Анализ эффективности реализуемой системы разработки
На дату выполнения данной работы объект полностью не разбурен. Проектный фонд реализован на 80 %. Полностью разбурены только северная и западная части площади объекта, центральная часть недоразбурена, не разбурена южная часть. Залежь разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300-350 м.
Дальнейшее разбуривание объекта предлагается продолжить с учетом уточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей, выполненного в подсчете запасов2012 года. Для разбуривания района скважины 108R необходимо расширение лицензии.
Дальнейшие перспективы разработки объекта заключаются в разбуривании залежей проектной системой скважин с применением эффективно зарекомендовавших себя технологий ГРП, горизонтального бурения, зарезки боковых горизонтальных стволов.
Положительное влияние на показатели работы скважин оказало применение технологии ГРП. В период 1999-2002 г. г. на объекте за счет ГРП стимулировано 14 скважин или почти 30 % от пробуренного добывающего фонда объекта. В 2005 году среди действующего фонда доля скважин с ГРП составляла 40 %. В 2007 году был проведен ГРП в пяти скважинах. В 2008 году провели ГРП в одной скважине переходящего фонда и в двух новых скважинах в период освоения. В 2009 году был проведен гидроразрыв пласта еще в одной скважине. В 2010 году ГРП был выполнен в одной скважине, переведенной с другого объекта.
В 1999 году в двух скважинах выполнена зарезка боковых горизонтальных стволов, одна из этих скважин в 2012 году переведена на башкирский объект. В 2008 году пробурен БГС еще в одной скважине (скв. 120Р), которая до этого была в бездействии (остановка с дебитом по нефти 0,1 т/сут и обводненностью 98,4 %). В 2012 году при переводе с вышележащих объектов в двух скважинах выполнена зарезка боковых горизонтальных стволов. Избоковых стволов по стоянию на 01.01.2013 г добыто 78,1 тыс. т нефти.
В 1997 году на объекте пробурена горизонтальная скважина 1608Г с начальной обводненностью 5,2 % и дебитом нефти 17,5 т/сут. За отработанное время (15 лет) скважина добыла 79,2 тыс. т нефти. В декабре 2012 года эта скважина работала с дебитом по нефти 3,2 т/сут и обводненностью 83,3 %. Вероятно, эффективные результаты обусловлены тем что, скважина пробурена в зоне наибольших нефтенасыщенных толщин (около 12 м) и на значительном расстоянии от соседних скважин (около 1000 м), что позволяет исключить эффекты интерференции до 2008 года, когда в скважине 120Р был зарезан БГС. В 2008 году пробурена еще одна горизонтальная скважина – 1Г. Она вошла в работу с обводненностью 17,8 % и дебитом нефти 13,1 т/сут. За отработанное время скважина добыла 20,5 тыс. т нефти. В декабре 2012 года скважина работала с дебитом по нефти 10,4 т/сут и обводненностью 19,1 %.
До 2008 года объект разрабатывался на естественном режиме. С 2008 года в разбуренной части залежи сформирована система очагового заводнения путем перевода под закачку восьми добывающих скважин.
В 2012 году пересчитаны запасы нефти визейского яруса. Запасы нефти уменьшились на 1915 тыс. т (на 27 %).Реализуемая система разработки позволила обеспечить 55,8 % отбора от НИЗ при обводненности 80,4 %. Интенсивность разработки разбуренной части объекта в последние годы высокая. Максимальный темп отбора от НИЗ за всю историю освоения объекта – 5,6 % в год был достигнут в 2007 году. К 2013 году он снизился почти вдвое и составил 2,99 %. Отмечается опережающая обводненность в сравнении с выработкой запасовпри условии, что неразбуренной остается значительная часть площади объекта.
Степень охвата перфорацией представлена в таблице 5.23 и на рисунке 5.55. Проанализировано вскрытие перфорацией: по 43 добывающим скважинам охват по нефтенасыщенной толщине равен 70 %, по семи нагнетательным скважинам – 79 %. Наиболее высокий охват перфорацией по толщине и по площади имеют пласты тульских отложений (С-I+II, C-III, C-IV). Пласт С-VI в части скважин неперфорирован по причине близости ВНК.
