Файл: Характеристика месторождения.docx

Таблица 3.2.2.14. Эффективность ГТМ в 2011 году

Показатели	Ввод из бурения	Оптимизация	ПМД	ГРП	Всего
Количество скважин, шт.	4	1	2	27	34
Прирост дебита нефти, т/сут.	43,0	0,2	3,6	40,8	87,6
Прирост дебита жидкости, т/сут.	75,6	0,7	5,2	44,2	125,7
Доп. добыча нефти, тыс. т	44,9	0,1	1,3	139,7	186,0

Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 99,2% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что около 15%, от участвующих в добыче на объекте добывающих скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти от 30 до 60 тыс. т, 42 скважины имеют накопленную добычу менее 10 тыс. т. и чуть более трети – от 10 до 30 тыс. т. Распределение скважин добывающего фонда на 2011 г. по накопленной добыче нефти.

Более 30 тыс. т накопленной добычи отмечается в 12 скважинах (14,8%). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила почти половину от всей накопленной добычи по объекту и находится на уровне 552,9 тыс. т или 46,1 тыс. т на скважину, причем на 9 скважинах из этой группы был проведен гидроразрыв пласта. Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 10 до 30 тыс. т – 27 скважин (33,3% фонда), с накопленной добычей 512,5 тыс. т или 18,9 тыс. т. на скважину; менее 10 тыс. т – 42 скважины (51,9% фонда) с накопленной добычей 145,6 тыс. т или 3,5 тыс. т на скважину.

Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 19 скважин с добычей более 30 тыс. т отобрали больше половины всей жидкости на объекте – 792,4 тыс. т (51%) или по 41,7 тыс. т на скважину. Распределение скважин по накопленной добыче жидкости на дату анализа приведено на рисунке 3.2.2.7.

---

Пласты ачимовской толщи разрабатываются с 1999 г. Освоение системы воздействия началось только во второй половине 2008 г. с вводом под закачку скважины №3001 в северной части месторождения. Накопленная закачка за 2010 г. составила 88,1 тыс. м³ при среднесуточной приемистости 454 м³ в сутки и текущей компенсации 11% (при проектной – 78%). За 2011 г. в работу вводится еще 7 скважин со средней приемистостью 254 м³ в сутки. Накопленная добыча нефти на эту дату – 1210,9 тыс. т, жидкости – 1552,4 тыс. т. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду (вместе с совместными) – 1: 10, а по действующему – 1: 8; приемистость на одну скважину в 2,5 раза выше, чем предусмотрено последним проектным документом, а накопленная компенсация – в 7 раз ниже. По состоянию на 2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 8 единиц, и все находятся в действующем фонде.

Динамика пластового давления прослеживается по картам изобар, представленным нефтедобывающим предприятием за последние четыре года. Среднее пластовое давление снижено против первоначального почти на 10% и составляет на 2011 г. 21,3 МПа.

Что касается забойного давления по добывающим скважинам, то наметилась тревожная тенденция к его постоянному уменьшению. По имеющимся данным за 2010 год было замерено почти 100% скважин действующего фонда. Среднее забойное давление составило 10,7 МПа, что на 47% ниже давления насыщения, а за 2011 г. оно еще снизилось почти на 10%. Интервал изменения забойного давления колеблется от 5,1 до 16,9 МПа.

В результате проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

• 
  Сопоставление проектных и фактических показателей в области отборов нефти и жидкости показало, что проектные решения не выполняются. Причины этих отклонений носят как объективный (не подтверждение принятой при проектировании оценки запасов нефти), так и субъективный характер (отставание в проведении буровых работ, снижение эффективности использования добывающих и нагнетательных скважин).
  
• 
  Доля неработающего добывающего фонда составляет 19,4% от эксплуатационного. Коэффициент использования добывающего фонда – 0,806. Запуск в работу этих скважин возможен при выполнении комплекса геолого-технологических мероприятий, включающих в себя работы по ликвидации аварий, а также гидроразрыв пласта и обработки призабойной зоны.
  
• 
  В результате работ по ГРП было проведено 72 скважино-операции на 61 скважине, что составляет 87,7% от всего эксплуатационного нефтяного фонда на 2011 г. Накопленная добыча от всех скважин, на которых был проведен гидроразрыв, за исключением повторных, составляет 760,3 тыс. т. Дополнительную добычу нефти корректно посчитать затруднительно, ввиду того, что по новым скважинам нет базовой добычи до ГРП.
  
• 
  По разбуренному участку залежи система воздействия находится в начальной стадии реализации. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим по действующему фонду 1:8, приемистость выше в 2,5 раза, чем предусмотрено последним проектным документом, а накопленная компенсация ниже в 7 раз.
  
