3.2. Проектный фонд скважин

Протоколом ЦКР МНП №1432 от 05.06.1991 г. по дополнению к авторскому надзору утвержден проектный фонд 3876 скважин, в т. ч. 411 резервных.

В южной части месторождения для организации опытного участка по уплотнению сетки скважин горизонта БВ8 рекомендовано бурение 308 скважин. При положительном результате опытные работы рекомендовано перенести на другие участки залежи, используя резервный фонд скважин.

В настоящее время горизонт БВ8 и пласт ЮВ1 разбурены до контура нефтеносности. Бурение уплотняющих скважин южной части месторождения остановлено. Из не разбуренного проектного фонда на горизонт БВ8 осталось 212 уплотняющих скважин, 411 резервных; на пласт ЮВ1 – 4 скважины.

Отклонение фактических показателей разработки от проектных начинается с года утверждения первого проектного документа. До 1988 года отставание фактической добычи от проектной полностью определяется более высокими темпами роста обводненности продукции. В 1989 году при совпадении проектной и фактической обводненности совпадает проектный и фактический фактический объем добычи нефти. Начиная с этого момента, отставание фактической добычи нефти определяется только одним фактором – количеством действующих добывающих скважин.

В таблице 6 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.

3.3 Динамика основных показателей разработки пласта бв8.

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 года и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 году и составляет 11,4 млн.т. (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 году. С 1988 года добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 году (43% от максимального уровня добычи). В 1995 – 1996 гг. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. Технологические показатели разработки приведены в таблице 7.

На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 году основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3-3,5 раза. До 1987 года, в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов,

и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта, характеризующуюся низкими добычными возможностями и большой прерывистостью коллектора. Дебит нефти новых скважин с 1988 года составлял уже 5-9 т/сут.

Распределение фонда добывающих скважин и накопленные отборы нефти представлены на рис.3.1.

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 01.01.1997 года с начала разработки по горизонту БВ8 добыто 116,825 млн.т. нефти, жидкости – 157,723 млн.т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин – 42%.Накопленный водонефтяной фактор – 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти – 22,2%.

Динамика добычи нефти и жидкости, закачки, обводненности продукции приведена на рис.3.2

В настоящее время из 1167 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.1997г.) 539 скв. (46%) работают с дебитом нефти до 10 т/сут. И лишь у 148 скважин (13%) превышает 50 т/сут.

Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продук-

Рис.3.1 Распределение фонда добывающих скважин по дебитам и накопленной добыче

ции. На рис.3.1 приведена динамика дебита жидкости, обводненности добычи нефти, действующего фонда скважин по группе скважин, вскрывших эту часть коллектора.

Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986г. и составлял 5,9 млн.т. (52% от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996г. – 866 тыс.т. (15% от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70% составляет уже ¼ 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%. диагр.6

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.

Рис.3.2. Динамика добычи нефти, жидкости, закачки и обводненности

В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной.

Рис.3.3 Динамика действующего фонда и обводненности продукции

С 1993 года 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 1991г. до 58% в 1996г.

Рис.3.4. Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти

Рис.3.5.Распределение действующего фонда по обводненности продукции

Ниже на рис. № 3.6.,3.7. приведена динамика работы. 457 низкодебитных и малообводненных скважин, которые в настоящее время находятся в бездействии.

Накопленная добыча этой группы скважин составляет 3,4 млн.т. или, в среднем, по 7,4 тыс.т. на 1 скважину. По этой группе запасов выведено из разработки за счет простоя скважин не менее 7,5 млн.т. извлекаемых запасов нефти ( 16,4 тыс.т. на 1 скважину).

Из 610 скважин нагнетательного фонда под закачкой на 01.01.1997г. находилось 360 скважин, в бездействии – 241 скважина. На 1 действующую нагнетательную скважину приходится 3,2 действующих добывающих скважин.

Рис.3.6 Динамика добычи нефти и обводненности по низкопродуктивной части пластов

На рис.3.8-3.9 представлено распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по накопленной закачке и текущей приемистости.

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.

Рис.3.7 Динамика действующего фонда и добычи нефти по низкопродуктивным пластам

Рис.3.8 Распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по накопленной закачке

Рис.3.9 Распределение действующего и бездействующего фонда нагнетательных скважин по текущей приемистости

На рис.3.10 приведено распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти. 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%.

Рис.3.10. Распределение скважин по отборам и накопленной добыче