Технологическая часть. 
Особенность разработки нефтяных месторождений

Основные проектные решения по разработки месторождения

Месторождение введено в эксплуатацию в апреле 1986 года, закачка воды начата в июне 1987 года. Ловинское месторождение является крупным по запасом и размерам, поэтому по рядам нагнетательных скважин разделено на 8 блоков.

Разработка месторождения осуществляется на основании последнего проектного документа «Технологической схемы разработки», который составлен институтом СибНИИНП в 1989 году и утверждён Центральной комиссией по разработке в 1990 году. В принятом варианте предусматриваются следующие основные проектные решения:

выделение двух объектов разработки Ю2−3 и Ю4−5;

пласты пачки Ю2−3 разбуриваются по сетке 20 га/скв;

пласты пачки Ю4−5 разбуриваются по сетке 40 га/скв;

площадная девятиточечная система заводнения в зоне распространения низкопродуктивных коллекторов с трансформацией в избирательную, в зонах распространения высокопродуктивных коллекторов;

приобщение объекта Ю4−5 в скважинах предназначенных на объект Ю2−3.

в развитии системы разработки месторождения выделяются три стадии.

На начальной (1 стадии) в скважинах объекта Ю2−3 перфорируются оба объекта разработки, в результате по объекту Ю4−5 эти скважины оказываются на расстоянии 300 м от нагнетательных скважин объекта Ю4−5. Плотность сетки по объекту Ю4−5 на 1 стадии -13,5 га/скв. В связи с небольшим расстоянием (300 м) между нагнетательной скважиной объекта Ю4−5 и скважинами объекта Ю2−3, последние обводняются в течении 1−1,5 лет, после чего в этих скважинах объект Ю4−5 изолируется, и скважины продолжают эксплуатировать объект Ю2−3(2 стадия). Объект Ю4−5 продолжает эксплуатироваться по своей сетке скважин (40 га/скв). Учитывая лучшие коллекторские свойства пласта Ю5, предусматривается его изоляция после выработки и последующая эксплуатация пласта Ю4. На 3 стадии возможен перевод скважин пласта Ю4 на объект Ю2−3 с выборочной перфорацией интервалов, характеризующихся низкой степенью выработанности. Возможен вариант, когда объект Ю2−3 представлен низкопродуктивной зоной. В этом случае в нагнетательных скважинах объекта Ю2−3 на 1 стадии не производится перфорация объекта Ю4−5, а ведётся закачка воды в свой объект с целью поддержания энергетического состояния залежи.

В тектоническом отношении Ловинское месторождение расположено в Шеркалинской зоне прогибов, занимая Западно — Ловинскую, Средне — Ловинску и Ловинскую положительные структуры, которые объединяются в Ловинско — Яхлинский вал.

В целом месторождение представляет собой сложнопостроенный многокупольный объект северо-восточного простирания, разбитый тектоническими нарушениями на серию ступеней, по которым и происходит погружение поверхности доюрского основания с юго-запада на северо-восток.

Продуктивные пласты Ловинского месторождения стратиграфически приурочены к тюменской свите средней юры. Пласт Ю2−4 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов с прослоями и линзами карбонатных пород и углей. Коллекторами являются мелко-, редко-, среднезернистые песчаники и крупно-, среднезернистые алевролиты, массивные и слоистые вследствии концентрации углисторастительного дентрита и глинисто — слюдистого материала по плоскостям наслоения.

Продуктивный пласт Ю5−6 по литологическому составу значительно отличается вышеописанных отложений и представлен неоднородным переслаиванием гравелитов, песчаников разнозернистых, гравелитистых, мелко — среднезернистых, реже алевролитов и глин. Более развиты прослои и линзы карбонатных пород и углей. Отмечается крайне низкая степень отсортированности обломочного материала гравелитов. Коллекторами являются гравелиты, песчаники гравелитистые, песчаники мелко — среднезернистые и алевролиты крупно — среднезернистые.

Вещественный состав части пород обоих пластов полимиктовый. Цемент полиминеральный, существенно глинистый. Доминируют минералы цемента в гравелитах хлорит и гидрослюда, в песчаноалевритовых разностях — каолинит.

Разработка месторождения осуществляется на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1990 году. Реализация основного положения техсхемы — выделения двухэксплуатационных объектов и создание раздельных сеток скважин, оказалось возможным лишь в отдельных зонах месторождения. Так как в восточной его части верхний объект (Ю2−4) является основным, а нижний (Ю5−6) либо отсутствует или заглинизирован, либо водонасыщен. В западной части наоборот, нижний объект является основным. Подтверждает это и сопоставление показателей геологической макронеоднородности пластов — коллекторов Ловинского месторождения. Так, по пласту Ю2−4, такие показатели, как средняя эффективная мощность, коэффициент песчанистости и средняя эффективная мощность одного пропластка ухудшается в направлении с востока на запад или с 1-го по 8-ой блок. По пласту Ю5−6 наоборот, геологическая неоднородность увеличивается в обратном направлении. Исключение лишь составляет коэффициент песчанистости — его изменение по площади залежи пласта Ю5−6 носит менее закономерный характер. По месторождению также наблюдается рост геологической неоднородности в направлении с востока на запад.

В целом можно отметить низкую пасчанистость продуктивных пластов, которая определяется высокой расчленённостью и то, что в общем объёме нефтенасыщенных толщин значительную долю составляют пропластки толщиной менее 1 метра.

Фильтрационные свойства пласта Ю5−6 (49 мД) выше, чем по пласту Ю2−4 (21 мД). В СибНИИНП проведена оценка фильтрационных свойств продуктивных пластов по проницаемости, результаты исследований характеризуют пласты как объекты зонально-слоистой неоднородностью.

По пласту Ю2−4 достигнута нефтеотдача 5,84%, которая изменяется по отдельным блокам от 1,85% до 11,59%, при обводнённости продукции 57% и водонефтяном факторе 0,398. Темп отбора жидкости с начала разработки равен 0,58%, текущий — 0,78%. Текущая компенсация отбора закачкой составляет 137,8%, накопленная — 179,5%.

Более высокие темпы и лучший характер выработки запасов имеет пласт Ю5−6. Текущая нефтеотдача равна 9,59% при обводнённости 65,9% и водонефтяном факторе 0,417. Темп отбора жидкости с начала разработки -0,99%, текущий — 1,55%. Накопленная компенсация 93,2%, текущая — 97,3%. Основная причина лучшей выработки запасов по пласту являются более плотная сетка скважин, которая в примерно равных геологических условиях позволила поддержать более высокие темпы отбора жидкости, полнее охватить процессом вытеснения продуктивные пласты и достигнуть более высокого текущего коэффициента нефтеотдачи. Также следует отметить, что компенсация отбора закачкой по пласту Ю5−6 поддерживается на более оптимальном уровне.

Для установки степени вовлечения в разработку запасов нефти различных пластов проведена статистическая обработка промыслово-геофизических исследований добывающих и нагнетательных скважин.

Степень подключения нефтенасыщенных толщин в работу в добывающих скважинах по пласту Ю2−4 колеблется от 14,3%(5 блок) до 36,5% (2 блок) и в среднем составляет 32,5%, по пласту Ю5−6от 21,4%(3 блок) до 68,3%(6 блок) и в среднем 44,7%. По месторождению в целом охват в среднем равен 36,9%.

В нагнетательных скважинах степень подключения проницаемых толщин в работу составляет: по пласту Ю2−4 в среднем 50,8%, по пласту Ю5−6 в среднем 60,4%, и в целом по месторождению — 54%.

Данные промыслово-геофизические исследования ещё раз доказывают, что выработка запасов пласта Ю5−6 осуществляется более эффективно, чем пласт Ю2−4.

В целом же, низкая степень подключения в работу нефтенасыщенных толщин объясняются присутствием в разрезе значительного количества низкопроницаемых коллекторов и небольшими толщинами.