Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

 

 

 

 

2.2.2 Технико-эксплуатационная  характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении числится 17 скважин. В добывающем фонде числится 16, в  т.ч.: 14 действующих добывающих, одна в бездействии, одна в консервации, в фонде специальных одна (скв. 8 поглощающая). Текущее состояние  фонда скважин представлено в  таблице 18.

Таблица 18

Характеристика фонда  скважин на 01.01.2011 г.

 

Якшур-Бодьинское месторождение  разбурено в соответствии с технологической  схемой разработки. На дату выполнения работы проектный фонд скважин реализован полностью. Сведения о реализации проектного действующего фонда скважин представлены в таблице 19.

Таблица 19

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2011 г.

2.2.3. Анализ состояния  фонда скважин

К малодебитному фонду  относится пять скважин с дебитом  нефти до 5 т/сут. Обводненность до 50 % зафиксирована в пяти скважинах, от 50 до 90 % зафиксирована семи скважинах и в двух скважинах обводнённость более 90 %. Текущая обводнённость добываемой продукции составляет 72,0 %.

В 2010 г. добыча нефти превышает проектные уровни на 39,0 % или на 16,6 тыс.т (проект 42,5, факт 59,1 тыс.т). Фактическая обводненность продукции ниже проектной (в абсолютных единицах) на 10,8 % (проект 80,8, факт 72,0 %), объем добычи жидкости ниже запланированного на 4,9 % или на 10,8 тыс.т (проект 222,0, факт 211,2 тыс.т). Фактический фонд добывающих скважин соответствует проектному.

На месторождении выделен только турнейский объект, разрабатываемый  на естественном упруго-водонапорном режиме , поэтому не целесообразно говорить о переводе скважин на другие обьекты и о возможности совместно-раздельной эксплуатации и закачки агента вытеснения.

2.2.4 Анализ примененных  на данном месторождении технических  решений для увеличения нефтеотдачи  пластов, интенсификация добычи  нефти.

За период с 1985 г. по 01.01.2011 г. на месторождении проведено 164 эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение производительности добывающих скважин, в том числе:

– дострел + оптимизация  глубинно-насосного оборудования –  пять мероприятий, дополнительная добыча нефти по которым составила 273,995 тыс.т;

– оптимизация работы насосного  оборудования скважин (ревизия глубинно-насосного  оборудования (ГНО), увеличение (уменьшение) диаметра штанговых глубинных насосов  – УвДШГН (УмДШГН), уменьшение подвески насоса – УмПН, увеличение подвески насоса – УвПН, перевод на фонтанный  способ эксплуатации, перевод с фонтанного способа эксплуатации на ШГН, смена  насоса) – 121 мероприятий, дополнительная добыча нефти по которым составила 135,607 тыс.т;

– перестрел, дострел и  гидромеханическая щелевая перфорация – 11 мероприятий, дополнительная добыча нефти составила 10,691 тыс.т;

– физико-химические методы (ОПЗ Дескалер СН, ОПЗ растворителем  Аксис-КС, солянокислотная обработка (СКО), глинокислотная обработка (ГКО), импульсное воздействие на ПЗП с  использованием порохового генератора давления (ПГДБК)) – шесть мероприятий, дополнительная добыча нефти за счет проведенных ГТМ составила 8,895 тыс.т;

– ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 20 мероприятий, дополнительная добыча нефти – 22,295 тыс.т;

– ввод бокового ствола – одно мероприятие, дополнительная добыча нефти – 0,1 тыс.т.

В целом, по всем мероприятиям дополнительная добыча нефти составила  
451,622 тыс.т. Эффект от одного проведенного мероприятия в среднем составляет  
2,754 тыс.т дополнительной добычи нефти.

На рисунке 19 представлено распределение геолого-технических мероприятий по видам, проведенных на скважинах турнейского объекта.

Прирост дебита нефти по эффективным мероприятиям в среднем  составил:

– дострел + оптимизация  глубинно-насосного оборудования – 10,9 т/сут;

– оптимизация глубинно-насосного  оборудования – 4,8 т/сут;

– дострел, перестрел, гидромеханическая  щелевая перфорация – 5,6 т/сут;

– физико-химические методы – 7,2 т/сут;

– ремонтно-изоляционные работы – 3,6 т/сут;

– ввод бокового ствола – 13,8 т/сут.

