Характеристика фонда скважин, отборов нефти, газа и воды, системы воздействия на пласт, энергетического состояния по разрабатываемым объектам

 

Объект ЮВ₁

Залежи нефти продуктивного пласта ЮВ₁ являются самыми крупными по запасам залежами Верхне-Колик-Еганского месторождения. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 93730 тыс. т., что составляет более четверти всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 35569 тыс. т или 37,9% от всех извлекакемых запасов. Пласт ЮВ₁ разрабатывается с 1990 г.

Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный горизонт ЮВ₁¹, который не выдержан по площади и по толщине, в чем значительно уступает горизонту ЮВ₁^2-3. Продуктивный пласт ЮВ₁^2-3 развит на всей площади месторождения. Общая толщина пласта в пределах залежи в стратиграфических границах изменяется от 38,1 м до 68,8 м. Какой-либо закономерности в изменении общих толщин по площади не наблюдается. Средняя толщина пласта составляет 50 м. От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ₁¹ пласт ЮВ₁^2-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в большинстве скважин составляет 1-1,5 м. От залегающего ниже продуктивного пласта ЮВ₂ тюменской свиты пласт ЮВ₁^2-3 отделяется плотным пластом толщиной 1-1,5 м.

Расчлененность пласта ЮВ₁^2-3 изменяется по скважинам от 2 до 16, составляя в среднем 6,15. Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет всего 3,6% от общей площади залежи. Остальная часть площади залежи, т.е. 96,4% приходится на водонефтяную зону (ВНЗ). В северной части восточной складки, имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.

Общая толщина пласта ЮВ₁¹ в стратиграфических границах составляет, в среднем 6,6 м Пласт имеет сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта, гораздо реже - к верхней. Коллекторские прослои развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение.

В 50 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ₁¹ вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ₁^2-3 и только в двух скважинах перфорация проведена исключительно на ЮВ₁¹. В процессе проведения исследований в 11 скважинах зафиксированы незначительные притоки нефти из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ₁¹, т.е. в совместных скважинах добыча осуществляется преимущественно из пластов ЮВ₁^2-3. Таким образом, запасы нефти пласта ЮВ₁¹ не вырабатываются.

За весь период эксплуатации на объекте пробурено 265 скважин, в том числе 197 добывающих и 68 нагнетательных, переведено с других объектов 3 скважины. В таблице 3.2.1. приводится состояние фонда на 01.08.2011 г. (в знаменателе указан фонд совместных скважин).

 

Таблица 3.2.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ₁ на 01.08.2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	197/205
	Возвращено с других горизонтов	3
	Всего	118/128
	в т.ч. действующие	86/94
	из них: фонтанные	9
	ЭЦН	77/85
	бездействующие	21/23
	в освоении	1
	в консервации	0
	пьезометрические	5
	контрольные	4
	Переведено на другие горизонты	82
	Ликвидированные	1
	Передано под закачку	73
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	68
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведено из добывающих	73
	в т.ч. из собственного фонда	73
	возвратного фонда	0
	Всего	63
	в т.ч. под закачкой	51
	в бездействии	12
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	31
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	5
Всего		181/191

 

Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ЮВ₁, составляет 497 скважин, в том числе 352 добывающих, 123 нагнетательных и 22 контрольных.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 263 скважины. По состоянию на 01.08.11 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 171 скважина, из них 108 добывающих и 63 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 86 скважин, под закачкой числится 51 скважина.

На дату анализа на объекте числится 10 совместных скважин. Из числа действующих добывающих скважин в настоящее время совместно с другими объектами работает 8 скважин. Из них 3 скважины (37,5%) работают совместно с объектом ЮВ₃, остальные 5 скважин с объектом АчБВ_14-19. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации нефтяного фонда представлена на рисунке 3.2.1.

Основные буровые работы на объекте начались в 1990 году. Ввод новых добывающих скважин в 1991 году достигает своего максимального показателя (46 скважин) и затем ещё 2 года держится на вполне приличном уровне (31-32 скважины). Дебиты новых скважин по нефти в этот период составляли от 24,6-31,2 т/сут. Начиная с 1995 г. и вплоть до 1998 г. производство буровых работ, и ввод новых скважин, неуклонно снижается (13-16 скважин в год) и только в 2004 г. снова возрастает до 22.

