Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности

Бурение скважин на Сармановской площади началось в 1954 году. Вначале бурились единичные скважины, резко увеличивался эксплуатационный фонд в 70-е годы, когда ежегодно вводилось по 70 – 80 скважин. В 1980 году разбуривание площади основной сеткой скважин было завершено, затем началось бурение дополнительных скважин, которые бурились в рядах между добывающими скважинами и в полосах между добывающими и нагнетательными скважинами.

Характеристика пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2006 года приведена в таблице 4.4. Весь пробуренный фонд состоит из 1055 скважин. Проектный фонд на площади составляет 1305 скважин (749 добывающих, 276 нагнетательных, 46 оценочных, 2 разведочных, 32 резервных и 200 дублеров), т. е. пробурено 81 % скважин от проектного фонда. Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду скважин составляет 24 га/скв, по добывающему – 32,9 га/скв. Из общего числа пробуренных скважин 991 работают или работали на кыновский горизонт, 63 скважины – на пашийский горизонт.

С учетом скважин нагнетательного фонда, находящихся в эксплуатации на нефть, действующий фонд добывающих скважин составляет 449, из них большая часть (90,2 %) оборудованы ШГН, 43 скважины работает с ЭЦН. В бездействии находятся 52 скважины (10,3 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин). Основная причина выхода скважин в бездействие – низкие дебиты по нефти и высокая обводненность продукции.

Нагнетательный фонд состоит из 293 скважин, из них под закачкой воды находятся 268 скважин, в т. ч. 63 переведены под закачку из числа добывающих. Отношение числа действующих добывающих скважин к числу нагнетательных скважин, находящихся под закачкой, составляет 1,7. Бездействующих нагнетательных скважин – 18 (6,3 % от нагнетательного фонда). Большинство скважин простаивают по техническим причинам.

Характеристика работы скважин, выбывших из эксплуатации из-за обводнения и низких дебитов по нефти, приведена в таблице 4.5. По состоянию на 01.01.2006г. на площади из эксплуатации из-за высокой обводненности всего выбыло 220 скважин. Из этого количества наибольшее число скважин – 42,8 % выбыло в консервацию, в пьезометрический фонд – 21,8 %, переведено под

 

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

закачку – 19,5 %, ликвидировано – 11,4 %, возвращено на другие горизонты – 5 % скважин. Среднесуточный дебит на момент отключения по этим скважинам составлял 0,2 – 0,3 т, обводненность добываемой продукции – около 99 %. Средний срок службы скважин – 14,7 года, отбор нефти на одну скважину в среднем составляет 45,2 тыс.т, минимальный накопленный отбор – у скважин сверхосновного фонда.

Преждевременное отключение пласта из разработки, вследствие увеличения обводненности добываемой жидкости, приводит к увеличению потерь, ввиду того, что остаточная нефть не может быть отобрана из-за прекращения фильтрации на данном участке. Для более полного отбора нефти из пласта необходимо отключать его из разработки при возможно более высокой обводненности. Теоретически, при обводненности 100 % из пласта можно отобрать все подвижные запасы нефти, однако практически это невозможно, поскольку эксплуатация скважин при определенной обводненности становится нерентабельной, т. е. с экономической точки зрения существует предельная обводненность, при которой скважина должна выключаться из разработки.

Всего с начала разработки на площади ликвидированы или ожидают ликвидации 140 скважин (13,3 % от пробуренного фонда скважин), из них 88 добывающих и 52 нагнетательных. Основная часть скважин (92) ликвидированы, как выполнившие свое назначение: добывающие после эксплуатации в связи с достижением предельной обводненности, нагнетательные – из-за отсутствия дальнейшей необходимости закачки на данном участке. Большинство добывающих ликвидированных скважин расположены в первых добывающих рядах от нагнетательных. Технологические показатели работы этой группы скважин приведены в таблице 4.6. Как правило, дебит скважин по нефти в год отключения составляет менее 1 т/сут, а обводненность - более 95 %. Накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину в среднем составляет 52,6 тыс.т, жидкости – 89,3 тыс.т. Средний срок эксплуатации скважин – 17,3 лет. Водонефтяной фактор по этой группе скважин невысокий – всего 0,7, т. е. в районах расположения этих скважин возможны остаточные запасы нефти.

Двадцать пять скважин ликвидированы по техническим причинам: из- за негерметичности эксплуатационных колонн, оставленного на забое скважины металла и т.д.

По геологическим причинам, из-за отсутствия коллектора, на площади ликвидированы 26 скважин.