• 
  Энергетическое состояние объекта АчБВ_14-19 нельзя считать удовлетворительным, так как имеются обширные зоны пониженного пластового давления, которое можно объяснить отставанием ввода новых нагнетательных скважин. Кроме того, намечается тревожная тенденция к постоянному уменьшению забойного давления по добывающим скважинам, что крайне нежелательно ввиду массового проведения гидроразрыва пласта. Также как и по объекту ЮВ₁ отмечается недостаток информации по гидродинамическому и промыслово-геофизическому контролю за процессом заводнения и пластовым давлением за период с начала разработки. Построенные нефтедобывающим предприятием карты равных давлений, вызывают сомнение в их корректности вследствие крайней неравномерности замеров по площади.
  

---

Объект ПК₆. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 2355 тыс. т, что составляет 0,63% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 471 тыс. т или 0,5% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₆ эксплуатируется двумя скважинами с 2004 года.

По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде на объекте числятся 2 скважины, все добывающие. Действующий добывающий фонд составляет также 2 скважины, причем одна (№1172) – находится в текущем простое.

По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 0,5 тыс. т. нефти, 17,9 тыс. т жидкости и 0,051 млн. м³ газа при средней обводненности 97,5%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 2,7 т/сут, по жидкости – 108,5 т/сут. Средний газовый фактор – 113,8 м³/т.

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2004 год 0,18 тыс. т, средний дебит: по нефти 2,6 т/сут; по жидкости 113,3 т/сут; обводненность продукции 97,8%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 0,27 тыс. т, средний дебит по нефти – 2,8 т/сут; по жидкости 103,2 т/сут, обводненность продукции 97,3%.

Было произведено 3 измерения пластового давления в скважине №1172, которое в среднем составляет 10,9 МПа, забойное – 10,3 МПа.

Объект ПК₁₉. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 61524 тыс. т., что составляет 16,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 12304 тыс. т или 13,1% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₁₉ эксплуатируется с февраля 2011 года фонтанной скважиной №4003.

Накопленная добыча нефти составляет 2,496 тыс. т, жидкости – 2,526 тыс. т и газа –0,228 млн. м³. Среднесуточный дебит нефти с начала разработки – 14,1 т/сут, жидкости – 14,3 т/сут, средний газовый фактор – 91,3 м³/т, средняя обводненность –1,2%.

Было произведено 2 измерения пластового давления, которое в среднем составляет 13,2 МПа, забойное – 11,3 МПа. В транзитной скважине №439 проводились исследования на остаточное нефтенасыщение, которое показало, что оно не изменилось.

---

Объект ПК₂₀¹. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 17155 тыс. т, что составляет 4,6% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 3431 тыс. т или 3,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₂₀¹ эксплуатируется с 2004 года.

За весь период эксплуатации переведено с других объектов 21 скважина. Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 21 скважина. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде на объекте числятся 22 скважины из них 21 добывающая и 1 нагнетательная. Действующий добывающий фонд составляет 21 скважину, под закачкой скважин нет. На дату анализа совместных скважин на объекте нет. В таблице 3.2.5.1 приводится состояние фонда на 2011 год.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.5.1. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 33,6 тыс. т нефти, 69,2 тыс. т жидкости и 3,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,4%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,5 т/сут, по жидкости – 44,2 т/сут. Средний газовый фактор – 116,2 м³/т. Накопленный объем закачки воды – 1,6 тыс. м³, приемистость нагнетательной скважины – 106,3 м³/сут.
Таблица 3.2.5.1. Состояние фонда скважин объекта ПК₂₀¹ на 2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	21
	Всего	21
	в т.ч. действующие	21
	из них: фонтанные	3
	ЭЦН	18
	бездействующие	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	0
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	1
	Переведено из добывающих	1
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда	1
	Всего	1
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	1
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	14
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		22

---

На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (85,7%) эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок. Из 21 скважин установками ЭЦН борудовано 18, и только 3 скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 29,5 тыс. т, средний дебит: по нефти 25,4 т/сут; по жидкости 50,9 т/сут; обводненность продукции 50,2%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 4,1 тыс. т или 12,3%, средний дебит по нефти – 10,3 т/сут; по жидкости 24,9 т/сут, обводненность продукции 58,6%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи приводится в таблице 3.2.5.2 и на рисунке 3.2.5.3.
Таблица 3.2.5.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ПК₂₀¹

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т			Дебит жидкости, Т		Обводненность, %
	2010	2011	2010	2011	2010	2011	2010		2011	2010	2011
Фонтан	-	4.1	-	10.0	-	10.3	-		24.9	-	58.6
ЭЦН	-	29.5	-	59.3	-	25.4	-		50.9	-	50.2
Всего	-	33.6	-	69.3	-	21.5	-		44.2	-	51.4

1   ...   22   23   24   25   26   27   28   29   30

---