Файл: Характеристика месторождения.docx

Высокие темпы добычи требовали интенсивного освоения системы воздействия. Максимальный объем закачки по объекту был достигнут в 2011 году и составил 5598,0 тыс. м³, в то время как жидкости было отобрано чуть более 3 млн. т, средняя приемистость на скважину – 347 м³/сут. В целом по залежи, точнее по разбуренному участку, на дату анализа система воздействия реализована на 75%, что позволяет обеспечить высокие уровни отбора. Практически завершено формирование трех разрезающих рядов и положено начало созданию приконтурного заводнения.

В результате проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

• 
  Отмечается высокая эффективность бурения горизонтальных скважин. Добыча нефти за 2011 г. составила 17% от всей добычи на объекте, а средний дебит нефти почти в четыре раза превышает аналогичный показатель скважин без горизонтального участка.
  

• 
  Текущие уровни добычи нефти практически соответствуют проектным вследствие более высоких дебитов, но фактический действующий фонд почти в 3 раза ниже проектного по причине низких темпов разбуривания. Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.
  
• 
  Неработающий добывающий фонд составляет 26,3% от эксплуатационного. Запуск в работу этих скважин возможен при выполнении комплекса геолого-технологических мероприятий, включающих в себя работы по ликвидации аварий, ремонтно-изоляционные работы, а также гидроразрыв пласта и обработки призабойной зоны, способствующие приросту дебита.
  
• 
  В результате проведения работ по ГРП отмечается существенное увеличение дебитов жидкости и, соответственно, увеличение дебитов нефти. Общий эффект от ГРП оценивается в 8,1% от всей накопленной добычи, но есть негативные моменты, связанные с ростом обводненности и плохим качеством цементажа эксплуатационной колонны.
  
• 
  По разбуренному участку залежи система воздействия реализована примерно на 75%, что позволяет обеспечить высокие уровни отбора, однако в ряде случаев неудовлетворительное состояние фонда сдерживает вовлечение в разработку низкопродуктивных запасов.
  
• 
  Энергетическое состояние объекта ЮВ₁ можно считать удовлетворительным.
  
• 
  В последнее время в разработке объекта наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.
  

---

Объект АчБВ_14-19 является вторым по объему запасов после ЮВ₁. Начальные геологические запасы по категориям С₁+С₂ оцениваются в размере 33760 тыс. т., что составляет около 9,1% всех запасов по месторождению. Извлекаемые – 7866 тыс. т. или 8,4% от всех извлекаемых запасов. Пласты ачимовской толщи разрабатываются с 1991 года.

За весь период эксплуатации на объекте пробурено 18 скважин, в т.ч. 15 добывающих и 3 нагнетательных, переведено с других объектов 64 скважины.

Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ачимовской толщи, составляет 212 скважин, в том числе 112 добывающих и 110 нагнетательных.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 82 скважины. По состоянию на 1.08.11 г. в эксплуатационномфонде на объекте числится 80 скважин (86 с совместными), из них 72 добывающих и 8 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 62 скважины, под закачкой числится 8 скважин.

На дату анализа совместно с объектом ЮВ₁ в добыче участвуют 5 скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, и одна скважина числится в бездействии. В таблице 3.2.2.1 приводится состояние фонда на 1.08.2011 года, где в знаменателе указывается фонд с совместными скважинами.
Таблица 3.2.2.1. Состояние фонда скважин объекта АчБВ_14-19 на 1.08.2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	15/21
	Возвращено с других горизонтов	59
	Всего	73/79
	в т.ч. действующие	62/67
	из них: фонтанные	52
	ЭЦН	10/15
	бездействующие	10/11
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	1
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	1
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	8
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	3
	Возвращено с других горизонтов	5
	Переведено из добывающих	2
	в т.ч. из собственного фонда	2
	возвратного фонда	0
	Всего	8
	в т.ч. под закачкой	8
	в бездействии	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	26
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		81/86

---

Проведение буровых работ на объекте началось в 1991 г., когда были пробурены первые 2 скважины, из которых за год было добыто 8,2 тыс. т. при среднем дебите 17,6 т/сут безводной нефти. Затем бурение было прекращено, и на протяжении семи лет добыча велась одной скважиной. В 1999 г. была введена одна скважина переводом с ЮВ₁, и только в 2004 году началось промышленное разбуривание, когда в работу были запущены сразу 6 скважин, из которых одна скважина из освоения прошлых лет переводом с другого объекта. За 2010 года введено в работу 5 скважин, из которых добыто 16,6 тыс. т. нефти при средней обводненности 30,5%, дебиты по жидкости и по нефти составили, соответственно, 60,3 и 41,9 т/сут.

