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. м^3	Накопленная закачка воды, тыс. м^3	Приёмистость, м^3/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 месторожденияОбъекта 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.	м^3\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. м^3	181	0	247	0	308	0	371	0	477	88,1	184,7
55	Закачка воды с начала разработки	тыс. м^3	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

 

 

На дату анализа подавляющее большинство скважин действующего фонда (83,9%) эксплуатируется фонтанным способом и только 10 скважин оборудовано электроцентробежными установками.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 45,9 тыс. т или 12,7%, а за 2011 г. - 43,6 тыс. т или 11,2%. Средний дебит: по нефти соответственно 11,2 т/сут и 14,5 т/сут; по жидкости 24,6 т/сут и 30,4 т/сут; обводненность продукции 54,5% и 52,2%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 314,8 тыс. т или 87,3%, а за 2011 г. - 347,5 тыс. т или 88,9%. Средний дебит по нефти соответственно 35,2 т/сут и 37,9 т/сут; по жидкости 41,4 т/сут и 43,0 т/сут: обводненность продукции 14,9% и 12,0%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010-2011 гг. приводится в таблице 3.2.2.4.

 

Таблица 3.2.2.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т		Дебит жидкости, т		Обводненность, %
	2010 Год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год
Фонтан	314,8	347,5	370,1	394,9	35,2	37,9	41,4	43,0	14,9	12,0
ЭЦН	45,9	43,6	100,6	91,0	11,2	14,5	24,6	30,4	54,5	52,2
Всего	360,7	391,1	470,7	485,9	27,7	32,1	36,1	39,9	23,4	19,5

 

Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 137 тыс. т, фонтанным способом - 1073,9 тыс. т. Таким образом, подавляющая часть (88,7%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.2.4).

Объект АчБВ_14-19 находится на первой стадии разработки. Из 67 скважин 57 эксплуатируются с обводненностью менее 50%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.2.5.

 

Таблица 3.2.2.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности (вместе с совместными)

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
0-5			1	1	1	2	1	6
5-10	2	1		1	2			6
10-20	5	2	3	1				11
20-40	11	8	2					21
40-60	9	5	1					15
60-80	2	2						4
80-90	1	1		1				3
>90		1						1
Итого	30	20	7	4	3	2	1	67

 

Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 5 т/сут. работает 6 скважин, что составляет 8,9%, с дебитом от 5 до 10 т/сут. - тоже 6 скважин (8,9%), с дебитом от 10 до 40 т/сут. - 32 скважин (47,8%), с дебитом от 40 до 60 т/сут. -15 скважин (22,4%). Остальные 8 скважин имеют дебит более 60 т/сут.

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 10% работают 30 скважины, что составляет 44,8%, с обводненостью от 10 до 30% - 20 скважин (29,9%), с обводненностью от 30 до 50% - 7 скважин (10,4%). С обводненностью же более 50% эксплуатируются около 15% скважин. С высокой обводненностью более 90% отмечены 3 скважины. Таким образом, подавляющее большинство скважин (85,7%), имеют текущую обводненость менее 50%.

Неработающий добывающий фонд с совместными скважинами по состоянию на 2010 г. составил 14 скважин или 19,4% от эксплуатационного фонда. Основной рост неработающего фонда скважин начинается с 2008 г., когда он достигает 13 скважин и на протяжении почти трех лет остается стабильно на этом уровне.

Распределение скважин неработающего фонда по интервалам дебитов нефти и обводнености на дату анализа представлено в таблице 3.2.2.6.

 

Таблица 3.2.2.6. Распределение неработающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	0-10	10-30	30-60	60-90	90-95	>95	Итого
<5					1	4	5
5-10	2	2	1	1	1		7
>10	1	1					2
Итого	3	3	1	1	2	4	14

 

Из таблицы видно, что из 14 скважин неработающего фонда обводненность более 90% зафиксирована примерно в половине всех скважин. В интервале обводненности от 0 до 30% остановлено 6 скважин. С дебитами до 10 т/сут. в неработающем фонде находятся 12 скважин или 85,7%. Распределение скважин неработающего фонда по причинам остановки приведено в таблице 3.2.2.7.

 

Таблица 3.2.2.7. Распределение скважин неработающего фонда объекта АчБВ_14-19 по причинам остановки

№ п/п	Причина остановки	Количество скважин
1	В ожидании ГИС	1
2	Изоляция «0»	5
3	Отсутствие подачи ЭЦН	2
4	В ожидании перевода на другой объект	1
5	Подготовка к ГРП	4
6	Аварийные работы (прихват НКТ)	1
	Итого	14

 

 

В ожидании текущего ремонта по смене и оптимизации электроцентробежной установки находится 7 скважин. Столько же скважин ждут проведения капитального ремонта для подготовки к ГРП, переводу на другой объект, и ликвидации аварии. Кроме того, необходимо отметить, что из числа неработающих скважин с обводненностью более 90%, выявлено половина, где по данным АКЦ отмечается плохое качество цементирования эксплуатационной колонны. В таблице 3.2.2.8 приводятся данные по распределению скважин неработающего фонда по накопленной добыче нефти.

 

Таблица 3.2.2.8. Накопленная добыча нефти по скважинам неработающего фонда

	Накопленная добыча нефти, тыс. т.
	< 1	1-5	5-10	40-50	Итого
Количество скважин	4	7	1	2	14

 

Массовое проведение ГРП на объектах ачимовской толщи началось в 2007 г. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 2010 г. было проведена 72 скважино-операции на 61 скважине (21 переходящая и 40 новых, принятых из бурения и освоения). Это составляет 84,7% от всего эксплуатационного нефтяного фонда по объекту на 2010 г. Причем на 5 скважинах гидроразрыв был проведен дважды.

 

Таблица 3.2.2.9. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча нефти

Показатели	Годы
	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Количество скважино-операций	2	2	12	11	18	27
Годовая добыча нефти, т.т	10,2	40,6	84,7	246,9	360,7	391,1
Добыча нефти от ГРП, тыс. т	0,6	7,6	32,3	59,3	80,1	139,7
Доля добычи нефти от ГРП, %	5,3	18,7	38,1	24,0	22,2	33,1

 

Прежде чем оценивать эффективность проведения ГРП необходимо сказать, что продуктивные пласты ачимовской толщи АчБВ_14-19, содержащие промышленную нефть, чрезвычайно неоднородны по своим свойствам, имеют прерывистое линзовидное строение, в плане эти линзы часто не совпадают. Такое геологическое строение вызывает необходимость подбирать систему взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, которая бы уменьшила риск попадания в «сухие» зоны пластов, позволяла бы организовать систему поддержания давления и вытеснения, без которой невозможна выработка запасов нефти из пластов ачимовской толщи.

За 2011 год проведено 27 операций ГРП как на новых, так и на старых скважинах, в т.ч. четыре повторных гидроразрыва. Дополнительно из этих скважин добыто 139,7 тыс. т. нефти, среднесуточный дебит по жидкости составил - 49,5 т/сут, по нефти - 41,5 т/сут, обводненность продукции - 16%. Дополнительный прирост дебитов составил: по жидкости -44,9 т/сут, по нефти -40,2 т/сут. Но здесь необходимо заметить, что из 27 скважин, на которых был проведен ГРП, 14 скважин пришли из бурения и освоения переводом с других объектов, т.е. до проведения гидроразрыва добычи по объектам ачимовской толщи не было.

Для того, чтобы оценить общий 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 и освоения переводом с других объектов. Таким образом, было проанализировано 16 скважин. Накопленная добыча нефти и жидкости до проведения гидроразрыва по этим скважинам в 3,1 раза ниже, чем после ГРП. Соответственно средний дебит нефти и жидкости после мероприятия оказался выше в 1,9 и в 3,7 раза. И если условно принять базовую добычу, от которой считался эффект, неизменной во времени, то дополнительная добыча нефти на дату анализа от проведения ГРП на этих скважинах, составляет 142 тыс. т или 8,9 тыс. т на одну скважину. Сравнение основных показателей до и после проведения гидроразрыва, приведены в таблице 3.2.2.10.

 

Таблица 3.2.2.10. Эффективность проведения ГРП

Параметры до ГРП					Параметры после ГРП
Накоп- ленная добыча нефти, тыс. т.	Накоп- ленная добыча жид-ти, тыс. т.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жид-ти, т/сут	Об- вод- нен- ность, %	Накоп- ленная добыча нефти, тыс. т.	Накоп- ленная добыча жид-ти, тыс. т.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жид-ти, т/сут	Об- вод- нен- ность, %
66,4	87,4	16,6	21,8	23,9	208,4	272,6	30,6	40,2	23,5

 

Распределение 16 скважин по дебитам нефти и обводненности приведено в таблице 3.2.2.11, где в знаменателе показано количество скважин после гидроразрыва.

 

Таблица 3.2.2.11 Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности до и после ГРП

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
<5	3 / -						1 / -	4 / -
5-10	1 / 1				1 / -	1 / -		3 / 1
10-20	3 / -	1 / -		- / 1				4 / 1
20-30	1 / 1	1 / 1	1 / 2					3 / 4
30-40	1 / 2							1 / 2
>40	- /4	1 / 4						1 / 8
Итого	9 / 8	3 / 5	1 / 2	- / 1	1 / -	1 / -	1 / -	16 / 16

 

Из таблицы можно видеть, что с дебитами нефти более 40 т/сут. стала работать почти половина всех скважин, тогда как до проведения гидроразрыва таких скважин практически не было.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти с начала разработки до и после проведения гидроразрыва можно видеть в таблице 3.2.2.12.

Таблица 3.2.2.12. Накопленная добыча нефти до и после ГРП по переходящим скважинам

Интервал накопленной добычи нефти, тыс. т.	Количество скважин до ГРП	Количество скважин после ГРП
<1	8
1-2	1	2
2-5	1
5-10	4	3
10-20	1	7
20-30	1	2
30-40		1
40-50		1
Всего	16	16

 

Также был оценен общий эффект от гидроразрыва пласта от всех скважин, за исключением тех, на которых ГРП был проведен дважды. Накопленная добыча после ГРП по 56 переходящим и новым скважинам составляет 760,3 тыс. т или 13,6 тыс. т на скважину. Дополнительную добычу нефти корректно посчитать затруднительно ввиду того, что по новым скважинам нет базовой добычи по объектам ачимовской толщи до гидроразрыва.

Распределение всех скважин по дебитам и обводненности, на которых был проведен ГРП, за исключением повторных, приводится в таблице 3.2.2.13.

Кроме проведения гидроразрыва по пластам ачимовской толщи, за счет различных ГТМ за 2011 год дополнительно добыто 186,0 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.2.14 приводятся данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.

 

 

Таблица 3.2.2.13. Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности после проведения ГРП

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
<5					1	3	2	6
5-10	1				2			3
10-20	1	2	1	2	1			7
20-30	1	3	3					7
30-40	7	5						12
>40	12	9						21
Итого	22	19	4	2	4	3	2	56

 

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 эксплуатационном фонде 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.