Рисунок 19 − Распределение ГТМ по видам и эффективность этих мероприятий  
по турнейскому объекту

 

Данные, систематизированные  в этом разделе, свидетельствуют  о том, что в результате проведенных  геолого-технических мероприятий  дополнительная добыча нефти составила  более 400 тыс.т.

На рисунке 20 показана дополнительная добыча нефти за счет проведенных ГТМ в сравнении с фактической добычей по годам. Наибольшая дополнительная добыча 48,13 тыс.т нефти в 1997 г., что составило 51,5 % от годовой добычи.

Рисунок 20 – Распределение дополнительно добытой нефти за счет проведенных ГТМ по турнейскому объекту.

 

2.2.5 Анализ выработки  запасов нефти

Утвержденные запасы нефти  и КИН по месторождению приведены  в таблице 20.

Выработка запасов нефти  определялась прямым методом – отношением накопленной добычи нефти к начальным  извлекаемым запасам. Накопленная добыча нефти в целом по месторождению на 01.01.2011 г. составила 1799,2 тыс.т.

Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,524, что составляет – 93,3 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) (промышленных категорий).

Таблица 20 

Утвержденные запасы нефти (геологические/извлекаемые) и КИН

Утвержденные КИН, отборы от НИЗ и текущие КИН – по объектам разработки и месторождению  в целом (промышленные категории) приведены  на рисунке 21.

Следует отметить, что продуктивные пласты разрабатываются совместно. Из-за отсутствия раздельного учета  нефти по пластам, объективно оценить  степень выработки запасов по пластам продуктивного разреза  практически не возможно.

Анализ работы фонда добывающих скважин показал, что все продуктивные пласты охвачены перфорацией и выработкой запасов.

Рисунок 21 – Показатели выработки запасов нефти по месторождению в целом

 

За время эксплуатации раздельная эксплуатация осуществлялась по пластам Сt-I и Сt-III, пласт Сt-II раздельно не эксплуатировался.

В ходе эксплуатации проводились  дострелы и перестрелы, как вышележащих, так и нижележащих пластов.

Раздельная добыча составила  по пластам Сt-I – 737,3 тыс.т, Сt-III – 151,0 тыс.т.

Остальная добыча нефти – 910,9 тыс.т. связана со скважинами, эксплуатирующими продуктивные пласты совместно (рисунок  22).

Рисунок 22 – Распределение накопленной и утвержденной добычи  
нефти по пластам

 

Рисунок 23– Текущее распределение нефтенасыщенности турнейского объекта

 

2.2.6 Анализ эффективности  реализуемой системы разработки.

     На основе  предыдущих пунктов (См. 2.2.1-2.2.5) можно  сделать следующие основные выводы:

1) Месторождение открыто в результате глубокого поисково-разведочного бурения (скв. 397, скв. 775) в 1978 г., введено в промышленную разработку в 1985 г.

2) Выделен один объект разработки – турнейский.

3)Разработка объекта осуществляется на естественном упруговодонапорном режиме.

4) Реализованная схема размещения скважин, равномерная треугольная с расстоянием между скважинами 300 м., является оптимальной для геолого-физических условий месторождения, поскольку она обеспечивает высокоэффективный процесс разработки при высоких темпах нефтедобычи и высоком КИН (0,562 д.ед.).

5) Эксплуатация объектов ведется механизированным способом с применением глубинных штанговых насосов, три скважины эксплуатируются ЭЦН.

6) Сопоставление проектных и фактических показателей показало, что в целом по месторождению наблюдается выполнение проектных показателей разработки.

7) Рекомендации предшествующих технологических документов в части бурения боковых стволов, исследований скважин методом потокометрии не выполняются.

8) Геолого-технические мероприятия (перфорация и реперфорация, ремонтно-изоляционные работы и др.) выполняются.

9) Промыслово-геофизических исследований выполняются не в полном объеме.

10) Проектный фонд реализован полностью.

11) Отбор от НИЗ превысил утвержденную величину, так при утвержденных извлекаемых запасах нефти в 1929 тыс.т, текущий отбор составил 1799,2 тыс.т, или 93,3 % от НИЗ (распределенный фонд), текущий КИН – 0,524 (утвержденный – 0,562).

12) Средневзвешенное пластовое давление в залежи на уровне 16,6 МПа, что близко к начальному.

13) Динамика отборов нефти и параметры эксплуатации скважин свидетельствуют об удовлетворительном состоянии разработки месторождения в целом.

 

2.3. Выбор и обоснование  проектируемого технического решения.