---

Динамика ввода новых скважин

Максимальный объем добычи нефти, который составил 391,1 тыс. т. при среднегодовой обводненности 19,5% приходится как раз на дату анализа. Добыча жидкости находится на уровне 485,9 тыс. т. Практически 8 лет с объекта добывалась безводная нефть, и только с 2005 г. отмечается интенсивный рост обводненности продукции, который достиг своего максимального показателя – 30,8% в 2008 г. Затем произошло некоторое снижение обводненности за счет ввода новых скважин. Динамика основных технологических показателей приводится в таблице 3.2.2.2 и на рисунке 3.2.2.2. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации по нефтяному фонду приведена на рисунке 3.2.2.3.

Формирование системы ППД началось в июне 2003 года с вводом под закачку скважины 3001 на севере месторождения. Средняя приемистость по 2003 г. составляла 455 м³ в сутки. В 2011 году на дату анализа было переведено под закачку еще 7 скважин со средней приемистостью 261 м³ в сутки. Всего на 1.08.2011 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде числится 8 скважин, которые все находятся под закачкой.
Таб. 3.2.2.2. Динамика добычи нефти, жидкости, закачки воды. Объект разработки: АчБВ_14-19

№	Дата	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Накопленная добыча нефти, тыс. т	Накопленная добыча жидкости, тыс. т	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод нённость, %	Закачка воды, тыс. м3	Накопленная закачка воды, тыс. м3	Приёмистость, м3/сут	Число раб. добыв. скв-н	Число раб. нагнет. скв-н
1	1998	8,2	8,2	8,2	8,2	17,6	17,6	0	0	0	0	2	0
2	1999	15,9	16,0	24,1	24,2	18,8	18,8	0,3	0	0	0	2	0
3	2000	15,0	15,0	39,1	39,2	24,4	24,4	0,1	0	0	0	1	0
4	2001	11,1	11,1	50,2	50,3	30,3	30,3	0,1	0	0	0	1	0
5	2002	7,8	7,8	58,0	58,1	21,4	21,4	0,0	0	0	0	1	0
6	2003	6,7	6,7	64,7	64,8	17,1	17,1	0,0	0	0	0	1	0
7	2004	7,2	7,2	71,9	72,0	19,6	19,7	0,5	0	0	0	1	0
8	2005	4,8	4,8	76,7	76,8	13,4	13,4	0,0	0	0	0	1	0
9	2006	10,2	11,2	86,9	88,0	19,7	21,5	8,6	0	0	0	2	0
10	2007	40,6	51,8	127,5	139,8	27,9	35,6	21,6	0	0	0	3	0
11	2008	84,7	122,5	212,2	262,3	25,9	37,4	30,8	0	0	0	20	0
12	2009	246,9	333,5	459,1	595,8	25,7	34,7	26,0	0	0	0	33	0
13	2010	360,7	470,7	819,8	1066,5	27,7	36,1	23,4	88,1	88,1	341	46	1
14	2011	391,1	485,9	1210,9	1552,4	32,1	39,9	19,5	184,7	272,8	243	62	8

---

В 2010 г. на объекте было добыто 360,7 тыс. т. нефти, 470,7 тыс. т. жидкости и 99,2 млн. м³ газа при средней обводненности 26%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 25,7 т/сут, по жидкости – 34,7 т/сут. Средний газовый фактор – 275 м³/т.

По состоянию на 2011 г. на объекте с начала разработки было добыто 1210,9 тыс. т нефти, 1552,4 тыс. т жидкости и 338,6 млн. м³ газа при средней обводненности продукции – 21,9%, накопленный объем закачки воды – 272,8 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 32,1 т/сут, по жидкости – 39,9 т/сут, средний газовый фактор 320 м³/т, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,022 (по РГФ).

