Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 295
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Всего водозаборный фонд составляет 49 скважин. Эксплуатационный фонд (действующий - 9 скв., бездействующий - 23 скв., в освоении - 9скв.) водозаборных скважин составляет 84% от всего водозаборного фонда скважин.
Коэффициент использования водозаборных скважин равен 0,220 д.ед.
Фонд действующих добывающих скважин был максимальным (650 единиц) в 1990г., в последующй период до 2012г. сократился более чем вдвое, составив 261 единиц. Соответственно коэффициент использования фонда добывающих скважин был максимальным: 0,95 в 1989г., в дальнейшем, уже в 1992г. он резко снизился до 0,59 и в последние годы анализируемого периода он составлял 0,51 - 1999г., 0,38 - (2006 - 2014г.г.) Бездействие фонда добывающих скважин, в основном, связано с низкодебитностью по нефти или высокой обводненностью продукции, в несколько меньшей мере с ожиданием целесообразных работ по подземному ремонту или выявленным аварийным состоянием скважин.
Приведенная дифференциация по классам дебитов нефти и причинам бездействия позволяет представить масштабность потерь нефти (без проведения ремонтных работ) из - за бездействия скважин.
Их остановка связана с невозможностью дальнейшей эксплуатации по техническим или выраженной нецелесообразностью по экономическим причинам. Судя по приведенным низким средним дебитам остановленных скважин в превалирующем большинстве случаев 61,4% дебит нефти менее 1т/сут, их суммарный дебит равен 60 т/сут или 6,45% от общего (938 т/сут) по всему бездействущему фонду. Наибольшим потенциалом добычи 669 т/сут (71%) выделяются 34 скважины (12% бездействующего фонда), в этой группе по каждой из скважин дебит нефти превышает 5 т/сут. Примерно половина этого количества (16 скв.) в ожидании подземного ремонта, остальные - капитального ремонта.
Таким образом, в существующем состоянии в 90% бездействущего фонда средний дебит нефти составляет 0,9 т/сут. Последний может быть существенно увеличен по большей части фонда путем проведения эффективных ремонтных работ. Это выполнимо только после целенаправленных исследовательских и ремонтных работ при определенном местоположении остаточных запасов нефти.
Отмеченная динамика в целом нарастающего бездействующего фонда, в структуре которого превалируют скважины с высокообводненной продукцией, обусловила некоторые особенности погодовой динамики обводненности продукции по месторождению в целом. Последнее выражено низким темпом прироста обводненности продукции. Необходимо также отметить, что вышеуказанное обводнение части скважин в целом согласуется с повышенной степенью выработки удельных запасов нефти. Интенсивный рост обводненности и соответственно ускоренный вывод в бездействие зачастую проявляется по наиболее продуктивным скважинам. Ежегодное сокращение их доли в работающем фонде привело к постепенному уменьшению дебита жидкости скважин с 29 - 32 т/сут. в период 1982 - 1986 г.г. до 16,7 т/сут. в 1992г.
Последующий прирост дебита до 23 - 24т/сут. получен за счет широкомасштабных работ по ГРП. А дальнейший не менее существенный прирост с достижением 25 т/сут в 2004 г. и 38 т/сут в 2009 г. связан с проведением комплекса мероприятий, включающего оптимизацию системы воздействия и режимов работы скважинного насосного оборудования, ГРП, переводы на другие объекты, приобщения и т.п.
В ретроспективной динамике эксплуатации месторождения ввод системы поддержания пластового давления (ППД) осуществлен с некоторым опозданием, в результате текущая 100% компенсация отбора закачкой обеспечена в 1980г., а накопленная 100% - в 1982г. или при отборе 5,3 млн.т жидкости с начала разработки. В последующие годы отчетные объемы закачки существенно превышали отборы жидкости, в итоге накопленная компенсация в 2012г. составила 132%, накопленный объем закачки - 125млн.м3, годовой - 8005 тыс.м3, что составляет 54% от прежнего максимального - 8584 тыс.м3, необоснованно завышенного объема закачки 2000г. В начальный период закачки в условиях пониженных пластовых давлений в период 1979 - 1982г. г. приемистость достигала максимальных величин: 300 - 280 м3/сут. В последующем к 1989 - 1990гг. она постепенно снизилась до 90 - 100 м3/сут.
Практически на этом уровне (95 м3/сут.) стабилизировалась и в последующем, включая и 2000г., в 2012г. повысилась до 132 м3/сут. Приемистость скважин регулируется (штуцированием) в зависимости от динамики отборов жидкости по объектам и их участкам, руководствуясь состоянием энергетической обеспеченности.
В зависимости от удаленности нагнетательной скважины от блочной кустовой насосной станции (БКНС) давления закачки колеблются преимущественно в диапазоне 14-18 МПа. При этом не проявляется корреляционной зависимости между приемистостью и устьевым давлением закачки, также не замечено существенных пообъектных различий в распределении упомянутых показателей. При преимущественном распределении приемистости в диапазоне 20-220 м3/сут, средние величины показателя по объектам разработки Ю11, Ю12+3, Ю2-3 практически не различаются и составляют около 100-110 м3/сут. Более низкие величины приемистости (<10-20 м3/сут) связаны с циклическими закачками. Соотношения скважин по классам приемистости в представленных распределениях по основным объектам Ю11, Ю12+3, Ю 3 1+2 примерно одинаковое.
Что касается фонда нагнетательных скважин, то он практически ежегодно увеличивается. Если в год(1991г) максимальной закачки он составлял 243 ед., то к 2014г. постепенно возрос до 300 ед. За сравниваемые годы (1995г. и 2014г.) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составило: 1:3,2 и 1:2,2, а по действующему фонду, соответственно, 1:3 и 1:2, т.е. в динамике наблюдается повышение охвата воздействием по площади и объему эксплуатируемых частей объектов. При этом соответственно сближаются зоны воздействия и отбора, осуществляется изменение направлений гидродинамических потоков, что в совокупности благоприятно влияет на повышение охвата воздействием.
Представленные выборочные показатели уровней накопленной и годовой добычи нефти, а также степени выработки запасов нефти позволяют крупномасштабно отобразить удельную значимость каждого объекта или их совокупности в пределах каждой площади месторождения. Так, если рассматривать их распределения в территориальном плане, то в качестве определяющей по уровню запасов и отборов за ретроспективный период выделялась Вахская площадь. Ей соответствует почти половина извлекаемых запасов нефти месторождения, из которых уже извлечено 59,8%. В этой же связи и из-за наиболее длительной эксплуатации упомянутой части месторождения накопленный отбор составил 64,0% от общей добычи нефти по месторождению.
По содержанию извлекаемых запасов нефти Восточно и Северо - Вахская площади соотносятся как 0,55:0,45. Восточно - Вахская площадь введена в эксплуатацию в 1985г., т.е. на 2 года ранее Северо - Вахской. Это, в основном, и определило по ней как большую степень (39,2%) выработки запасов, так и несколько большую долю (22,2%) в накопленном отборе по месторождению. Однако по годовому уровню добычи нефти обе площади между собой близки, а по темпам отбора от начальных запасов более, чем вдвое превышают таковой по Вахской площади.
По разрезу месторождения 10,4% извлекаемых запасов нефти находится в пластах Ю2-3 тюменской свиты, по ним отобрано 35,9% от извлекаемых запасов, и в 2012 г. они обеспечивают 19,5% годового отбора по месторождению. Остальная часть годовой добычи обеспечивается объектами Ю11 и Ю12+3. По степени выработки запасов наиболее близки между собой объекты Ю12+3 (41,8%) и Ю31+2 (35,7%). Наибольшей выработкой запасов (66,1%) характеризуется объект Ю11. Он содержит третью часть (36,2%) начальных и 25% текущих извлекаемых запасов нефти месторождения, при этом обеспечивает почти 30% годовой добычи.
На месторождении пробурено всего 1270 скважин, из них 1161 скважина основного фонда, остальные 109 скважин - разведочные, дублеры, контрольные. В эксплуатации на нефть участвовало 925 скважин, значительная часть (353 скважин) которых переведена под закачку; по отношению к добывающему фонду (688ед.) получается сравнительно низкая доля (46%) действующих скважин. Работающий фонд характеризуется текущей обводненностью продукции 76% и на его долю остается отобрать около половины утвержденных извлекаемых запасов нефти или 173 тыс.т/скв. На скважины уже неработающего фонда (436 ед.) приходится 35,8% накопленной добычи по месторождению или 35,8 тыс.т/скв.; аналогично по действующему фонду - 32,2% или 61,8 тыс.т/скв., т.е. удельная добыча нефти почти вдвое выше, чем по неработающему фонду.
Это обстоятельство в первом приближении позволяет констатировать о неполной выработке удельных запасов нефти скважинами неработающего фонда. И соответственно проблемности достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения эксплуатируемых объектов без реализации наиболее эффективных мероприятий. Как правило, структура остаточных запасов ухудшена в связи с их приуроченностью к интервалам с изначально пониженными ФЕС и нефтенасыщенности пород. Для выработки наиболее эффективных мероприятий по вовлечению их в активную разработку, прежде всего, требуется достаточно надежное попластовое представление распределения по территории залежей плотности остаточных запасов нефти.
Последнее, в соответствии с современными возможностями, может быть получено по результатам расчетов с использованием ПК Eclipse и проведением трехмерного гидродинамического моделирования. В то же время следует принять во внимание относительно слабую изученность объектов по ряду исходных базовых физических параметров (проницаемость, нефтенасыщенность), существенно влияющих на конечные результаты расчетов. Поэтому, с целью выявления степени их согласованности с результатами обычного геолого-промыслового анализа, выполнено изучение пообъектного распределения начальных и остаточных запасов нефти, особенностей динамики работы скважин в зависимости от геолого-физической характеристики объектов эксплуатации, технического состояния скважин и т.п. Это требовалось выполнить для большей определенности и надежности целесообразно-необходимых мероприятий, ориентированных на повышение эффективности разработки с одновременным обеспечением технико-технологических условий для отбора утвержденных извлекаемых запасов нефти.
Выраженные с 1993г. увеличение добычи нефти по объектам месторождения и в последующем более сдержанное его падение обусловлены эффективными работами по ГРП (гидравлический разрыв пласта), проведенными в 396 скважинах. По известным причинам указанный показатель также частично включает результаты работ, проводимых по направлениям усиления системы воздействия и улучшению режимов работы механизированного фонда, что в особой мере проявилось в последние годы.
2.4 Обзор методов воздействий на пласт, применявшихся на месторождении
С начала разработки на месторождении при комплексном воздействии применялись следующие технологии: дополнительной перфорации (ДП); ДП и глино - кислотных обработок (ГКО); кавитационно - имплозивного воздействия (КИВ); гидропескоструйной перфорации (ГПП); соляно-кислотные обработки (СКО); импульсное дренирование струйным насосом (УОС); термо -газохимическое воздействие пороховым генератором давления (ПГД); ацетоно - кислотная обработка (АКО), метод глубоких депрессий, позволяющий снизить уровень на 1200 - 1500 м (МГД); закачка пенной системы для отклонения фильтрационных потоков (ПС); закачка ПДС и др.
Эффективность применения методов воздействия на пласт, применявшиеся в последние годы показаны на рисунке 2.3.
Применение полимерно-дисперсной системы, состоящей из полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии (ГС) со стабилизирующими добавками, основывается на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых участков коллектора в призабойной зоне пласта, таким образом, ограничивая приток воды к добывающим скважинам. Технология предусматривает закачку ПАА и ГС через эсилзатационный фильтр добывающей скважины и последующую закачку в призабойную зону сшивателей способствующих упрочнению водоизолирующего материала, что позволяет снизить возможность его вытеснения.
Рисунок 2.3 - Дополнительная добыча нефти по методам воздействия на пласт
Закачка ПДС проводилась в 1999г. на Вахской площади в пласт Ю11. Полимерно-дисперсная система закачивалась в нагнетательную скважину№ 131. Реагирующие скважины №№ 125, 126, 127, 132. Дополнительная добыча на одну скважину в 1995 г, составила 1,5 тыс. тонн.
Глино - кислотные обработки в 1999 г. проводились на Восточно -Вахской площади месторождения: объект Ю12+3 обрабатывалась скв. № 803б, реагирующие скважины №№ 810, 802, 763, 765, 804, дополнительная добыча составила 200 тонн; объект Ю11, обрабатывалась скв. № 1411, реагирующие скважины №№ 1401, 1402, 1403, 1419, 1418, 1420, дополнительная добыча составила 300 тонн.
В 1999г. на месторождении в качестве опытно-промышленного эксперимента производилась закачка полимерно - углеродной системы ПУС-3. Закачка проводилась на Восточно - Вахской площади, на объект Ю11 в нагнетательную скважину № 1558; реагирующие скважины №№ 1092, 1079, 1080, 1559, 1102, 1101, 1100, 1542. Дополнительная добыча составила 870 тонн.
С целью повышения нефтеотдачи пластов и увеличения продуктивности скважин на месторождении применялся метод электроимпульсного воздействияна пласт. Электро - импульсное воздействие проводилось: на Вахской площади месторождения в скважине № 616 (объект Ю12+3), дополнительная добыча составила 510 тонн; на Восточно - Вахской площади в скважине № 1411 (объект Ю11), дополнительная добыча составила 480 тонн.
На Вахском месторождении в пределах Восточно - Вахской площади пробурено три горизонтальных скважины на объекты Ю11 (скв. № 1081) и Ю12+3 (скв. №№ 855бис, 1362) с проходкой по объектам 160 м (скв. № 1081) - 176 м (скв. № 1362). Продуктивная часть объектов не обсажена, спущен хвостовик - «фильтр».