  На текущий момент  на месторождении планируется  пробурить с 2012-2017 года 6 боковых  стволов и одну добывающую  скважину в северо-западной части  месторождения. При перфорации  скважин планируется использовать  кумулятивный перфоратор.

Известно что процессы вскрытия продуктивного пласта бурением и все стадии строительства, освоения и эксплуатации нефтяных скважин сопровождаются снижением фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов в околоскважинной зоне, связанных с образованием на поверхности стенки скважины глинистой корки, зоны кольматации ПЗП твердой фазой промывочной жидкости, выпадением и отложением АСПО составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды. Поэтому приоритетной является задача восстановления, повышения и поддержания на стабильном уровне нефтеотдачи пластов-коллекторов скважин, в том числе старого фонда.

       Проблема в основном заключается в малой площади и глубине перфорационного канала, что негативно сказывается на фильтрации флюида. Существующие методы не обеспечивают образования глубокого постоянного канала фильтрации, вследствие этого затруднено проведение обработок (время проведения ОПЗ одного интервала доходит до 13 часов в динамическом режиме). 

        В настоящее время существуют различные способы перфорации: пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная, сверлящая, щелевая и др. Основная масса работ по вскрытию продуктивного пласта выполняется прострелочно-взрывным способом с использованием кумулятивных перфораторов. Обеспечивая достаточно большую длину перфорационных каналов, простреливание влечет за собой усиление негативного воздействия на обсадную колонну и прочность цементного камня. Кроме того, кумулятивные перфораторы пробивают эксплуатационную колонну точечно, поэтому вскрываются не все флюидопроводящие каналы продуктивного пласта. Гидропескоструйная перфорация характеризуется более щадящим воздействием на обсадную колонну и цементное кольцо, но при этом обеспечивается недостаточная глубина перфорационных каналов, и, как следствие, малая площадь фильтрации. Предлагаемый способ перфорации обсадной колонны должен обеспечивать создание перфорационных каналов, позволяющих без осложнений длительное время и с полной отдачей эксплуатировать продуктивный пласт.

Целью применения перфоратора является:

• Производство щадящей (без деформации) перфорации эксплуатационной колонны;
• Разбуривание заколонного цементного кольца (без его неуправляемого разрушения);
• Проведение ОПЗ (обработки призабойной зоны) жидкостью вскрытия, в том числе химико-кислотная обработка, под давлением через гидромониторные насадки, с проникающей способностью в пласт от 0.5 до 2 м в зависимости от геологического строения продуктивного пласта;
• Создание обширной зоны фильтрации флюида в ствол скважины;
• Приобщение в разработку незадействованных зон продуктивного пласта с последующим образованием долгосрочного притока флюида к скважине.
• Возможность вскрытия боковых стволов и горизонтальных скважин.
• При использовании метода перед ГРП, создается надежная гидродинамическая связь скважины с пластом.

 

        Так как предлагаемая технология позволит создавать намывные каверны до 2 метров длинны, по сравнению с другими методами перфорации, то, естественно, увеличивается и площадь поверхности зоны фильтрации, что приведет к повышению среднесуточного дебита. Это позволит эксплуатировать скважины в «щадящем» режиме при более высоком коэффициенте их продуктивности.. Вследствие этого сократятся затраты времени и материалов на вызов притока нефти из пласта, ремонт скважин и будет получен доход от дополнительно добытой нефти.

        По существующей технологии завершения бурения основного ствола в продуктивном пласте при промывке буровым раствором и цементировании технической или эксплуатационной колонны на пласт действует избыточное давление от 3 до 12 МПа, вызывающее загрязнение ПЗП на глубину 0,01…0,03 м твердой фазой и 0,5…2 м фильтратами бурового и цементного растворов. Вследствие этого заметно ухудшаются коллекторские свойства ПЗП. В зоне проникновения твердой фазы проницаемость породы снижается в 6…10 раз, в зоне проникновения фильтратов растворов в 1,2…1,4 раза. При применении кумулятивной перфорации происходит существенное уплотнение в перфорационных каналах продуктивной породы, что снижает проницаемость их стенок в 1,5…2 раза и, как следствие, эффективную площадь поверхности зоны фильтрации.

Факторы применимости перфоратора:

• Проведение перфорации эксплуатационных колонн диаметром 102, 114, 140, 146, 168, 178 мм.
• Скважины после ремонтно - изоляционных работ.
• Скважины из бурения. 
• Скважины с неудовлетворительным качеством цементного кольца.
• Скважины с близкорасположенными водоносными горизонтами и близкорасположенными