Файл: Характеристика месторождения.docx

Таблица 3.2.5. Распределение действующего фонда скважин объекта ЮВ₁ по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность,
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
0–10	1			2	9	7	6	25
10–50	2	1	4	5	23	4		39
50–100	4	5	5	4	2			20
100–150		1	4	2				7
150–200		1						1
200–250	1							1
250–300		1						1
300–350		1						1
>350	1							1
Итого	9	10	13	13	32	11	6	94

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 50% работают 32 скважины, что составляет 33,3%, с обводненностью же более 50% эксплуатируются 62 скважины (66,6%). С высокой обводненностью более 90% отмечены 17 скважин или 17,7% причем накопленный отбор по ним составил 788,6 тыс. т или 52,6 тыс. т на скважину (здесь исключены скважины 5к и 6к, которые отобрали в сумме всего 4 тонны).

---

Высокая обводненность продукции характерна для скважин, где перфорацией была вскрыта монолитная часть разреза, по которым опережающим темпом проходил основной объем нагнетаемой в пласт воды. Кроме того, в этой группе, из семи исследованных скважин на источник обводнения, в шести – выявлены заколонные перетоки с нижележащих водоносных коллекторов.

Неработающий добывающий фонд (без совместных скважин) по состоянию на 1.08.2011 г. составил 31 скважину или 26,3% от числящегося эксплуатационного фонда. Основной рост неработающего фонда скважин начинается с 1992 г., и за 19 лет он достигает своего максимального показателя – 59 скважин.

Распределение скважин неработающего фонда по интервалам дебитов нефти и обводненности на дату анализа представлено в таблице 3.2.6. Из таблицы видно, что из 31 скважины неработающего фонда обводненность более 90% зафиксирована примерно в половине всех скважин, причем эта же группа находится в интервале дебита по нефти менее 5 т/сут.
Таблица 3.2.6. Распределение неработающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности объекта ЮВ₁ на 1.08.11 г.

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	0–30	30–60	60–90	90–95	95–98	>98	Итого
<5	1		2	3	6	6	18
5–10	3		1				4
10–30	1		4				5
30–50	1	1					2
50–70	1						1
70–100
>100	1						1
Итого	8	1	7	3	6	6	31

---

В интервале обводненности от 0 до 30% остановлено 8 скважин, из которых 3 скважины требуют капитального ремонта из-за тяжелых аварий (прихват НКТ, ЭЦН), на двух – идет подготовка к проведению ГРП, а остальные 3 – ждут проведения текущего ремонта по оптимизации и замене электроцентробежной установки. Распределение скважин неработающего фонда по причинам остановки приведено в таблице 3.2.7.

Таблица 3.2.7. Распределение скважин неработающего фонда объекта ЮВ₁ по причинам остановки

№ п/п	Причина остановки	Количество скважин
1	Обводнение 100%	1
2	В ожидании ГИС	2
3	Ожидание перевода под закачку	3
4	Изоляция «0» (ЭЦН)	4
5	Негерметична эксплуатационная колонна	2
6	Отсутствие подачи ЭЦН	5
7	Отсутствие циркуляции	2
8	В ожидании перевода на другой объект	2
9	Подготовка к ГРП	4
10	Аварийные работы (прихват НКТ, ЭЦН)	4
11	По технологическим причинам	2
	Итого	31

1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   ...   30

---

Необходимо отметить, что из числа неработающих скважин с обводненностью более 90%, выявлено 7 скважин (46%), где по данным АКЦ отмечается плохое качество цементирования эксплуатационной колонны. Общее же количество скважин с плохим качеством цементирования составляет около 35% от всего добывающего и нагнетательного фонда. В таблице 3.2.8. приводятся данные по распределению скважин неработающего фонда по накопленной добычe нефти, из которой видно, что только четыре скважины отобрали более 100 тыс. т нефти.
Таблица 3.2.8. Распределение скважин неработающего фонда объекта ЮВ₁ по накопленной добыче нефти

	Накопленная добыча нефти, т.т.
	< 1	1–5	5–10	10–20	20–40	40–60	60–80	80–100	> 100	Итого
Количество скважин	4	2		6	1	1	7	6	4	31

В процессе разработки был проведен определенный объем мероприятий по приобщению и возврату на объект ЮВ₁ скважин, работающих с других горизонтов. За весь период разработки возвратный и приобщенный фонд составил 9 добывающих скважин. Из них одна скважина (№526) в процессе эксплуатации была опять переведена на ачимовский горизонт. Суммарный объем накопленной добычи нефти на дату анализа по этим скважинам (по горизонту ЮВ₁) составляет 163,6 тыс. т (1,1% от общей накопленной добычи по объекту) или по 18,2 тыс. т на одну скважину. Кроме того, до приобщения ЮВ₁, на трех скважинах (619, 620, 700) был проведен гидроразрыв пласта. Динамика и результаты эксплуатации по приобщенным и возвратным скважинам по объекту ЮВ₁ приведены в таблице 3.2.9.
Таблица 3.2.9. Результаты эксплуатации приобщенных и возвратных скважин

Дата возврата и приобщения	Кол-во приобщ. и возвратных скважин в год	Кол-во приобщ. и возвратных скважин всего	Накопленная добыча нефти, тыс. т	Накопленная добыча жидкости, тыс. т	Обводнённость, %	Накопл. добыча нефти на 1 скв. тыс. т
2005	1	1	3,1	3,2	2,9	3,1
2006	2	3	9,0	13,7	34,3	3,0
2007	2	5	36,8	42,9	14,2	7,4
2008		5	34,4	36,1	4,7	6,7
2009		5	23,4	42,7	45,2	4,7
2010	3	8	30,1	68,5	56,1	3,8
2011	1	9	26,8	60,3	55,6	3,0
Всего		9	163,6	267,4	38,8	18,2

---

Широкомасштабное применение ГРП на объекте началось в 2000 году. На 1.08.2011 г. было проведено 205 скважино-операция на 86 скважинах (66 переходящих и 20 новых, принятых из бурения и освоения). Это составляет 72,9% от всего эксплуатационного нефтяного фонда на 1.08.2011 г. Причем на 11 скважинах гидроразрыв был проведен дважды, а на двух (3095 и 601) – трижды. За семь месяцев текущего года проведено 11 операций на скважинах переходящего фонда, из которых дополнительно добыто 60,7 тыс. т нефти. Среднесуточный дебит по жидкости составил – 109,7 т/сут, по нефти – 44,9 т/сут, обводненность – 59,1.

Результаты применения ГРП на объекте в 2000–2011 годах позволяют говорить, что технология по-прежнему является одной из самых надежных при обеспечении дополнительной добычи нефти однако есть ряд негативных моментов, на которых необходимо остановиться:

• 
  Практически на всех скважинах, подвергшихся гидроразрыву, наблюдается значительный рост обводненности продукции. В результате все скважины условно можно разделить на «удачные» и «неудачные». К первой группе относятся скважины, на которых после проведения ГРП обводненность продукции в первый год эксплуатации не превысила 50%, а ко второй – скважины на которых наблюдается резкий рост обводненности в первые месяцы до 60% и более.
  
• 
  Ни в одной скважине не были проведены исследования по определению работающих интервалов и источника обводнения после гидроразрыва, поэтому сделать вывод откуда поступает вода не представляется возможным. Главной причиной такого положения дел является сама технология проведения операции по ГРП, когда в затрубном пространстве остается пакер, с которым в дальнейшем и эксплуатируется скважина, или же после прекращения фонтанирования сразу переводится на механизированный способ добычи. Но, судя по темпу роста обводнености, с большой долей вероятности можно предположить наличие заколонных перетоков с нижележащих водоносных коллекторов, и прорыва воды к забоям добывающих скважин по вновь образованным трещинам.
  

Для того, чтобы оценить эффект от гидроразрыва пласта, из анализа были исключены скважины, на которых были проведены повторные операции ГРП, скважины, эксплуатирующие совместно несколько объектов и новые скважины, принятые из бурения. Таким образом, была проанализирована 51 скважина. Накопленная добыча нефти до проведения гидроразрыва по этим скважинам в 1,6 раза ниже, чем после ГРП, накопленная жидкость – в 2,9 раза ниже. Соответственно, средний дебит нефти и жидкости после мероприятия оказался выше в 1,9 и в 3,7 раза. И

---