Анализ выполнения проектных решений показал, что фактические уровни добычи никогда не соответствовали проектным. Основной причиной этому послужило отсутствие бурения с 1998 г., которое было возобновлено только через 7 лет.

За 2010 год добыча нефти выше проектной на 21%, жидкости – на 28%. По накопленной добыче отставание составило по нефти на 33%, а по жидкости на 24,4%. Из таблицы 3.2.2.3 видно, что фактический действующий фонд почти на треть ниже проектного, а средние дебиты по нефти почти в 2 раза выше, в основном за счет проведения гидроразрыва пласта. Обводненность продукции за 2010 год составила 23,4% против 18,7% по проекту. Необходимо отметить, что за 7 месяцев текущего года обводненность несколько снизилась до 19,5%.
Таблица 3.2.2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки Верхне-Колик-Еганского месторождения Объекта АчБВ_14-19

№	ПОКАЗАТЕЛИ	Ед.изм.	2006		2007		2008		2009			2010			2011
			проект	факт	проект	факт	проект	факт		проект	факт		проект	факт		факт
1	Добыча нефти, всего	тыс. т	139	10,2	183	40,6	224	84,7		261	246,9		298	360,7		391,06
2	в т.ч. из переходящих скв.	тыс. т	102	5,4	147	40,6	188	77,5		227	246,9		264	304,4		374,47
3	в т.ч. из новых скв.	тыс. т	37	4,8	35	0	35	7,2		35	0		34	56,3		16,59
4	в т.ч. из механизир. скв.	тыс. т	55	0	91	5,4	134	9,1		183	33		239	45,9		43,6
5	Ввод новых скважин	шт.	12	1	12	0	12	6		12	0		12	10		5
6	в т.ч. из экспл. бурения	шт.		0		0		6			0			10		4
7	в т.ч. из разведоч. бурения	шт.		0		0		0			0			0		0
8	в т.ч. перевод с др. объект.	шт.		1		0		0			0			0		0
9	Дебит новых скважин	т\сут	22,4	32,1	18,5	0	18,3	19,8		18	0		17,8	57,9		41,9
10	Ср.число дн. раб. нов. скв.	дни	160	151	160	0	160	61		160	0		160	97		79,2
11	Ср.глубина новой скваж.	м	2620	0	2620	0	2620	2668		2620	0		2620	2712		3583
12	Эксплуатац. бурение, всего	тыс. м	31,4	0	31,4	0	31,4	4,28		31,4	0		31,4	21,5		7,2
13	в т.ч. добывающ. скважины	тыс. м		0		0		4,28			0			21,5		7,2
14	вспомог. и спец. скв.	тыс. м		0		0		0			0			0		0
15	Расч.вр. раб. нов. скв. пр. г.в дан. г.	дни	347	260	347	363	347	363		347	356		347	358		208
16	Расч.доб. неф. из нов. скв. пр. г. в д.г.	тыс. т	84	0	79	11,65	77	0		76	46,3		75	0		120,3
17	Доб.неф. из перех. скв. пред. года	тыс. т	52	4,8	102	5,4	147	40,6		188	77,5		227	246,9		304,4
18	Расч.доб. неф. из перех. скв. дан. г.	тыс. т	102	5,4	147	40,6	188	77,5		227	246,9		264	246,9		387,6
19	Ожид.доб. неф. из пер. скв. дан. г.	тыс. т	136	4,8	181	17,05	224	40,6		265	123,8		301	304,4		692,0
20	Изменение доб. неф. из пер. скв	тыс. т	-34	0,6	-34	23,6	-36	36,5		-38	123,1		-37	57,53		-83,2
21	Проц.измен. доб. неф. из пер. скв.	%	-24,8	12,5	-24,8	138,1	-18,7	90,9		-14,3	99,4		-12,3	23,3		-12,0
22	Мощность новых скважин	тыс. т	0,079	12	0,077	0	0,076	22		0,075	0		0,074	200		73