Скважин, переведенных после отработки продуктивных пластов горизонтов Д0, Д1 на верхние горизонты, на площади 54. По 37 из них велась добыча нефти. Сроки эксплуатации скважин до перевода различны: от 2 до 30 лет, в среднем – 15,3 года.

На площади 42 скважины переведены в разряд пьезометрических, по 41 из них велась добыча нефти. Средняя продолжительность работы этой группы скважин – 14,8 лет. Перевод скважин в пьезометрические производился, в основном, при обводненности более 90 % и дебите нефти менее 1 т/сут. Добыча нефти на одну скважину этой категории в среднем составила 28 тыс.т, жидкости – 70,5 тыс.т.

В конце 80-х годов на площади было начато бурение скважин-дублеров, которые бурились взамен непригодных по техническому состоянию нагнетательных скважин (в основном, это негерметичность эксплуатационных колонн, восстановление герметичности которых очень трудоемко, малоэффективно и требует значительных материальных затрат). Всего таких скважин пробурено 30, часть из них пробурена для создания поперечных линий нагнетания.

В действующем фонде находятся все пробуренные скважины. Накопленная закачка воды по ним составила 4,7 тыс. т (4 % от общей закачки по площади).

31,2 % скважин на площади работают с обводненностью 2 – 20 % и 26,5 % скважин имеют обводненность 90 % и выше. Основное количество обводненных скважин – на первом блоке.

По дебитам нефти действующий фонд распределился следующим образом: 34,3 % скважин работают с дебитом 0,5 – 2,0 т/сут, у 30 % скважин дебит составляет 2,5 – 5 т/сут, по 22 % скважин получен дебит 6,0 – 10,0 т/сут и 13,5 % скважин действующего фонда имеют дебит 15 – 50 т/сут.

 

 

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

2.2. Анализ выработки пластов

Состояние разработки пластов находится в тесной связи с литологической неоднородностью. Применяются различные системы заводнения, состояние выработки запасов зависит от эффективности охвата заводнением по толщине и по площади распространения продуктивных пластов. Поэтому, по результатам интерпретации всей геолого-промысловой информации был проведен детальный анализ развития процесса заводнения коллекторов с начала разработки площади. Результаты анализа обобщены в каталоге заводнения коллекторов и отображены на картах разработки.

В основе анализа заводнения коллекторов лежит динамика изменения обводненности продукции скважин, которая интерпретируется в зависимости от путей поступления флюида, а также от начальной и текущей насыщенности дренируемых пластов. В результате по каждой скважине, работающей с водой, устанавливается причина ее появления и в случае заводнения пласта с помощью аналитических методов, о возможности применения которых было доказано на материалах Миннибаевской площади и подтверждено на Южно-Ромашкенской и Абдрахмановской площадях, рассчитывался коэффициент охвата по толщине. Геофизические методы при благоприятных условиях проведения исследований непосредственно фиксируют границу заводнения части коллектора. Это позволяет с гораздо меньшими ошибками оценить охват заводнением по толщине. Именно сопоставление этих результатов и результатов, полученных аналитическим методом, позволило в конечном итоге сделать вывод о возможности использования последних. Вся информация по охвату заводнением по толщине в полной мере использовалась при построение карты остаточных удельных запасов нефти горизонта Д1. Основные отборы по площади ведутся в районах высокого сосредоточения запасов первой категории, испытывающих влияние закачки: по пластам нижней пачки гд, на северо-востоке пласта а, т.е. участках площадного распространения коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, а также по высокопродуктивным полосообразным зонам слияния коллекторов б2, бЗ, в. В этих районах отмечается интенсивное продвижение фронта закачиваемой воды.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

С начала разработки производительная закачка воды в пласты горизонта Д1 составила 850,423 млн.м³ или 103,6% к отбору жидкости в пластовых условиях.

Не по всем пластам горизонта Д1 отбор жидкости в достаточной мере компенсирован закачкой. Близко к оптимальному соотношение закачки к отбору по пластам: а -106,1%; б2 -106,0%; б3 -110,3%; г2 -110,9%; г3д -106,5%, в то время как отборы жидкости по пластам б1, в, г1 обеспечены закачкой соответственно на 96,6%; 98,9%; 81,7%.

С 1972 г. началось снижение годовых темпов отбора нефти от НИЗ по горизонту Д1 в связи с падением добычи по пластам нижней пачки «гд». А с 1976 г. отмечается снижение добычи и по пластам верхней пачки. Это связано с быстро прогрессирующим обводнением и естественным истощением активно вырабатывающихся запасов в зонах интенсивных отборов.

В целом по горизонту Д1 по состоянию на 1.01.02 г. активной разработкой охвачено 292,863 млн. т. или 97,2% от НИЗ при текущем коэффициенте нефтеизвлечения (КИН) 51,6%. Состояние выработки и структура запасов по группам коллекторов горизонта Д1 по данным работы приведены в таблице 3.

На верхней пачке наиболее выработаны пласты а и б2 (более 0,50 и 0,49 соответственно), наименее – б1 и б3 (0,42 и 0,44),причем последний содержит 10,4% балансовых запасов. Сравнительный анализ карт накопленных ВНФ по верхней пачке и карты проницаемостной неоднородности показывает, что максимальные ВНФ совпадают с участками максимальной неоднородности, что указывает на прорывы закачиваемой воды по наиболее высокопроницаемым пропласткам.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Таблица 2.1.

Состояние выработки и структура запасов горизонта Д1.

Пласт, коллек-тор	Геологические запасы, % от Д1	Начальные Извлекаемые Запасы, % от Д1	Накоплен-ный отбор, % от Д1	Текущий КИН, доли ед.	Текущие Извлекаемые Запасы, % от Д1
а	11,3		11,1	0,501	10,5
Б1	5,2	4,5	4,3	0,426	6,1
Б2	7,3	7,3	7,1	0,493	9,2
Б3	10,4	9,3	8,9	0,436	12,9
в	9,3	8,8	8,5	0,47	10,9
Г1	14,6	15,3	15,5	0,541	13,8
Г2	18,6	20,3		0,576	14,3
г3д	23,3	23,5	23,6	0,517	22,3
Д1				0,51
Кат. 1	87,5	92,9	94,2	0,55	80,3
Кат. 2	7,7	4,4	3,6	0,236	11,3
Кат. 3	4,8	2,7	2,2	0,232	7,9

 

Или 97,2% от НИЗ - это высокопродуктивные пласты относящееся к первой категории. Не вырабатываются запасы, рассеянные по многочисленным небольшим участкам и Сравнение доли запасов в коллекторах 1 группы (высокопродуктивные неглинистые) на верхней и нижней пачках показывает, что их доля в запасах нижней пачки остается более высокой (табл.4). Так, 50,5% остаточных запасов нефти содержится в нижней пачке, и них доля коллекторов 1 группы составляет 90,4% с учетом ВНЗ и 45,3% на ЧНЗ. Всего 80,6% от остаточных извлекаемых запасов горизонта Д1 сосредоточены в высокопродуктивных коллекторах. Что касается коллекторов 2 и 3 групп (высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные), то, согласно. В последние десять лет наблюдается опережение темпа выработки запасов верхней пачки по сравнению с нижней. Это связано с бурением дополнительных скважин на верхнюю пачку, раздельной закачкой воды по пластам отключение высоко обводненных высокопродуктивных пластов в последние годы.

По состоянию на 1.01.02 г. не вырабатываются 8,290 млн.т. запасов, рассеянных по многочисленным небольшим участкам и приуроченных к пластам небольшой толщины (редко 2 м) с ухудшенными коллекторскими свойствами. Так, из оставшихся не вовлечёнными в активную разработку 8,290 млн.т. запасов. В коллекторах 1 категории сосредоточены 1,432 млн.т. или 17,3% от не вырабатывающихся запасов, которые разбросаны по периферийным и тупиковым зонам песчаных полей и полос; 4,050 млн.т. или 48,9% сосредоточены в коллекторах не испытывающих влияния закачки, и 2,808 млн.т. или 33,8% в коллекторах 2 категории.

Горизонт Д1 находится на последней стадии разработки, которая характеризуется выработкой основных НИЗ. На 1.01.02 г. активной разработкой охвачено 292,863 млн. т. приуроченных к пластам небольшой толщины (редко 2м) с ухудшенными коллекторскими свойствами (82,7% - 6,858 млн.т.) и в коллекторах первой категории разбросанных по периферийным и тупиковым зонам песчаных полей и полос (17,3% - 1,432 млн.т.).

Основными задачами для успешной дальнейшей разработки горизонта Д1 являются: упорядочение и отбор жидкости по отдельным пластам, вести работы по сокращению непроизводительной закачки с одновременной оптимальной компенсацией отборов жидкости по конкретным участкам и линзам.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата