Производственная практика по РНМ

Нагнетательный фонд на 1.01.2006г. составляет 821 скважина. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 795 скважин, в том числе175 скважин остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 26 скважин. В 2005 году пущено из бездействия 15 скважин.

В НГДУ «Елховнефть» на данный момент нет скважин, работающих на фонтанном режиме. Преимущественно скважины эксплуатируются ШСНУ.

Действующий фонд скважин с СКН на 1.01.05г. составил 1470 скважин, эксплуатационный – 1554 скважины.

Действующий фонд скважин с электропогружными установками на 1.01.05г. составил 98 скважин, эксплуатационный – 105 скважин.

Фонд пьезометрических скважин на 1.01.05г. составил 101 скважина

В НГДУ «Елховнефть» за 2005 год добыто 1492,6т.т. при нормах 1460т.т. план по добыче выполнен на 102,2%.

Из горизонтов Д0+Д1 на 1.01.06г. от начальных извлекаемых запасов отобрано по Ново-Елховской площади 88,6%, по Федотовской площади 72,2%, а по Ново-Елховскому месторождению 87,36%. Основной отбор нефти по месторождению идет из верхней пачки пластов «Б1, Б2+3» девона Ново-Елховской и Федотовской площадей и нижнего карбона.

В общем балансе нефти за 2005 год извлечено по Ново-Елховской площади 33,8%, по Федотовской площади – 11%, по верхним горизонтам 55,2%.

Из переходящих скважин НГДУ добыто 98% нефти, из новых скважин – 2,2%, введенных из неработающего фонда – 3,2%. Добыча нефти механизированным способом за 2005 год составила 100%. Доля добычи из скважин, оборудованных ЭЦН снизилась по-сравнению с прошлым годом с 16,5% до 13,3%, СКН возросла с 83,4 до 86,7%. По Ново-Елховскому месторождению дебит одной действующей скважины по сравнению с прошлым годом увеличился с 3.07т/с до 3.22т/с, на скважинах оборудованных СКН увеличился до 2.98%. Среднесуточный дебит по жидкости на одну действующую скважину, на одну скважину СКН, ЭЦН увеличился.

При расчетах запасов и ресурсов попутного газа применен ГОСТ 2939-63 при температуре 20%, давлении 700мм ртутного столба и пластовый газовый фактор 53.2м3/т.

По категории А+В+С по Ново-Елховскому месторождению за счет добытой в 2005 году нефти пластовые ресурсы составили 45 млн.м3. Добыто газа за 2005 год 38 млн.м3. С начала разработки добыто 8422млн.м3.

Обводненность добываемой жидкости по НГДУ увеличилась с 73.8% до 74%. По Ново-Елховской площади обводнение уменьшилось с 83.8% до 83.4%. Месторождение обводняется закачиваемой водой. Из общего количества добытой воды, вода от закачки составляет 63.6%, пластовая, контурная,  подошвенная и затрубная составляет 36.4%.

За 2005 год план закачки воды в продуктивные пласты выполнен на 98.6%.

Введено 30 новых нагнетательных скважин при плане 30, в т.ч. из пьезометрического фонда – 1, 13 скважин из действующего фонда, 4 скважины из консервации, 1 – из ликвидированного фонда и 11 скважин из бездействия прошлого года.

В течении 2005 года проводилась значительная работа по восстановлению и увеличению приемистости скважин. Среднесуточная закачка по НГДУ на одну скважину составила 47м3/сут., по сравнению с 2004г. – 48м3/сут.

Первая технологическая схема разработки горизонтов была составлена ТатНИПИнефтью в 1959г. Для Ново-Елховской площади по данным бурения 64 скважин, из которых 24 были в опытной эксплуатации. Основные принципы разработки сводились к следующему: внутриконтурное разрезание в сочетании с законтурным, эксплуатация всех пластов объекта общим фильтром как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, применение механизированного отбора.

Нагнетательные ряды скважин размещали параллельно контурам нефтеносности, т.е. меридионально. Первый ряд добывающих скважин располагался на расстоянии 1500м от нагнетательного. Выделялась пятирядная эксплуатационная полоса с размещением скважин по треугольной сетке 500*700м. Центральный внутриконтурный нагнетательный ряд размещался на расстоянии 1200м от первых добывающих рядов с востока и запада. С запада размещался приконтурный нагнетательный ряд.

В 1962г. Была составлена технологическая схема разработки всего месторождения, в которой сохранился прежний подход к разработке. Первые же годы разработки месторождения показали существенные недостатки принятой системы, обусловленные сложившимися к моменту проектирования неверными представлениями о характере распространения коллекторов. Пласты объекта оказались в значительной степени прерывисты. Законтурное заводнение оказалось неэффективным из-за значительных утечек воды в законтурную область.

С 1965г. Стало применяться очаговое заводнение, которое позволило в краткие сроки в результате целенаправленной закачки воды прекратить снижение пластового давления и начать его восстановление, а главное, получить существенный прирост добычи – до 25% в сравнении с предшествующим периодом. В этом же году пересчитаны запасы нефти по итогам бурения 670 скважин, и в 1965г. ТатНИПИнефтью составлена уточненная схема разработки всего месторождения, в которой система заводнения принципиально изменена. Не эффективным оказалось объединение пластов Д0 и Д1, при котором не было возможности регулировать процесс вытеснения нефти водой.

В 1978г. в проекте разработки месторождения, составленном ТатНИПИнефтью, основные рекомендации были следующие: развитие избирательной системы заводнения путем разукрупнения объекта, применение повышенного давления нагнетания воды – для слабопроницаемых коллекторов до 25МПа, применение циклической закачки воды, закачка ПАВ, реконструкция системы ППД для возможности дифференциации давления, циклирования закачки.

В 1987г. на основе пересчитанных в 1985г. запасов нефти были уточнены показатели разработки месторождения и получили развитие основные положения проекта 1978г.: дальнейшее разукрупнение объекта путем организации индивидуального воздействия на пласты, вплоть до бурения специальных нагнетательных скважин, применение циклического заводнения с переменной направления потоков; добуривание скважин в приконтурных зонах по принципу от известного к неизвестному, а также бурение дополнительных скважин для создания более равномерной сетки для вовлечения в разработку отдельных линз коллекторов, участков на линиях стягивания и в тупиковых зонах. Причем, при размещении нагнетательных скважин и совмещении в них пластов образовались ряды не менее чем из 3-4 скважин для повышения эффекта от смены направления потоков. Получилась сложная схема заводнения, которую можно назвать паутинной, но с четкими блоками самостоятельной разработки отдельных пластов. Все рекомендации по совершенствованию системы заводнения были выполнены на новой методической основе-карте остаточных балансовых запасов по объекту в целом, что было сделано в нефтедобывающей отрасли.

Основной результат анализа разработки – вывод о завершении разбуривания основного фонда скважин на месторождении, об использовании резервного фонда для ввода в разработку и интенсификации выработки отдельных линз коллекторов. Основной метод доизвлечения нефти – гидродинамическое путем циклической закачки с обязательной сменой направлений потоков фильтрации с учетом структуры остаточных запасов по каждому пласту.

Сравнивая фактические и проектные показатели разработки, можно отметить следующее.

До 1967 года годовые отборы нефти были существенно ниже проектных, несмотря на то,  что число действующих добывающих и нагнетательных скважин было в 2-3 раза выше предусмотренных. Это был период линейного заводнения, которое оказалось явно неэффективным.

Начиная с 1967 года годовые уровни отбора нефти достигли проектных и даже превысили их. Лишь в 1981-1983гг. отбор нефти был меньше проектного из-за резкого снижения объемов закачки воды.

Высокие уровни добычи нефти были достигнуты возможностью выбора скважин под закачку воды (как следствие – лучший охват пластов воздействием), увеличением действующего фонда добывающих скважин. Достигнутые уровни отбора нефти поддерживались до 1991г., когда было добыто около 82% НИЗ (основные песчаные пласты были практически выработаны). Остаточные запасы распределены в пластах небольшой толщины, представленных зачастую алевролитами и глинистыми песчаниками, слабо подверженных воздействию закачки воды. В 1991 году стало очевидным, что обустройство системы заводнения не обеспечивает дифференциацию давления по пластам и, главное, не позволяет целенаправленно осуществлять по ним циклическое воздействие со сменой направлений фильтрационных потоков. Такая реконструкция системы ППД была предложена в анализе разработки 1992г.

Состояние разработки месторождения следует считать хорошим. Реализованная система заводнения достаточно эффективна. Хотя и несколько отличается по площадям.

Ново-Елховское месторождение находится на четвертой (последней) стадии разработки. Поскольку на данной стадии разработки значительная часть фонда скважин с высокими отборам нефти обводнена, отмечается прямая взаимосвязь между текущими коэффициентами нефтеизвлечения и текущей обводненностью.

В то же время по объекту наблюдается наличие зон с повышенными остаточными запасами, принадлежащими к слабопроницаемым, часто не перфорированным пропласткам, а также не вовлеченными в активную разработку по причине недостаточности охвата пласта вытеснением, как по разрезу, так и по площади. Вовлечение этих зон в активную разработку позволит повысить степень их выработки.

Главной задачей лаборатории разработки нефтяных месторождений является координирование работы геолого-технологических служб ЦДНГ и ЦППД в вопросах разработки Ново-Елховского месторождения, обеспечивающих управление процессом разработки и направленных на достижения высокой выработки запасов нефти, их продуктивных платов при соблюдении охраны недр, контроль за внедрением гидродинамических методов, интенсификации нефтеизвлечения и других методов, направленных на процесс оптимизации системы разработки.

В течение года группой интерпретаторов был выполнен план по обработке замеров на ПЭВМ.

На основании результатов гидродинамических и геофизических исследований лабораторией разработки нефтяных месторождений проводился контроль за состоянием разработки с выдачей рекомендаций по оптимизации объемов закачки воды и добычи жидкости.

При анализе работы залежей №91, 101,102 было выявлено, что на залежи №91 уменьшение объемов закачки до 2003 года привели к падению пластового давления на 4-6 атм. и лишь активное разбуривание северной части залежи позволило поднять давление до 77 атм., что является недостаточным для полноценной выработки запасов. Для роста пластового давления до 85-90 атм. необходимо поддерживать обеспеченность 170-180% (в настоящее время 139%). Рост пластового давления на залежи №101 был достигнут с введением новых очагов заводнения и увеличением обеспеченности до 200%.

Ввиду того, что система разработки карбонатов залежи турнейского яруса заводнением малоэффективна, были разработаны мероприятия, в основном направленные на совершенствование системы заводнения по залежи №51.

По Ново-Елховскому месторождению есть участки с высокими пластовыми давлениями, по которым составлены мероприятия по ограничению закачки по девону и карбону с последующим контролем за выполнением и эффективностью составленных мероприятий.

Разработку алевролитового участка блока №11 усилили вводом нового КНС-7. Был прослежен эффект по изменению пластового давления. На 01.06.05 наблюдается повышение давления со 104 атм. до 107 атм., на 01.01.06 до 119 атм.

Совместно с геологической службой и цехом добычи были разработаны мероприятия по организации циклической закачки по Федотовской площади с целью экономии воды.

По трем направлениям на скважинах ЦДНГ-1 было выполнено гидропрослушивание. По результатам составлен отчет и предоставлены выводы гидродинамической связи между скважинами.

Ежемесячно осуществляется контроль за работой горизонтальных скважин и новых скважин, пущенных из бурения и после КРС. Составлялись отчеты по гидродинамическим исследованиям с предоставлением в отдел разработки.

1.4. Технологические и технико-экономические

показатели разработки

Первая технологическая схема разработки первоочередных 30 залежей нефти нижнего карбона была составлена в 1975г., в которой были определены основные принципы разработки. В схеме была обоснована целесообразность бурения на нижний карбон самостоятельной квадратной сетки. Проектный фонд скважин размещался по основной сетке 500*500м. На высокопродуктивных участках предусматривалось уплотнение сетки скважин до 350*350м. На малопродуктивных и малоисследованных участках скважины размещались по сетке 700*700м. Зоны залежей верхнетурнейского подъяруса с толщиной пласта менее 5м не предусматривались к бурению. В местах совмещения залежей в плане пласты должны были вскрываться единой сеткой скважин с одновременно раздельным или совместным отбором. Нагнетательные скважины были размещены отдельно для бобриковского горизонта и турнейского подъяруса. Добычу нефти рекомендовалось вести механизированным способом со снижением давления на забоях добывающих скважин до 2,0-3.0 МПа.

Поддержание пластового давления путем закачки воды в законтурные и внутриконтурные нагнетательные скважины. Давление на устье нагнетательных скважин предусмотрено 8,0 МПа для законтурного и 10,0-2,0 МПа для внутриконтурного заводнения.

Для увеличения нефтеотдачи рекомендовалась закачка оторочки кислоты, закачка сточной воды, циклическая закачка в сочетании со сменой направления потоков. Ввод залежей в разработку планировалось начать с 1978г. при этом основной фонд разбуривать с темпом по 50 скважин ежегодно. По окончанию разбуривания основного фонда предусмотреть бурение резервного фонда по 20 скважин в год. Эта технологическая схема разработки была утверждена в бюро ЦКР МНП СССР.

В 1978г. был составлен проект разработки залежей нефти нижнего карбона в соответствии с требованиями регламента РД39-3-25-77, в котором, в основном, были использованы принципы, расположенные в предыдущей технологической схеме. С учетом новой динамики разбуривания были уточнены основные технико-экономические показатели разработки. Проект был утвержден Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений СССР.