23	Выбытие добывающих скважин	шт.	1	0	1	0	2	1		2	0		2	1		5
24	в т.ч. под закачку	шт.	1	0	1	0	2	0		2	0		2	1		2
25	Фонд добывающих скважин на к.г.	шт.	31	2	42	4	52	20		62	36		72	54		72
26	в т.ч. нагн. в отработке	шт.		1		2		12			21			29		35
27	Действующий фонд доб. скв. на к.г.	шт.	17	2	39	3	49	20		58	33		68	46		62
28	Перевод скважин на мех. добычу	шт.	12	0	9	1	10	2		12	2		14	3		8
29	Фонд механизированных скважин	шт.	6	0	21	1	31	7		43	15		58	18		20
30	Ввод нагнетательных скважин	шт.	1	0	1	0	2	0		2	0		2	1		3
31	Выбытие нагнетательных скважин	шт.		0		0		0			0			0		0
32	Фонд нагнетательных скв. на к.г.	шт.	6	0	7	0	9	0		11	0		13	1		8
33	Действующий фонд наг. скв. на к.г.	шт.		0		0		0			0			1		8
34	Фонд введ. рез. скв. на конец года	шт.		0		0		0			0			0		0
35	Ср. дебит действ. скв. по жидкости	т\сут	19,2	21,5	18,2	35,6	17,6	37,4		17,2	34,7		17,4	36,1		39,9
36	Ср. дебит перех. скв. по жидкости	т\сут	19,2	15,1	18,1	35,6	17,4	37,3		17,1	34,7		17,3	34,1		39,2
37	Ср. дебит новой скв. по жидкости	т\сут	19,1	37,1	19,1	0	18,3	38,3		18	0		17,8	61,3		60,3
38	Средняя обводнен. продукции	%	8	8,6	11	21,6	13	30,8		15,5	26		18,7	23,4		19,5
39	Сред. обводнен. прод. перех. скв	%	10,6	3,6	0	0	15	28,6		17,4	26		20,6	26		18,9
40	Сред. обводнен. прод. новой скв	%	0	13,5	13,3	21,6	0	48,2		0	0		0	5,4		30,5
41	Средний дебит скв. по нефти	т\сут	17,7	19,7	16,2	27,9	15,3	25,9		14,6	25,7		14,1	27,7		32,1
42	Средний дебит перех. скв. по нефти	т\сут	17,2	14,6	15,7	27,9	14,8	26,6		14,1	25,7		13,7	25,2		31,8
43	Средняя приемистость наг. скваж.	м3\сут	86,9	0	101,6	0	98,8	0		97,2	0		105,8	454		243
44	Добыча жидкости, всего	тыс. т	151	11,2	205	51,8	257	122,5		309	333,5		367	470,7		485,9
45	в т.ч. из переходящих скв.	тыс. т	114	5,6	170	51,8	222	108,5		274	333,5		333	411,1		481,4
46	в т.ч. из новых скв.	тыс. т	37	5,6	35	0	35	14		35	0		34	59,6		4,515
47	в т.ч. механизированным способом	тыс. т	60	0	103	6,7	154	28,7		216	69,4		294	100,6		91,0
48	Добыча жидкости с нач. разработки	тыс. т	273,1	88,0	478,5	139,8	735,5	262,3		1044,5	595,8		1411,5	1066,5		1552,4
49	Добыча нефти с нач. разработки	тыс. т	257	86,9	440	127,5	664	212,2		925	459,1		1223	819,9		1210,9
50	Коэффициент нефтеизвлечения	д.ед.	0,006	0,002	0,009	0,002	0,014	0,004		0,020	0,008		0,026	0,015		0,022
51	Отбор от НИЗ (по РГФ)	%	3	0,6	5,1	0,9	7,6	1,5		10,6	3,2		14,1	5,7		8,4
52	Темп отбора от НИЗ (по РГФ)	%	1,6	0,07	2,1	0,28	2,6	0,59		3	1,7		3,4	2,5		2,7
53	Темп отбора от ТИЗ	%		0,08		0,31		0,64			1,9			2,7		3,0
54	Закачка воды	тыс. м3	181	0	247	0	308	0		371	0		477	88,1		184,7
55	Закачка воды с начала разработки	тыс. м3	348,5	0	595	0	903,3	0		1274,1	0		1751,2	88,1		272,8
56	Компенсация отбора: текущая	%	68	0	69	0	70	0		71	0		78	11,3		22,6
57	с начала разработки	%		0		0		0			0			5,0		10,6

---