Таблица 5.23– Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (визейский объект)
Рисунок 5.55 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (визейский объект)
Визейский объектвведен в промышленную эксплуатацию в 1982 году. Запасы нефти, утвержденные ГКЗ, составляют по категории В+С1(в пределах лицензионного контура): 5149 тыс.т – геологические, 2151 тыс.т – извлекаемые (утвержденный КИН – 0,418).Накопленная добыча нефти на 01.01.2013 г. составила 1199,7 тыс.т или 55,8 % от НИЗ (67,1 % от НИЗ в разбуренной зоне), обводненность продукции – 80,4 %. Текущий КИН – 0,233 (0,287 в разбуренной зоне).
Визейский объект многопластовый, представлен системой различных по площади залежей, приуроченных к локальным куполам. В разрезе выделяются пласты C-I+II, C-III, C-IV,C-Vи C-VI. Пласты эксплуатируются совместно, раздельного учета добычи не ведется. Объект разбурен не полностью: недоосвоена центральная часть объекта и неразбурена южная часть.
Созданная гидродинамическая модель позволяет оценить текущее состояние разработкис точки зрения выработки запасов категории В+С1по пластам (табл. 5.24).
Таблица 5.24 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (визейский объект)
Высокая выработка запасов достигнута по пласту С-Vв разбуренной части залежи, характеризующегося лучшими ФЕС, степенью вскрытия добывающими и нагнетательными скважинами: текущий КИН равен 0,412 (утвержденный 0,442),в районе скважины 121Ротобрано 93,1 % НИЗ, в районе скважин 1527 и 82Р – 88,2 %.
В настоящее время стоит задача обеспечения более равномерной текущей выработки пластов объекта. Для достижения этого необходимо проведение ГТМ в нагнетательных скважинах по перераспределению закачки по разрезу, а также ГТМ в добывающих скважинах с целью изоляции обводнившихся пропластков и интенсификации притока из плохо работающих пропластков.
Таким образом, наряду с неполным разбуриванием объекта и неполным освоения системы воздействия, апробированы современные технологии выработки запасов нефти в слоисто-неоднородных терригенных коллекторах. Полученные результаты внедрения технологий бурения горизонтальных скважин, зарезки боковых горизонтальных стволов, гидравлического разрыва пласта могут обеспечить достижение утвержденной нефтеотдачи при дальнейшем освоении объекта в соответствии с проектными решениями.
Визейский объект находится в стадии падающей добычи нефти. Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин в разбуренной части залежи составила 80,1 %. Новые скважины практически не вводятся. Это позволяет сделать прогноз возможной конечной нефтеотдачи с применением характеристик вытеснения (рисунок 5.56). В расчетах были использованы наиболее распространенные зависимости по Камбарову и Пирвердяну. Расчет был произведен для разбуренной части залежи (по категории запасов В). Расчет проводился до обводненности 98 %.Получены следующие величины оценки извлекаемых запасов: по Камбарову – 1,479 млн.т, по Пирвердяну – 1,963 млн.т. Среднее арифметическое значение оценки извлекаемых запасов из рассчитанных по двумзависимостям (1,721 млн.т) несколько выше утвержденной величины НИЗ (1,674 млн.т). Таким образом, согласно проведенным оценкам при сохранении текущих тенденций изменения основных показателей разработки в разбуренной части объекта можно ожидать достижения утвержденного КИН.
Рисунок 5.56 – Характеристики вытеснения по визейскому объекту
Выводы
На основании анализа текущего состояния разработки можно сделать следующие выводы.
1.Объект введен в разработку в 1982 году. На дату выполнения данной работы объект полностью не разбурен. Проектный фонд реализован на 80 %. Полностью разбурены северная и западная части площади объекта, центральная часть недоразбурена, не разбурена южная часть. Залежь разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300-350 м.
2.Реализованная система разработки в пределах разбуренной части эффективна, что в значительной степени обеспечено применением на объекте технологий ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки боковых горизонтальных стволов.
3.На объекте сформирована система очагового заводнения, которая позволяет поддерживать в целом по залежи пластовое давление на уровне начального.
4. Фактические уровни показателей разработки объекта находятся в пределах допустимых отклонений от уровней, утвержденных в проектных документах.
5. Согласно проведенным оценкам при сохранении текущих тенденций изменения основных показателей разработки в разбуренной части объекта можно ожидать достижения утвержденного КИН.
С целью улучшения состояния разработки на объекте необходимо:
– продолжить разбуривание объекта согласноуточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей в подсчете запасов 2012 года;
– проводить мероприятия по приобщению к разработке слабодренируемых пластов, изоляцииобводнившихся пропластков и интенсификации притока из плохо работающих пропластков..