Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
На 01.01.2013 г. на объекте пробурено 11 добывающих скважин. В последнем дополнении к технологической схеме предусмотрена дальнейшая эксплуатация объекта в приконтурных зонах возвратным фондом скважин башкирского объекта, на остальной площади залежи в режиме приобщения пластов верейского объекта в скважинах башкирского с использованием оборудования ОРЭ (ОРД и ОРЗ). За период 2002-2012 г.г. на объект было переведено с нижележащих объектов 192 добывающие и семь нагнетательных скважин. В 2009-2011 г.г. проводилась апробация оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при приобщении верейских пластов в скважинах башкирского объекта.
В 2011-2012 г. г. на верейский объект переведены с башкирского объекта 59 добывающих скважин, одна нагнетательная скважина переведена из совместной закачки в оба объекта под закачку только в пласты верейского горизонта. За этот период с верейского объекта 11 скважин возвращены в добычу на башкирский объект, одна добывающая скважина переведена на визейский объект (с бурением БГС) и четыре скважины переведены на серпуховский объект (три – под поглощение и одна – в контрольные). За последние два года в 42 нагнетательных скважинах башкирского объекта выполнено приобщение пластов верейского горизонта, и ведется совместная закачка в два объекта. В одной добывающей скважине верейского объекта выполнено приобщение верхних пластов башкирского яруса с целью проведения опытных работ по уточнению добывных возможностей совместной эксплуатации этих пластов.
В 2011 году в добычу переведены одна наблюдательная скважина и однаиз консервации. По одной добывающей скважине переведено в бездействие и в пъезометрический фонд.
В 2012 году одна добывающая скважина переведена под совместную закачку в пласты башкирского и верейского объектов, четыре добывающие скважины переведены в бездействие и две – в пъезометрический фонд.
На 01.01.2013 г. на объекте числятся 204 скважины, в том числе в действующем фонде 174 добывающие и восемь нагнетательных скважин. В бездействии находятся четыре добывающие скважины, десять – в пьезометрическом фонде, в консервации – восемь скважин. В добывающей скважине 1221 в декабре 2012 года в опытном порядке к пластам верхней пачки башкирского объекта приобщены пласты верейского объекта, и скважина работает в режиме совместной эксплуатации двух объектов. Кроме того, 70 нагнетательных скважин работают в режиме совместной закачки в пласты верейского и башкирского объектов, и одна – в режиме одновременно-раздельной закачки в пласты верейского и башкирского объектов.
Все добывающие скважины на объекте на дату анализа оборудованы ШГН. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за декабрь 2012 года равен 0,971, коэффициент использования – 0,978.
Анализ показателей эксплуатации неработающего фонда добывающих скважин на дату остановки показал, что практически все эти скважины были остановлены с дебитом нефти менее 0,5 т/сут и с обводненностью свыше 90 % (табл. П.5.1). Таким образом, этот фонд скважин объекта характеризуется низкой продуктивностью и высокой обводненностью. Две трети этих скважин расположено в приконтурной зоне и обводнено в результате продвижения ВНК, ввод таких скважин в эксплуатацию нецелесообразен, предлагается их использование с целью контроля пластового давления и продвижения ВНК.
Среднегодовые дебиты действующих скважин по нефти верейской залежи за весь срок эксплуатации не превысили 3,5 т/сут (2004 год). Объект находится в стадии растущей добычи нефти, средние дебиты скважин по нефти с 2006 года стабилизировались на уровне 2 т/сут. Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности в декабре 2012 года приведено в таблицах 5.5-5.6 и на рисунке 5.6. Текущие дебиты нефти по скважинам в декабре 2012 года изменяются в диапазоне от 0,1 до8,2 т/сут (средний 1,8 т/сут), по жидкости – от 0,2до 57,6 т/сут (средний 5,3 т/сут). Добывающий фонд, в основном, малодебитный – около трети всехскважинимеют дебит по нефти менее 1 т/сут. С дебитом нефти выше 5 т/сут работает только 3,4 % действующего фонда (6 скважин),остальные скважины работают в диапазоне от 1 до 5 т/сут.С дебитами по жидкости менее 10 т/сут работают почти 90 % скважин. К малообводненным (обводненность менее 20 %) относится около трети всех скважин, с обводненненностью более 90 % работает шестая часть всех скважин. По добывающим скважинам, переведенным с башкирского объекта в 2011-2012 г. г., средний среднегодовой дебит нефти ниже проектного уровня при обводненности выше проектной.
Таблица 5.5 – Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.
Таблица 5.6 – Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.
Рисунок 5.6 – Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.
Причины повышения доли воды в продукции скважин, эксплуатирующих залежь при неполном охвате зоны отбора системой ППД, могут заключаться в некачественной изоляции башкирских отложений при переводе скважин с башкирского объекта и в пониженнойподвижности нефти. Осложняющим фактором является высокая вязкость пластовой нефти (78,7 мПа·с) при невысокой для карбонатных коллекторов проницаемости (0,341 мкм2), что ухудшает подвижность нефтяной фазы при двухфазном потоке в пластовых условиях. Промыслово-геофизическими исследованиями технического состояния эксплуатационных колон и качества цементирования в половине скважин с начальным уровнем обводненности более 80 % установлено частичное или плохое сцепление цемента. Приконтурные скважины обводнялись также при продвижении контура нефтеносности. В 2012 году в четверти скважин причиной повышения уровня обводненности продукции являлся прорыв закачиваемых вод.
В продукции 15 скважин первого этапа освоения объекта (1984-1987 г. г.) сразу была отмечена небольшая доля воды. С течением времени работы скважин обводненность закономерно возрастала: с 10% в 1986 году до 68% в 2000 году (рис.5.4). Возвратные скважины второго этапа освоения (начиная с 2003 года) вступили в эксплуатацию со среднегодовой начальной обводненностью26-54%. Начальные и текущие параметры по скважинам, переведенным на объект в 2011-2012 г.г., приведены в таблице 5.7. По скважинам, переведенным с других объектов в этот период, средний начальный дебит нефти изменялся 0,2 до 10,3 т/сут (средний 4,6 т/сут) при обводненности от 12,5 до 99,2 % (в среднем 40 %).
Таблица 5.7 – Параметры скважин, переведенным на верейский объект в 2011-2012 г.г.
Динамика изменения малодебитного и высокодебитного фонда скважин представлена на рисунке 5.7, динамика изменения малообводненного и высокообводненного фонда скважин представлена на рисунке 5.8, тенденции динамики определяются переводами скважин с нижележащих объектов. Доля низкодебитных скважин (дебит нефти до 1 т/сут) находится на одном уровне (около одной трети действующего фонда скважин), доля скважин с дебитами более 5 т/сут, в основном, не превышает 10 % действующего фонда, на них приходится в декабре 2012 года всего 3,5 % общей добычи по объекту. Доля низкообводненных скважин (менее 20 %) также находится на одном уровне (около одной трети действующего фонда скважин), из них добывается, в основном, около половины всей добычи нефти.Доля высокообводненных скважин, в основном, около 20 % действующего фонда, доля добычи нефти из этих скважин незначительна (в основном, ниже 5 %). Рост доля добычи нефти из высокодебитных и низкообводненных скважин в 2011 году и снижение этой доли в 2012 году, определяется, в основном, объемом и удельной эффективностью проводимых ОПЗ.
Рисунок 5.7 – Динамика малодебитных и высокодебитных скважин по верейскому объекту
Рисунок 5.8 – Динамика малообводненных и высокообводненных скважин по верейскому объекту
За весь срок разработки в добыче нефти из пластов объекта принимали участие 235 скважин. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составляет 3,6 тыс.т. В целом по объекту 75 % скважин добыли менее 5 тыс. т нефти на скважину, 45 скважин (19 %) отобрали от 5 до 10 тыс. т на скважину и только 14 скважин (6 %) отобрали свыше 10 тыс. т на скважину (рис. 5.9). Скважины с наиболее высокой выработкой запасов работают на объекте с начала его разработки, наименьшую выработку имеют скважины, переведенные на верейский объект в последние годы.
Рисунок 5.9 – Распределение скважин верейского объекта по накопленной добыче нефти (тыс. т) по состоянию на 01.01.2013 г.
С 2005 года для поддержания пластового давления начата организация очагов заводнения. С этого времени закачка осуществлялась в 79 скважин. В качестве агентов закачки используется подтоварная вода и теплоноситель. По состоянию на 01.01.2013 г. собственный нагнетательный фонд объекта был представлен восьмью действующими скважинами. С ноября 2005 года в нагнетательных скважинах башкирского объекта начато приобщение верейских пластов, и ведется совместная закачка в оба объекта. По состоянию на 01.01.2013 г. 71 нагнетательная скважина работает в режиме совместной закачки в пласты верейского и башкирского объектов, в одной из них в конце 2010 года в опытном порядке установлено оборудование одновременно-раздельной закачки. Распределение объемов закачки между пластами верейского и башкирского объектов осуществляется по данным периодически снимаемых профилей приемистости.
В декабре 2012 года текущая средняя приемистость составляла 21,5 м3/сут. Закачка теплоносителя в 2012 году осуществлялась в пять скважины: в одну собственную и в четыре скважины в режиме совместной закачки в пласты верейского и башкирского объектов. Средняя приемистость по теплоносителю в декабре 2012 г. составляла 28 м3/сут.Распределение скважин по накопленной закачке определяется сроками и очередностью освоения скважин под нагнетание (рис. 5.10).
Рисунок 5.10 – Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по накопленной закачке (тыс. куб. м) по состоянию на 01.01.2013 г.