5.3.3 Визейский объект
Пласты визейского яруса разрабатываются на месторождении с 1982 года. До 1993 года на объекте эксплуатировались не более шести скважин. Промышленное разбуривание объекта в соответствии с решениями проектного документа [22] начато в 1993 году, и уже через два года объект разрабатывался 45-ю скважинами. В 2008 году для вовлечения в разработку слабодренируемых и неразбуренных участков выполнено бурение шести скважин: четыре наклонно-направленных скважины (ННС), одна ГС и одна ННС с освоением методом ГРП (вместо бурения ГС). Две пробуренные скважины неподтвердили геологическое строение (оказались в водонасыщенной зоне пласта) и были переведены в добычу на башкирский объект. Водной пробуренной скважине при освоении не удалось ликвидировать заколонные перетоки, скважина также переведена на башкирский объект.
По состоянию на 1.01.2013 г. разбурена только часть площади объекта (неполностью освоена центральная часть и не освоена южная часть). Перебывавший в эксплуатации на объекте фонд составляет 55 скважин. На объекте пробурено 80 % от проектного числа скважин.По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту накопленная добыча нефти составила 1199,7 тыс.т, жидкости – 3177,8 тыс.т, накопленная закачка – 219,2 тыс.м3. Текущий КИН – 0,233, отбор НИЗ – 55,8 %. За 2012 год добыча нефти составила 64,3 тыс.т, жидкости – 327,5 тыс.т, закачка – 51,7 тыс.м3, среднегодовая обводненность продукции – 80,4 %.
Динамика основных показателей разработки приведена на рисунках 5.38-5.39. Карты текущих и накопленных отборов по объекту представлены на графических приложениях 18 и 19.
До 1993 года уровень добычи нефти был невысок, т.к. объект разрабатывался единичными скважинами. Далее, после бурения новых скважин, добыча нефти стала расти и достигла максимума (121,1 тыс.т и 5,64 % от НИЗ) в 2007 году, в которомза счет ГТМ (ввод из бездействия и ГРП) было добыто 42,3 тыс. т дополнительной нефти. С 2008 года, несмотря на бурение БГС и проведения таких ГТМ, как ГРП и оптимизация скважин, а также организации закачки, уровни добычи нефти стали снижаться и, к 2013 году, уменьшились наполовину.
Объект находится в третьей стадии разработки. Выработка запасов сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. С начала разработки добыто 1978,1 тыс. т воды, накопленный водонефтяной фактор – 1,65. При отборе от НИЗ 55,8 % обводненность продукции составляет 80,4 %.В целом по объекту отмечается опережающая обводненность в сравнении с выработкой запасов при условии, что неразбуренной остается значительная часть площади объекта.
Рисунок 5.38 – Основные технологические показатели разработки визейского объекта (добыча, закачка, обводненность)
Рисунок 5.39 – Основные технологические показатели разработки визейского объекта (дебиты, приемистость, действующий фонд)
Сопоставление фактических и проектных показателей
Сопоставление проектных и фактических показателей по объекту представлено в таблице 5.17 и на рисунке 5.40.
Таблица 5.17 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки визейского объекта
Рисунок 5.40– Сопоставление проектных и фактических показателей разработки (визейский объект)
В 2008 году:
– действующий фонд добывающих соответствует проектному;
– дебит нефти на проектном уровне, обводненность ниже проектной на 11 %,и, как следствие, дебит жидкости на четверть ниже проектного;
– добыча нефти за год на 10 % выше проектного уровня по причине более высокой продуктивности скважин, добыча жидкости меньше проектной (на 20 %) по причине более низкой обводненности;
– согласно проектным решениям под закачку переведены две скважины, закачка ниже проектной почти на 61 % , компенсация отбораниже на 14 % по причине неподтвердившейся приемистости.
В 2009 году:
– действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 6,5 % за счет дополнительного перевода скважин с других объектов;
– действующий фонд нагнетательных скважин на уровне проектного;
– дебит нефти на 7 % ниже проектного уровня, обводненность немного выше проектной (на 2,4 %), дебит жидкости на уровне проектного;
– добыча нефти за год в пределах допустимых отклонений от проектной (ниже на 3 %), добыча жидкости на уровне проектной;
– закачка выше проектной на 10 % (при компенсации отборана проектном уровне).
В 2010 году:
– действующий фонд добывающих скважин на уровне проектного (меньше на одну скважину);
– действующий фонд нагнетательных скважин выше проектного (больше на три скважины) вследствие досрочной организации новых очагов заводнения для поддержания пластового давления;
– дебит нефти почти на20 % ниже проектного уровня при обводненностивыше проектной на 6,6 %, дебит жидкости близок к проектному;
– добыча нефти за год на 17 % ниже проектного уровня из-за меньшего фонда добывающих скважин и более высокой обводненности продукции, добыча жидкости на проектном уровне;
– закачка ниже проектной на 27 % (при компенсации отбораниже на 7 %).
В 2011 году:
– действующий фонд добывающих скважин на уровне проектного (меньше на одну скважину);
– действующий фонд нагнетательных скважин выше проектного на одну скважину в результате ввода под закачку скважины из консерваци;
– дебит нефти на проектном уровне, обводненность выше проектной почти на 5 %и, как следствие, дебит жидкости на 16 % выше проектного;
– добыча нефти в пределах допустимых отклонений от проектной (ниже на 2 %), добыча жидкости выше проектной (на 14 %) по причине высокой обводненности;
– закачка ниже проектной на 30 % (при компенсации отбораниже на 8 %);
–накопленные показатели с начала разработки расходятся незначительно (по нефти -0,1%, по жидкости +1,9 %).
В 2012 году:
– несмотря на ввод двух боковых горизонтальных стволов и выбытия одной добывающей скважины на башкирский объект, действующий фонд добывающих скважин на уровне проектного (меньше проектного на одну скважину);
– действующий фонд нагнетательных скважин соответствует проектному;
– добыча нефти в пределах допустимых отклонений от проектной(на 11,7 % ниже из-за меньшего фонда добывающих скважин и более высокой обводненности продукции), добыча жидкости выше проектной на 20 %;
– закачка рабочего агента ниже проектной на 11,3 % (при компенсации отбораниже на 5,6 %);
– дебит нефти на 8,5 % ниже проектного дебита, обводненность выше проектной на 7,1 % и, как следствие, дебит жидкости на 24 % выше проектного.
Таким образом, в целом, фактические уровни показателей разработки объекта находятся в пределах допустимых отклонений от уровней, утвержденных в проектных документах.