Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

4. Общий фонд скважин – 4416, в том числе добывающих 3141, нагнетательных 1170, специальных - 105.

5. Фонд скважин для бурения – 1071, в том числе  добывающих - 698, из них 21 – горизонтальная, нагнетательных – 363, специальных - 10. Бурение 275 боковых стволов.
6. Достижение  КИН по месторождению по категории запасов С₁-0,374, в т.ч. по объектам:

                          КИН                    Квыт.                 Кохв.

       БВ₈            0,379                    0,540                  0,702

       ЮВ₁          0,331                    0,424                  0,781

       ЮВ₂             0,199                    0,434                  0,459

       Ач             0,227                    0,472                  0,481

7. Применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения: ГРП, бурение горизонтальных скважин, бурение боковых стволов, физико-химические методы, обработки призабойных зон, перфорационные методы, РИР, гидродинамические методы.

3.2 Состояние разработки  Повховского месторождения  и фонда скважин

  Уточненный проектный фонд скважин Повховского месторождения – 4416.   На дату составления проектного документа соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин на краевых участках, которые характеризуются расчлененностью и низкой песчанистостью  составляло от 3,7/1 до 4,7/1. Реализация проектных решений по выводу скважин из неработающих категорий за время, прошедшее после составления проектного документа, привела к усилению системы воздействия на рассматриваемых участках.  На 01.01.2011 г. соотношение добывающих и нагнетательных скважин по действующему фонду по всем краевым участкам составило от 2,1/1 до 2,5/1. Таким образом, система воздействия на краевых участках залежи, в основном, достаточно интенсивна. В центральной зоне залежи на дату составления проектного документа соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляло 3,8/1. На 01.01.2011 г. рассматриваемое соотношение составило 2,5/1. На участке уплотнения нижней сетки скважин на северном поднятии (схема БашНИПИнефть) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составило на 1.01.2011 г. – 3,3/1 против 3,9/1 на дату составления проектного документа. На участке уплотнения нижней сетки скважин на южном поднятии (схема СибНИИНП) на 1 действующую нагнетательную скважину приходится в настоящее время 3,7  действующих добывающих скважин, то есть за время действия проекта разработки система воздействия стала интенсивнее более чем в два раза (в 1998 г. – 8,2/1). Дифференцированное воздействие на нижние продуктивные тела комплекса БВ_8-10 в зонах закачки предусматривалось организовать путем проведения РИР в нагнетательных скважинах. С учетом того, что проектные объемы РИР в нагнетательных скважинах не выполнены, нижние тела обеспечиваются закачкой как самостоятельным, так и совместным фондом. В настоящее время закачка на них ведется 31 самостоятельной скважиной и 376 совместными скважинами.   В результате фактическое соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по нижним продуктивным телам комплекса составило в 2010 г. 2,4/1 (по проекту 2,1/1) и было достигнуто меньшим, чем было запроектировано общим количеством действующего нагнетательного фонда. Реализованное по верхним телам продуктивного комплекса соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин с учетом совместных скважин составило в 2010 г. 2,1/1, т.е. практически соответствует проекту 2,0/1. Увеличению интенсивности воздействия на объекте способствовало, предусмотренное проектом, проведение мероприятий по выводу скважин из неработающих категорий . Отставание фактической интенсивности от проектной весь рассматриваемый период связано, в основном, с несоответствием проектным фактических величин действующего нагнетательного фонда (таблица7). Отставание фактического количества нагнетательных скважин от проектного вызвано, как уже отмечалось, невыполнением проектных объемов РИР в нагнетательных скважинах и обеспечением нижних и верхних продуктивных тел комплекса БВ_8-10 закачкой из скважин, эксплуатирующихся преимущественно совместно на «низ» и «верх». По состоянию на 1.01.2011 г. на Повховском месторождении на балансе предприятия числится 3289 скважин. Из них 1831 добывающая скважина, 650 нагнетательных скважин, в консервации и контрольно-пьезометрическом фонде  554 добывающих и нагнетательных скважин, 168 скважин ликвидировано и в ожидании ликвидации.  

       Таблица 7– Соотношение действующих добывающих и   нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10

Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4 %) – ШГН. Доля скважин объекта БВ₈, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации – 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические – 2,8% (85 скважин), ликвидированные – 5,3 % (158 скважин). По состоянию на 1.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1. Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин – очаговые, остальные – по первоначальному проекту.   По пластам БВ_8-10 и объекту ЮВ₁ – 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ_8-10 – 1:3; ЮВ₁ – 1:2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ_8-10 и ЮВ₁. 
 

       Рисунок 1 – Распределение действующего фонда добывающих              скважин по обводненоости добываемой продукции.

     Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ_8-10 составила в 2008 г. 117%, в 2009 г. 110%, за 2010г. 105,4%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа).    Горизонт БВ₈ содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978 г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 г. и составил 11,4 млн.т (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 г. С 1988 г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 г. (43% от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996 г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия.     На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 - 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта.  Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы – 46%. 13% от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин – 56%.  На 01.01.2011 г. с начала разработки по горизонту БВ₈ добыто149,646 млн. т нефти, жидкости – 206,706 млн. т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин – 56,4%. Накопленный водонефтяной фактор – 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти – 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 2,07%. Степень выработки извлекаемых запасов – 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2011 г.) 912 скважин (67%) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4%) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции.  Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн.т (52% от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. – 866 тыс.т (15% от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70% составляет уже 1/4 от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции. Для скважин горизонта БВ₈, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67%) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20%. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме. В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993 г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП  (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27% в 1996 г. до 58% в 2001 г. Горизонт БВ₈ характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17% скважин добывающего фонда дали 68% добычи нефти горизонта.  При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу – 0,409, пятому – 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46% текущий   коэффициент нефтеизвлечения – 0,202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0,190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 - 37 %.

3.3 Контроль за  разработкой Повховского месторождения

Контроль  за  разработкой  нефтяных залежей  осуществляются в  целях: 

       а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и     

отдельных и  технологических мероприятий по её осуществлению;

б) получения  информации, необходимой для регулирования  процесса разработки и  проектирования мероприятий по его совершенствованию.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          

В процессе контроля за  разработкой залежей (объектов) изучаются:

      а) динамика изменения текущей  и накопленной добычи нефти,  попутной воды и   газа, а  также  закачки рабочих агентов  по месторождению в целом, отдельным  участкам (пропласткам) и скважинам;

       б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента  (воды газа и др.) по отдельным  пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

   в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

       г) изменение коэффициентов продуктивности  и приемистости скважин;

       д) изменение гидропроводности  пласта в районе действующих  скважин;

   е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтов и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

   ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

  з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.

 и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

       Виды, объемы и периодичность  исследований и измерений с  целью контроля разработки регламентируются  действующими инструкциями и  руководствами по исследованию  скважин, обязательными комплексами  их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров характеризующих процесс разработки залежи работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать  равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

-  замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

-  замеры  устьевых давлений нагнетания  и объемов закачки по нагнетательным  скважинам;

-  гидродинамические  исследования добывающих и нагнетательных  скважин на станционарных и  нестанционарных режимах;

- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

- отбор  и исследования глубинных проб  нефти, поверхностных пород продукции  скважин (нефти, газа, воды);

- специальные  исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.

       Периодичность исследований и  измерений по контролю за разработкой  должна удовлетворят рекомендации  технологического проекта на  разработку данного месторождения.

       Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не разрешается.

  Обязательные  комплексы гидродинамических и  промыслово-геофизических исследований  по контролю разработки нефтяных  и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением. Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами. Материалы по контролю процесса разработки залежи (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет.   Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями. В таблице 8 перечислена всего 1/3 часть геофизических исследований по месторождению. Согласно технологической схеме разработки Повховского месторождения весь комплекс геофизических исследований выполняется.