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.

Поиск по сайту: