Файл: Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.05.2024
Просмотров: 101
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут, в том числе 8 скважин (2 % действующего нагнетательного фонда) осуществляют закачку с приемистостью более 300 м3/сут. Также значительная часть нагнетательных скважин работает с приемистостью ниже 100 м3/сут и составляет 161 скважину (43 % действующего фонда), включая 40 скважин с приемистостью ниже 50 м3/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2013 год составила около 120 м3/сут.
Рисунок 2.9 – Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 1.01.2014 г.
За все время эксплуатации в добыче участвовали 1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0 тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют более 130 тыс. т.
За всю историю разработки объекта закачка воды осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0 тыс. м3.
Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11.
Большая часть скважин объекта (1103 ед. – 81 % от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278 скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2 млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть этих скважин (174 ед. – 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более 50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения коллекторов преимущественно массивного типа (МТ).
Рисунок 2.10 – Распределение скважин по накопленной добыче нефти
Более половины всех участвовавших в нагнетании скважин (235 ед. – 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м3 на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее 50 тыс. м3 на скважину.
С накопленной закачкой на скважину в диапазоне от 50 до 100 тыс. м3 эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 % от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 % накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м3 на скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту. Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м3 воды характеризуется скважина 7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ13.
Рисунок 2.11 – Распределение скважин по накопленной закачке воды
Бурение новых скважин
За период 2010 – 2013 гг. в эксплуатацию на объект АВ11-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта - АВ11-2+АВ13. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12.
Таблица 2.5 – Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения
Рисунок 2.12 – Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.
На дату анализа из 53 пробуренных на объект добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ1. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам – 31,7 т/сут, обводненность – 54,7 %.
Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ11-2+АВ13, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин.
Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м3. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.
Удельная годовая добыча нефти на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола).
Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной части на юго-востоке.
Всего за счет бурения новых скважин в 2010 – 2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.
Основными причинами высокой начальной обводненности являются:
- недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды,
- проникновение трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП.
Из 53 пробуренных скважин 45 имеют горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован мультистадийный ГРП.
Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 – с МГРП), 17 ед. – в 2012 г. (в т.ч. 11 – с МГРП), 7 ед. – в 2010 г.
Таблица 2.6 – Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин
Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7 пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры, остальные 2 – в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора
, остальные – в зоне коллекторов массивной текстуры.
Таблица 2.7 – Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин
Преимущество в показателях наклонно-направленных скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 – 2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13).
Рисунок 2.13 – Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.
Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в неразбуренной зоне в юго-восточной части залежи, в зоне преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП
Рисунок 2.9 – Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 1.01.2014 г.
За все время эксплуатации в добыче участвовали 1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0 тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют более 130 тыс. т.
За всю историю разработки объекта закачка воды осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0 тыс. м3.
Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11.
Большая часть скважин объекта (1103 ед. – 81 % от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278 скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2 млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть этих скважин (174 ед. – 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более 50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения коллекторов преимущественно массивного типа (МТ).
Рисунок 2.10 – Распределение скважин по накопленной добыче нефти
Более половины всех участвовавших в нагнетании скважин (235 ед. – 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м3 на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее 50 тыс. м3 на скважину.
С накопленной закачкой на скважину в диапазоне от 50 до 100 тыс. м3 эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 % от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 % накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м3 на скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту. Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м3 воды характеризуется скважина 7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ13.
Рисунок 2.11 – Распределение скважин по накопленной закачке воды
Бурение новых скважин
За период 2010 – 2013 гг. в эксплуатацию на объект АВ11-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта - АВ11-2+АВ13. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12.
Таблица 2.5 – Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения
| Дата | Кол-во новых доб. скв. | Фактический режим за год | Добыча нефти, тыс. т | Суммарное кол-во новых доб. скв. | Накопл. добыча нефти, тыс. т | Уд. накопл. добыча нефти, тыс. т/скв. | |||
| qн, т/сут | qж, т/сут | обв-ть, % | Годовая добыча | Уд. год. добыча | |||||
| 2010 | 9 | 34,5 | 82,1 | 57,9 | 28,9 | 3,2 | 9 | 28,9 | 3,2 |
| 2011 | 0 | - | - | - | - | - | 9 | 138,8 | 15,4 |
| 2012 | 21 | 37,7 | 67,6 | 44,2 | 97,1 | 4,6 | 30 | 304,7 | 10,2 |
| 2013 | 23 | 36,8 | 97,3 | 62,2 | 126,6 | 5,5 | 53 | 724,4 | 13,7 |
Рисунок 2.12 – Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.
На дату анализа из 53 пробуренных на объект добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ1. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам – 31,7 т/сут, обводненность – 54,7 %.
Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ11-2+АВ13, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин.
Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м3. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.
Удельная годовая добыча нефти на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола).
Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной части на юго-востоке.
Всего за счет бурения новых скважин в 2010 – 2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.
Основными причинами высокой начальной обводненности являются:
- недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды,
- проникновение трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП.
Из 53 пробуренных скважин 45 имеют горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован мультистадийный ГРП.
Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 – с МГРП), 17 ед. – в 2012 г. (в т.ч. 11 – с МГРП), 7 ед. – в 2010 г.
Таблица 2.6 – Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин
| Дата | Кол-во новых доб. скв. | Дебит нефти, т/сут | Уд. Qн нак., тыс. т/скв. | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | ||||
| 2010 | 2 | 32,7 | 63,0 | 81,0 | 67,7 | 5,1 | |
| 2012 | 4 | - | - | 30,4 | 23,6 | 4,8 | |
| 2013 | 2 | - | - | - | 26,7 | 3,0 | |
| Всего | 8 | 32,7 | 63,0 | 48,9 | 31,7 | 20,2 | |
Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7 пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры, остальные 2 – в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора
, остальные – в зоне коллекторов массивной текстуры.
Таблица 2.7 – Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин
| Дата | Кол-во новых доб. скв. | Дебит нефти, т/сут | Уд. Qн нак., тыс. т/скв. | |||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |||
| 2010 | 7 | 35,6 | 28,8 | 15,4 | 14,2 | 2,7 |
| 2011 | 17 | | | 40,1 | 38,8 | 4,6 |
| 2013 | 21 | | | | 37,5 | 5,7 |
| Всего | 45 | 35,6 | 28,8 | 26,1 | 32,8 | 12,5 |
Преимущество в показателях наклонно-направленных скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 – 2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13).
Рисунок 2.13 – Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2009 – 2013 гг.
Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в неразбуренной зоне в юго-восточной части залежи, в зоне преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП