельные блоки.

Нефтегазовая залежь пластов ПК1-2 пластово-массивного типа и является наиболее крупной по площади и запасам на Ван-Еганском месторождении. Длина залежи составляет 30 км, средняя ширина – 6.5 км, общая высота – 95 м, высота газовой шапки – 70 м (Рис. 1). Средняя общая толщина нефтенасыщенной оторочки равна 20м, при эффективной нефтенасыщенной толщине 9м. Мощность нефтенасыщенной оторочки варьируется за счет изменения уровней контактов северной, центральной и южной частей залежей. Наиболее низкие значение ВНК, а значит и высокие нефтенасыщенные толщины наблюдаются в центральной части залежи.

Коллекторы пластов ПК1-2 представлены песками, песчаниками и алевритами серыми рыхлыми или слабоуплотненными, тонко-, мелко- и среднезернистыми, прослоями глинистыми.

Текстура однородная, слоистая и линзовидная, обусловленная прослойками и линзочками углисто-слюдистого и глинистого материала, встречается линзовидно-пятнистая, в этих случаях порода желто-серого цвета за счет включений сидерита.

Пласты ПК1 и ПК2 разделены между собой перемычкой, которая уверенно прослеживается как по скважинным данным, так и по результатам интерпретации сейсмики. Не исключена возможность присутствия гидродинамических окон между пластами.

Коллектор пластов ПК1-2 более выдержан как по площади, так и по разрезу и имеет лучшие ФЕС по сравнению с нижележащими пластами, и содержит большие запасы как нефти, так и газа пластов ПК1-2. В целом, проницаемость пласта ПК1-2 по гидродинамическим исследованиям составляет от 2 до 4 Д.

Характеристика нефти

По классификации физико-химических свойств углеводородов нефть пластов ПК1-2 относится к сернистой, малосмолистой, малопарафинистой, очень тяжелой, с низким содержанием светлых фракций. По классификации нефти по плотности нефть пластов ПК1-2 относится к битуминозной (плотность более 895 кг/м3), по вязкости – к высоковязкой (вязкость более 30 мПа▪с):

Характеристика нефти
<table width="300">
<tbody>
<tr>
<td width="120">Параметр</td>
<td width="72">Ед.изм.</td>
<td width="108">Значение</td>
</tr>
<tr>
<td colspan="3" width="300">Пластовая нефть</td>
</tr>
<tr>
<td width="120">Плотность</td>
<td width="72">кг/м3</td>
<td width="108">910</td>
</tr>
<tr>
<td width="120">Вязкость</td>
<td width="72">мПа▪с</td>
<td width="108">377</td>
</tr>
<tr>
<td width="120">Газосодержание</td>
<td width="72">м3/м3</td>
<td width="108">21</td>
</tr>
<tr>
<td colspan="3" width="300">Дегазированная нефть</td>
</tr>
<tr>
<td width="120">Плотность</td>
<td width="72">кг/м3</td>
<td width="108">960</td>
</tr>
<tr>
<td width="120">Вязкость</td>
<td width="72">мПа▪с</td>
<td width="108">1385</td>
</tr>
</tbody>
</table>
&nbsp;

Резюмируя вышеизложенное, к основным характеристикам залежи пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения необходимо отнести то, что в пределах залежи сосредоточено более половины геологических запасов нефтей, которые имеют высокое значение вязкости (~377сПз), имеются тектонические нарушения и мощная газовая шапка (~70м), коллектор пластов представлен неконсолидированным песчаником.

Выбор стратегии разработки

История вопроса

Изучение опыта разработки нефтегазовых залежей России, США, Азербайджана позволяет сделать следующие основные выводы:
<ol>
 	<li>При разработке нефтегазовых залежей выработка запасов нефти обычно опережает выработку запасов газа,</li>
 	<li>При рациональной разработке нефтегазовых залежей обычно осуществляются следующие мероприятия:</li>
</ol>
<ul>
 	<li>Нефтяные скважины размещаются на залежи по схемам, характерным для обычных залежей,</li>
 	<li>Основным методом воздействия на пласт является «барьерное» заводнение (закачка воды в зону ГНК),</li>
 	<li>С целью регулирования положения ГНК производится контролируемый отбор газа газовой шапки.</li>
</ul>
Результаты исследований

Исследовательская работа по обоснованию системы разработки нефтегазовой залежи пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения, проведенная с привлечением гидродинамического моделирования показала, что она должна аккумулировать в себе следующие элементы:
<ul>
 	<li>Проводку горизонтальных стволов большой длины в пределах нефтяной оторочки для снижения депрессии на пласт,</li>
 	<li>Барьерное заводнение, которое должно предотвратить прорыв газа из газовой шапки к забоям добывающих скважин,</li>
 	<li>Обеспечение высоких уровней компенсации отборов закачкой, которые должны сформировать сплошной водяной барьер,</li>
 	<li>Отбор свободного газа газовой шапки для снижения возможных уровней компенсации отборов закачкой,</li>
 	<li>Термическое воздействие на пласт путем закачки горячей воды в качестве методов повышения нефтеотдачи.</li>
</ul>
Необходимость строительства горизонтальных скважин обусловлена тем, что нефтяная залежь практически по всей площади подстилается подошвенной водой и имеет контакт с газовой шапкой.

Результаты моделирования подтвердили, что снижение депрессии на пласт приведенной на единицу площади зоны дренирования добывающей скважины, может обеспечить снижение темпов падения добычи нефти за счет обводнения продукции (по сравнению с вертикальными скважинами) и увеличить выработку запасов.

Помимо этого, применение горизонтальных скважин большой длины (до 1000 м) способствует увеличению коэффициента охвата пласта, что в условиях высокой неоднородности и прерывистости коллектора пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения, обеспечивает вскрытие большего количества пропластков.

По проведенным расчетам установлено, что для формирования водяного барьера потребуется значительная компенсация отборов закачкой - компенсация на ранних стадиях разработки может составлять 200-250 %. Реализация данного условия требует наличия значительных ресурсов рабочего агента для выполнения таких уровней закачки. В абсолютном выражении объемы закачки в одну горизонтальную нагнетательную скважину длинной 1000 м должны быть не менее 600 м3/сут. При этом, расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами планировалось равным 300 м.

Альтернативным вариантом стратегии разработки нефтегазовой залежи может быть контролируемый отбор газа газовой шапки. В данном случае при определенном темпе ввода новых скважин из бурения и темпе отбора газа из газовой шапки представляется возможным довести соотношение запасов свободного газа и нефти до уровня, при котором потребуются гораздо меньшие уровни компенсации отборов закачкой.

Результаты моделирования показали, что при отборе 25% запасов газа из газовой шапки необходимый объем компенсации отборов закачкой для формирования барьера снижается до 150%.

При этом, благодаря реологическим свойствам нефти, не наблюдается расформирования запасов нефтяной оторочки за счет изменения начального положения газонефтяного контакта.

Этот вариант представляется более приемлемой стратегией, поскольку требует меньшего уровня капиталовложений на систему поддержания пластового давления и меньшей ресурсной базы по рабочему агенту.

В качестве метода повышения нефтеотдачи системы воздействия на пласт (барьерное заводнение) возможно применение термического воздействия на пласт путем закачки горячей воды.

Лабораторные исследования вытеснения нефти (на керне и насыпной модели) показали, что повышение температурного режима фильтрации (температуры керна и флюидов) до температуры 100-110 0С позволяет увеличить коэффициент вытеснения в полтора раза.

Применение водяного пара в качестве рабочего реагента представляется невозможным, поскольку результаты лабораторных исследований по закачке водяного пара (пресной воды) свидетельствуют о значительном разбухании глинистой составляющей породы (монтмориллонитовые глины 10% от общего объема глинистой фракции), многократном снижении проницаемости.

Лабораторные исследования по закачке минерализованной пластовой воды показали, что разбухания глинистой составляющей породы не происходит.

Процесс закачки пара по гидродинамическому моделированию также не показал своей эффективности в связи с быстрым прорывом пара в газовую часть залежи и основными теплопотерями в газовой шапке.

В целом, анализ результатов гидродинамического моделирования процессов термического воздействия в комплексе с барьерным заводнением показал гораздо более низкую технологическую эффективность данного воздействия по сравнению с лабораторными результатами. Это вызвано значительной потерей тепла в период формирования барьера за счет преимущественной фильтрации рабочего агента в газонасыщенную часть коллектора.

Таким образом, оптимальным способом разработки представляется реализация барьерного заводнения путем закачки минерализованной пластовой воды, подогретой до пластовой температуры с целью сохранения начальных реологических свойств пластовой нефти.

Результаты опытного бурения

В рамках опытно-промышленных работ к сегодняшнему дню было пробурено несколько скважин в различных участках залежи. Скважины имеют различную длину горизонтального ствола от 150 до 1000 м и технологию заканчивания (фильтры с проволочной обмоткой, гравийной набивкой, щелевые).

Результаты бурения и пробной эксплуатации скважин подтвердили следующие основные моменты:
<ul>
 	<li>Высокая начальная производительность и низкая начальная обводненность при низких депрессиях;</li>
 	<li>Высокий уровень выноса мех. примесей;</li>
 	<li>Быстрый прорыв газа к добывающим скважинам и переход на режим фонтанирования газом.</li>
</ul>
Заключение

При разработке залежи нефти пласта ПК1-2  Ван-Еганского месторождения необходимо учитывать следующие результаты исследований:
<ul>
 	<li>Для снижения депрессии на пласт и увеличения охвата пласта воздействием, необходимо бурить горизонтальные скважины большей длины;</li>
 	<li>Для предотвращения прорыва газа к забоям добывающих скважин, возможно применение технологии барьерного заводнения;</li>
 	<li>Для оптимизации уровня компенсации отборов при барьерном заводнении возможно предусмотреть частичный отбор запасов газовой шапки;</li>
 	<li>Для реализации термических методов на пласт, можно рассматривать закачку подогретой (горячей) минерализованной воды в комплексе с барьерным заводнением.</li>
 	<li>Закачка пресных агентов, включая закачку пара значительно снижают ФЕС породы вследствие набухания глинистой составляющей породы.</li>
</ul>
В качестве эксплуатационного объекта разработки проектно-технологической документацией выбраны пласты ПК-1 и ПК-2.

На сегодняшний день целесообразно выделить три зоны:
<ul>
 	<li>водонефтяная зона пласта ПК-2 на юго-западном склоне до зоны разломов (зона 1),</li>
 	<li>газонефтяная зона пласта ПК-2 на юго-западном склоне до зоны разломов (зона 2),</li>
 	<li>газонефтяная зона пласта ПК-1 на юго-западном склоне до зоны разломов (зона 3).</li>
</ul>
Данные участки залежей имеют характерные особенности:
<ul>
 	<li>изучены транзитным фондом скважин,</li>
 	<li>характеризуются близостью существующей инфраструктуры,</li>
 	<li>имеют наибольший этаж нефтеносности, и соответственно, имеют максимальную плотность запасов.</li>
</ul>
Порядок ввода объекта в разработку предусматривается трех стадийный.

Порядок стадий выбран исходя из степени изученности объекта по принципу «от известного – к неизвестному».

Три стадии (фазы):
<ol>
 	<li>ввод в разработку водонефтяная и газонефтяной зоны пласта ПК-2 на юго-западном склоне до зоны разломов,</li>
 	<li>ввод в разработку газонефтяной зоны пласта ПК-1 и остальной части пласта ПК-2, не вошедшей в фазу 1 до зоны разломов,</li>
 	<li>третья стадия предусматривает освоение ресурсов объектов:
<ul>
 	<li>с меньшей плотностью запасов (подгазовые и водонефтяные зоны пласта ПК-1),</li>
 	<li>находящихся в зоне разломов.</li>
</ul>
</li>
</ol>
Наименее перспективными для промышленного освоения, на сегодняшний день, считаются запасы, расположенные в северной части залежи по причине неуспешного пилотного бурения (получены притоки воды 95% и газа).

По имеющимся на сегодняшний день представлениям о степени извлечения нефти при различных режимах вытеснения, выделяются:
<ol>
 	<li>Режим газовой шапки (режим истощения),</li>
 	<li>Режим вытеснения нефти водой,</li>
 	<li>Режим вытеснения теплоносителем (горячей водой).</li>
</ol>
В качестве базового варианта выбран режим вытеснения нефти водой, для которого произведено прогнозирование технологических показателей для фаз 1 и 2.

Сроки реализации, графики производства

Ресурсы проекта

Дорожная карта проекта

Стоимость проекта и графики финансирования

Экономика проекта

NPV

IRR, %

Риски

О РОЛИ ВАШЕЙ КОМПАНИИ В ПРОЕКТЕ

Роль в проекте вашей организации

Сфера деятельности (ваша или вашей организации)