Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

3 Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Повховского месторождения

Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ11 (3,3%) и БВ7. Реализация   проектных решений ведется только на объекты БВ8-10 и ЮВ1.

Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ8-10, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ1 – площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Повховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6).  Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки (протокол №430 от 25.02.76 г.).

Технологическая схема утверждена со следующими основными показателями:

     - выделение одного объекта разработки – БВ8;

     - максимальный уровень отбора нефти – 5 млн. т;

     - разбуривание залежи по равномерной сетке 600 x 600 м с площадным заводнением;

- количество скважин: эксплуатационных – 823, нагнетательных – 414.

     Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расширились границы замещения коллек­торов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим но­вые разведочные скважины показали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось местоположение около половины проектных скважин, т.е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.

И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвержденная протоколом ЦКР №613 от 18.05.1978 г., которой предусматривалось:

  - максимальный проектный уровень добычи нефти – 6,3 млн. т/год;

   - бурение скважин – 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 резервных;    

   - применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим переходом на избирательное заводнение). В 2008 году было выполнено Дополнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2009 года (протокол №4565 от 29.04.09 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями:

Таблица  6– Основные проектные и научно-исследовательские документы по Повховскому месторождению

1.      Максимальные уровни:

По месторождению в целом

*-допустимое отклонение фактических показателей разработки месторождения от проектных в соответствии с п.3.12 «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (приказ №61 МПР России 21.03.2007 г.).

2.      Выделение четырех эксплуатационных объектов БВ8, Ач, ЮВ1, ЮВ2, из них Ач - в качестве объекта ОПР.

3.      Системы разработки:

 Для основной залежи объекта БВ8 – блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением на разбуренной части площади, на новых участках – обращенная семиточечная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м.

 Для первой залежи Сардаковской площади - обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 600 м.

 Для второй залежи Сардаковской площади - комбинированное заводнение, сочетающее приконтурное заводнение с разрезающим рядом, размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

 Для третьей залежи Сардаковской площади - приконтурное заводнение с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

 Для второй залежи объекта ЮВ1 – обращенная семиточечная система разработки в разбуренной части с расстоянием между скважинами 400 м, формирование в восточной части залежи обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

  Для седьмой залежи объекта ЮВ1 – формирование комбинированной трехрядной системы разработки с чередующимися элементами из горизонтальных добывающих и наклонно-направленных скважин, с расстоянием между скважинами 500 м.

 Ввод в разработку остальных залежей объекта ЮВ1 самостоятельными скважинами или скважинами, выполнившими свое назначение на вышележащих объектах, при условии совпадения структурных планов.

 Разработка залежи ЮВ2 на естественном режиме путем углубления двух скважин с объекта ЮВ1.

 По объекту Ач проведение ОПР на второй залежи. Формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Уплотнение сетки скважин за счет перевода скважин, выполнивших свое назначение на седьмой залежи объекта ЮВ1.

4.      Общий фонд скважин – 4416, в том числе добывающих 3141, нагнетательных 1170, специальных - 105.

5.      Фонд скважин для бурения – 1071, в том числе  добывающих - 698, из них 21 – горизонтальная, нагнетательных – 363, специальных - 10. Бурение 275 боковых стволов.

6.      Достижение  КИН по месторождению по категории запасов С1-0,374, в т.ч. по объектам:

                      КИН                    Квыт.                 Кохв.

   БВ8            0,379                    0,540                  0,702

   ЮВ1          0,331                    0,424                  0,781

   ЮВ2             0,199                    0,434                  0,459

   Ач             0,227                    0,472                  0,481

7.                  Применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения: ГРП, бурение горизонтальных скважин, бурение боковых стволов, физико-химические методы, обработки призабойных зон, перфорационные методы, РИР, гидродинамические методы.

3.2 Состояние разработки Повховского месторождения и фонда скважин

  Уточненный проектный фонд скважин Повховского месторождения – 4416.   На дату составления проектного документа соотношение действующих добы­вающих и нагнетательных скважин на краевых участках, которые характеризуются расчлененностью и низкой песчанистостью  составляло от 3,7/1 до 4,7/1. Реализация проектных решений по выводу скважин из неработающих категорий за время, прошедшее после составления проектного документа, привела к усилению системы воздействия на рассматриваемых участках.  На 01.01.2011 г. соотношение добывающих и нагнетательных скважин по дейст­вующему фонду по всем краевым участкам составило от 2,1/1 до 2,5/1. Таким образом, система воздействия на краевых участках зале­жи, в основном, достаточно интенсивна. В центральной зоне залежи на дату составления проектного документа соот­ношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляло 3,8/1. На 01.01.2011 г. рассматриваемое соотношение составило 2,5/1. На участке уплотнения нижней сетки скважин на северном поднятии (схема БашНИПИнефть) соот­ношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составило на 1.01.2011 г. – 3,3/1 против 3,9/1 на дату составления проектного документа. На участке уплотнения нижней сетки скважин на южном поднятии (схема СибНИИНП) на 1 действую­щую нагнетательную скважину приходится в настоя­щее время 3,7  действующих добывающих скважин, то есть за время действия проекта разработки система воздействия стала интенсивнее более чем в два раза (в 1998 г. – 8,2/1). Дифференцированное воздействие на ниж­ние продуктивные тела комплекса БВ8-10 в зонах закач­ки предусматривалось организовать путем проведения РИР в нагнетательных скважинах. С учетом того, что проектные объемы РИР в нагнетательных скважинах не вы­полнены, нижние тела обеспечиваются закачкой как самостоятельным, так и совмест­ным фондом. В настоящее время закачка на них ведется 31 самостоятельной скважи­ной и 376 совместными скважинами.   В результате фактическое соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по нижним продуктивным телам комплекса составило в 2010 г. 2,4/1 (по проекту 2,1/1) и было достигнуто меньшим, чем было запроектировано общим количеством действующего нагнетательного фонда. Реализованное по верхним телам продуктивного комплекса со­отношение действующих добываю­щих и нагнетательных скважин с учетом совместных скважин соста­вило в 2010 г. 2,1/1, т.е. практически соответствует проекту 2,0/1. Увеличению интенсивности воздействия на объекте способствовало, преду­смотренное проектом, проведение мероприятий по выводу скважин из неработающих категорий . Отставание фактической интенсивности от проектной весь рассматриваемый пе­риод связано, в основном, с несоответствием проектным фактических величин дейст­вующего нагнетательного фонда (таблица7). Отставание фактического количества нагнетательных скважин от проектного вы­звано, как уже отмечалось, невыполнением проектных объемов РИР в нагнетательных скважинах и обеспечением нижних и верхних продуктивных тел комплекса БВ8-10 закач­кой из скважин, эксплуатирующихся преимущественно совместно на «низ» и «верх». По состоянию на 1.01.2011 г. на Повховском месторождении на балансе пред­приятия числится 3289 скважин. Из них 1831 добывающая скважина, 650 нагнетатель­ных скважин, в консервации и контрольно-пьезометрическом фонде  554 добывающих и нагнетательных скважин, 168 скважин ликвидировано и в ожидании ликвидации.

Таблица 7– Соотношение действующих добывающих и   нагнетательных скважин по пласту БВ8-10