По способу
эксплуатации все скважины являются механизированными. Скважины визейского
объекта оборудованы ШГН и ЭЦН, каширо-подольский объект, характеризующийся
более низкими дебитами по жидкости, эксплуатируется только ШГН. Средний дебит
действующих скважин по месторождению составляет: по нефти – 4,6 т/сут, по
жидкости – 26,1 т/сут; средняя обводненность – 82,4%; максимальный дебит по
нефти 47,0 т/сут (скв. 3782), по жидкости – 383,8 т/сут (скв. 3606). Средняя
приемистость нагнетательных скважин – 59,1 м3/сут, максимальная
приемистость – 200 м3/сут (скв. 3696 и 3702).
На основании
проведенного анализа текущего состояния разработки каширо-подольского объекта
следует:
1) скважины
эксплуатируются с забойными давлениями значительно ниже давления насыщения;
2) при массовом
переводе скважин на объект (что происходит в настоящее время) и увеличении отборов
нефти без внедрения системы ППД будет происходить значительное снижение пластового
давления и ухудшение условий разработки объекта;
3) высокие
депрессии на пласт при эксплуатации скважин объекта, разрабатываемого на
естественном режиме, могут приводить к преждевременному росту обводненности за
счет подстилающей и краевой воды, а также к обводнению скважин из-за перетоков
воды вдоль эксплуатационной колонны при некачественном цементировании;
4) при переводе
скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное
исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и
возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов.
Разработка
визейского объекта осуществляется с 1977 года. В соответствии с утвержденными
проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения.
Объект находится в III стадии разработки.
Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с
переводом на возвратные объекты, в основном – каширо-подольский. Основными
видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО,
вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном
фонде (пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС,
ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.)
позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом
уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта
позволяет сделать следующие выводы:
1) состояние
разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно;
2)
запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и
обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных;
3) довыработка
запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III;
4) рекомендуется
проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи
нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание).
Турнейский объект
предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату
составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными
возвратными скважинами. Всего с начала разработки в эксплуатации на этом
объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся
скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство
скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект.
В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия
и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки
турнейского объекта можно сделать следующие выводы:
1) около 70 % выработанных запасов турнейского объекта
приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752);
2) окончательный
вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого
количества специальных исследований и малого фонда скважин;
3) необходимо
проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах,
снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований,
предусмотренных РД 153-39.0-109-01;
4) рекомендуется
увеличение плотности сетки скважин путем перевода с визейского объекта и
проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП;
5) эффективность
бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по
Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии
ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения
ГТМ.
2.3.Анализ
текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
Сопоставление
фактических показателей с проектными уровнями за 2001-2006 гг. визейскому
объектам разработки приведено в табл..
Визейский объект
– объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная
система заводнения. По состоянию на 1.01.2006 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на 25 % меньше проектного показателя технологической
схемы и на 3,6 % меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в
эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по
технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд
нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд
технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору,
однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше
проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т
нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию
на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс.
т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ,
текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с
«Авторским надзором» (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими
темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т
против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной.
Таблица 7
Сравнение
проектных и фактических показателей
разработки
визейского объекта
Показатели
|
2001 год
|
2002 год
|
2003 год
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Добыча нефти всего, тыс. т
|
447
|
382,4
|
424
|
369,1
|
402
|
383,5
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т
|
20478
|
19775,3
|
20902
|
20144,5
|
21304
|
20527,9
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли
ед.
|
0,301
|
0,29
|
0,307
|
0,295
|
0,313
|
0,301
|
Темп отбора от начальных
извлекаемых запасов, %
|
1,6
|
1,4
|
1,5
|
1,3
|
1,4
|
1,4
|
Отбор от НИЗ, %
|
72,4
|
69,9
|
73,9
|
71,2
|
75,3
|
72,5
|
Обводненность среднегодовая
по (массе), %
|
88,2
|
80,9
|
88,8
|
81,9
|
89,3
|
82,4
|
Добыча жидкости всего,
тыс. т/год
|
3786
|
2003,6
|
3778
|
2043,5
|
3771
|
2176,6
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
|
71113
|
60298,3
|
74891
|
62341,7
|
78661
|
64518,3
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3
|
4329
|
2145.2
|
4313
|
2414
|
4298
|
2399
|
Компенсация отборов жидкости в пл.
усл., %
|
124
|
107,1
|
124
|
126,1
|
124
|
117,3
|
Пластовое давление, МПа
|
13,9
|
13,0
|
13,9
|
13,1
|
13,9
|
13,1
|
Газовый фактор, м3/т
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
Плотность сетки добывающих и
нагнет-х скв. 104 м2/га
|
15
|
17,4
|
15,2
|
17,3
|
15,3
|
17,5
|
Среднесуточный дебит одной добыв-х
скважины, т/сут
|
|
|
|
|
|
|
по нефти,
|
3,6
|
3,8
|
3,5
|
3,9
|
3,3
|
4,2
|
по жидкости
|
30,6
|
20
|
30,9
|
21,8
|
31,1
|
24
|
Среднесуточная приемистость
нагнет-х скважины, м3/сут
|
66,9
|
42,7
|
67,6
|
54,8
|
68,3
|
58,8
|
Среднее давление на забоях добыв-х
скважин, МПа
|
5-8
|
7,1
|
5-8
|
6,7
|
5-8
|
6,2
|
Таблица 7
(продолжение)
Показатели
|
2004 год
|
2005 год
|
2006 год
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Проект
ТС
|
Факт
|
Добыча нефти всего, тыс. т
|
382
|
399,7
|
362
|
452,7
|
342
|
431,2
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т
|
21686
|
20927,7
|
22048
|
21380,4
|
22390
|
21811,7
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли
ед.
|
0,319
|
0,308
|
0,324
|
0,314
|
0,328
|
0,321
|
Темп отбора от начальных
извлекаемых запасов, %
|
1,4
|
1,4
|
1,3
|
1,6
|
1,1
|
1,52
|
Отбор от НИЗ, %
|
76,6
|
73,9
|
77,9
|
75,5
|
78,6
|
77,1
|
Обводненность среднегодовая
по (массе), %
|
89,9
|
83,2
|
90,3
|
82,8
|
90,8
|
84,6
|
Добыча жидкости всего,
тыс. т/год
|
3761
|
2381,0
|
3746
|
2637,2
|
3689
|
2805,2
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
|
82422
|
66898,7
|
86168
|
69535,9
|
88645
|
72341,1
|
Закачка рабочего агента, тыс. м3
|
4281
|
2402,9
|
4259
|
2662,8
|
41432
|
2862,1
|
Компенсация отборов жидкости в пл.
усл., %
|
124
|
107,6
|
124
|
111,6
|
124
|
113,2
|
Пластовое давление, МПа
|
13,9
|
13,1
|
13,9
|
12,8
|
13,9
|
13,1
|
Газовый фактор, м3/т
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
9,1
|
Плотность сетки добывающих и
нагнет-х скв. 104 м2/га
|
15,6
|
18,0
|
15,7
|
18,5
|
15,9
|
18,7
|
Среднесуточный дебит одной добыв-х
скважины, т/сут
|
|
|
|
|
|
|
по нефти,
|
3,2
|
4,8
|
3
|
5,6
|
2,8
|
5,9
|
по жидкости
|
31,3
|
28,3
|
31,4
|
32,5
|
30,8
|
38,1
|
Среднесуточная приемистость
нагнет-х скважины, м3/сут
|
69
|
59,1
|
69,6
|
37,7
|
70,3
|
42,1
|
Среднее давление на забоях добыв-х
скважин, МПа
|
5-8
|
5,9
|
5-8
|
5,8
|
5-8
|
6,1
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
|