Затем идет опять резкий спад (в 2007 г. пробурена только одна горизонтальная скважина), и на дату анализа было введено 8 скважин, из которых 4 с горизонтальным стволом. Необходимо отметить, что дебит первой горизонтальной скважины (№504), пробуренной в 2007 г., достигал 543 т/сут безводной нефти. Всего же на месторождении на дату анализа пробурены, и находятся в работе 7 скважин с длиной горизонтального участка от 428 до 637 м. Накопленная добыча нефти по всем горизонтальным скважинам - 337,3 тыс. т, уплотненный среднесуточный дебит нефти с начала разработки -164,5 т/сут. Добыча нефти из горизонтальных скважин за 2010 год на дату анализа составила 134,2 тыс. т. (17% от всей добычи на объекте), средний дебит по нефти - 135,2 т/сут, что почти в 4 раза превышает аналогичный показатель наклонно-направленных скважин. Результаты работы горизонтальных скважин приведены в таблице 3.2.2.

Максимальный объем добычи нефти, который составил 1581,1 тыс. т. при среднегодовой обводненности продукции 40,2%, приходится на 2004 год, добыча жидкости находится на уровне 2644,5 тыс. т. Первые четыре года с объекта добывалась практически безводная нефть, и только с 2005 года отмечается интенсивный рост обводненности продукции, который за 5 лет составил почти 60%.

 

Таблица 3.2.2. Результаты работы горизонтальных скважин

№ скважины	Длина горизонтального ствола, м	Накопленная добыча		Параметры работы на 01.08.2010 г.
		Нефти, тыс. т	Жидкости, тыс. т	Дебит		Обводненность, %
				жидкости, т/сут	нефти, т/сут
399	637	5,4	5,5	369,7	360,5	2,5
3044	565	3,4	47,6	78,2	5,5	93,0
3049	541	44,4	58,4	85,0	56,2	33,9
504	519	151,4	173,3	242,5	116,6	51,9
871	437	110,7	116,3	310,7	278,7	10,3
541	428	12,1	22,4	230,1	110,8	51,9
648	635	9,9	10,1	236,0	233,0	1,3
Всего		337,3	433,6	211,5	164,5	28,6

 

Формирование системы ППД началось в мае 1992 года с вводом первых пяти скважин на севере (1035, 1036, 1039, 1064, 1066) и двух в центре (1090, 1092) восточного купола месторождения. Ввод новых нагнетательных скважин разрезающих рядов происходил с некоторым отставанием от ввода новых добывающих скважин. Всего на 01.08.2010 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде числится 63 скважины, из которых 51 скважина находится под закачкой.

В 2011 году на объекте было добыто 1455,7 тыс. т нефти, 3161,2 тыс. т жидкости и 673,4 млн. м³ газа при средней обводненности 53,9%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 39,2 т/сут, по жидкости - 85,0 т/сут, средний газовый фактор - 463 м³/сут.

По состоянию на 01.08.2010 г. на объекте с начала разработки было добыто 15218,9 тыс. т нефти, 23458 тыс. т жидкости и 5764,2 млн. м³ газа при средней обводненности продукции - 61%, накопленный объем закачки воды - 40952,7 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 41,1 т/сут, по жидкости - 105,3 т/сут, средний газовый фактор - 486 м³/т, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,143 (по РГФ). Карта текущего состояния разработки приведена на рисунке 3.2.1.6.

Анализ выполнения проектных решений показал, что фактические уровни добычи практически соответствуют проектным. За 2010 год добыча нефти ниже проектной на 10%, жидкости - на 7%. По накопленной добыче отставание составило по нефти на 2,2%, а по жидкости наоборот перевыполнение почти на 0,5%. Из таблицы 3.2.1.4 видно, что фактический действующий фонд значительно, почти в 3 раза, ниже проектного, а средние дебиты по нефти почти в 2 раза выше. Обводненность продукции за 2010 год составила 53,9% против 52,6% по проекту. Необходимо отметить, что за 2011 года обводненность выросла на 7,1% и составила - 61%.

На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (89,5%) эксплуатируется механизированным способом, в основном с помощью электроцентробежных насосов. Из 86 скважин установками ЭЦН оборудовано 77, и только 9 скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 983,3 тыс. т или 67,5%, а за 2011 г. - 652,8 тыс. т или 84,8%. Средний дебит: по нефти соответственно 33,5 т/сут и 38,6 т/сут; по жидкости 86,9 т/сут и 103,8 т/сут; обводненность продукции 61,4% и 64,0%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 472,4 тыс. т или 32,5%, а за 2011 г. - 116,9 тыс. т или 15,2%. Средний дебит по нефти соответственно 60,5 т/сут и 66,5 т/сут; по жидкости 78,4 т/сут и 91,0 т/сут: обводненность продукции 23,1% и 26,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010-2011 гг. приводится в таблице 3.2.3.

 

Таблица 3.2.3. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ₁ за 2010-2011 гг.

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т		Дебит жидкости, т		Обводнен- ность, %
	2010 год	2011 год	2010 год	2004 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год
Фонтан	472,4	116,8	614,1	160,0	60,5	66,5	78,4	91,0	23,1	26,9
ЭЦН	983,3	652.8	2546,8	1812.0	33,5	38,6	86,9	106,8	61,4	64.0
ГПН	0,1		0,2		2,5		9,8		74,6
Всего	1455,7	769.6	3161,2	1972.0	39,2	41,1	85,0	105.3	53,9	61.0

 

Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 4388,6 тыс. т, фонтанным способом - 9863,9 тыс. т, и с помощью установок плунжер-лифт - 805.7 тыс. т. Таким образом, большая часть (65,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.4.).

Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ₁ находится на первой стадии разработки. Из 94 скважин 51 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 10 т/сут работает 25 скважин, что составляет 26%, с дебитом от 10 до 50 т/сут - 39 скважин (40,6%), с дебитом от 50 до 100 т/сут - 20 скважин (20,8%) и с дебитом от 100 до 150 т/сут - 7 скважин (7,2%). Остальные 5 скважин имеют дебит более 150 т/сут.

 

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

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 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 858 тыс. т или 16,8 тыс. т на одну скважину. Сравнение основных показателей до и после проведения гидроразрыва, приведены в таблице 3.2.10., а распределение скважин по дебитам нефти и обводненности - в таблице 3.2.11., где в знаменателе показано распределение скважин после гидроразрыва.

 

Таблица 3.2.10. Эффективность проведения ГРП

Параметры до ГРП					Параметры после ГРП
Накоп- ленная добыча нефти, т.т.	Накоп ленная добыча жид-ти, т.т.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жид-ти, т/сут	Об- вод- нен- ность, %	Накоп- ленная добыча нефти, т.т.	Накоп- ленная добыча жид-ти, т.т.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жид-ти, т/сут	Об- вод- нен- ность, %
1543	1590	23,4	24,1	3,0	2401	4808	44,4	88,9	50,1

 

Таблица 3.2.11. Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность,
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
<10	17 /	3 /		4 / 3	1 / 4	2 / 2	2 / 2	29 / 11
10-50	20 / 14	1 / 16	1 / 5	- / 3	- / 4	- / 1		22 / 33
150-100	- / 5	- / 2						- / 7
Итого	37 / 19	4 / 8	1 / 5	4 / 6	1 / 8	2 / 3	2 / 2	51 / 51

Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа можно сделать следующие выводы:

· В результате проведения работ по гидроразрыву отмечается существенное увеличение дебитов жидкости и как следствие возросшие дебиты по нефти. На протяжении последних 5 лет работы скважин после проведения работ по ГРП, фактические дебиты выше базовых.

·   В 2011 году дополнительная добыча только по 11 скважинам, по которым был проведен ГРП составляет 60,7 тыс. т, а общий эффект от всех 86 скважин, подвергшихся гидроразрыву, на 1.08.2011 г. оценивается в 1,23 млн. т. или 8,1% от всей накопленной добычи на объекте.

·   Лучшие показатели эксплуатации после ГРП получены на скважинах, расположенных в чисто нефтяной зоне. Прирост дебита нефти на скважину в этой группе составил 25,6 т/сут.

·   Из негативных факторов необходимо отметить существенный рост обводненности, который можно объяснить плохим качеством цементажа при строительстве скважин, наличием заколонных перетоков и, возможно, исходными неверными данными при расчетах программы по ГРП.

Кроме проведения гидроразрыва пласта на месторождении активно применяются и другие геолого-технические мероприятия (ГТМ), такие как: перевод на механизированный способ эксплуатации (ПМД), оптимизация скважинного оборудования, дополнительная перфорация, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и др., которые приносят наибольший эффект в плане наращивания добычи нефти по предприятию. По объекту ЮВ₁ за счет проведения ГТМ в 2011 году дополнительно добыто 157,1 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.1. данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.

 

Таблица 3.2.12. Эффективность ГТМ в 2011 году

Показатели	Ввод из бурения	Оптимизация	ПМД	ГРП	Дополн. перфорация	Всего
Количество скважин, шт.	6	17	3	11	4	41
Прирост дебита нефти, т/сут	160,5	18,3	48,3	58,3	9,1	294,5
Прирост дебита жидкости, т/сут	219,7	67,3	157,8	79,9	51,6	576,3
Доп. добыча, т.т.	44,3	31,3	19,7	60,7	1,1	157,1

 

Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 66,8% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что практически более трети, от числящихся на объекте скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти. Распределение добывающего фонда скважин (вместе с совместными) на 1.08.2011 г. по накопленной добыче нефти и жидкости приведено на рисунках 3.2.12 и 3.2.13. (здесь исключены 6 скважин, по которым добыча не велась).

Из рисунка 3.2.1.16 видно, что более 100 тыс. т накопленной добычи отмечается в 35 скважинах (28,7% фонда). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила немногим более трети от накопленной добычи по объекту и находится на уровне 4 957,2 тыс. т или 141.6 тыс. т на скважину.

Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 50 до 100 тыс. т - 31 скважина (25,4% фонда) с накопленной добычей 2 408,1 тыс. т или 77,7 тыс. т на скважину; от 10 до 50 тыс. т - 36 скважин (29,5%) с накопленной добычей 908,8 тыс. т или 25,2 тыс. т на одну скважину и последняя группа скважин с накопленной добычей менее 10 тыс. т включает в себя 20 скважин (16,4%) по которым накопленная добыча составила всего 80,8 тыс. т или по 4,0 тыс. т на скважину.

Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах. Подавляющее большинство скважин, с накопленной добычей больше 100 тыс. т находится именно в этой зоне.

Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 60 скважин с добычей более 100 тыс. т отобрали почти половину всей жидкости, добытой на объекте - 10 718,4 тыс. т (45,7%) или по 178,6 тыс. т на скважину.

Объект ЮВ₁ разрабатывается с 1990 года. Запроектирована трехрядная блоковая система с приконтурным заводнением. В процессе разработки система воздействия развивалась поэтапно. Освоение началось с 1992 года вводом под закачку семи скважин, находящихся на линиях разрезаюших рядов на севере и в центре месторождения. За первые пять лет, в период 1992-1996 гг., было введено под закачку 28 скважин. Накопленная добыча нефти на эту дату составила 4979,6 тыс. т, добыча жидкости - 5210 тыс. т, закачка - 11392 тыс. м³. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1: 4,6. Средняя приемистость на скважину - 375 м³/сут.

В период 1997-2011 г. под закачку вводится еще 58 скважин, причем 23 скважины были пущены в работу за последние 7 месяцев текущего года. Накопленная добыча нефти на дату анализа составляет 15218,9 тыс. т, жидкости - 23453,6 тыс. т, закачка - 40952,7 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости 116,1%. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду - 1: 1,9, а по действующему - 1: 1,8.

Всего в истории разработки объекта ЮВ₁ в нагнетательном фонде насчитывалось 87 скважин, по которым производилась закачка рабочего агента, соотношение эксплуатационного фонда нагнетательных и добывающих скважин колебалось от 7,8 в начале формирования системы воздействия, до 1,9 на дату анализа, и в среднем составляет 4,5. Приемистость на одну скважину почти в 2 раза превышает проектную. По состоянию на 1.08.2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 63 единицы, в т.ч. действующий - 51. Динамика использования нагнетательного фонда представлена в таблице 3.2.14.

 

 

Таблица 3.2.14. Сравнение основных показателей системы воздействия

Показатели	Ед.изм.	Проект 2010 г	Факт 2010 г	Факт 2011 г
Действующий фонд нагнетательных скважин	скв.	86	47	51
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин	скв	91	57	63
Действующий фонд добывающих скважин	скв	342	108	94
Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин		1:3,9	1:2,3	1:1,8
Объем закачанной воды с начала разработки	тыс. м^3	37338	37506	40952,7
Компенсация текущая	%	127	130,4	134,1
накопленная	%	113,6	114,7	116,1
Приемистость	м^3/сут	188,4	346,9	367
Коэффициент использования нагнетательных скважин	д. ед.	0,95	0,82	0,81

 

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 эксплуатационном фонде 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
	ЭЦ