3. Динамика основных показателей разработки
Разработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.
Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах – до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв.16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 г.г.
Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1952г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.
На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 – действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64 %) оборудованы ЭЦН, 9 – ШГН.
За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5 %. Всего по состоянию на 01.01.2009г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4 % от НИЗ). Наибольший накопленный отбор приходится на скв.211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 г.г., в настоящее время – в бездействии.
Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010г.) представлено в таблице№7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м3/сут до 142 м3/сут; обводнённость изменялась в пределах 78÷97%, в основном составляя 90-95%.
Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости - 1449 т. т в 1987г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости – 132,9т/сут в 1987 г.
В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин – под закачкой, 2 – в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость – 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки – 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.
В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 – находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.
На основании таблицы показателей разработки пласта Б2(С1) Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объекта.
Таблица №7 Показатели разработки пласта Б2(С1) Радаевского месторождения
год |
нефть(тыс.т) |
жидк.(тыс.т) |
дейст. фонд доб. скв. |
обводн. |
закачка воды (тыс.м3) |
действ. фонд нагн. скв. |
Темп отбора от НИЗ % |
Степень выработ |
Нефтеот |
Накоп |
|
1953 |
26,3 |
26,3 |
1 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,22 |
0,2 |
0,001 |
26,3 |
|
1954 |
43,0 |
43,0 |
1 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,37 |
0,6 |
0,003 |
|
69,3 |
1955 |
42,6 |
42,6 |
3 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,36 |
1,0 |
0,005 |
111,9 |
|
1956 |
94,7 |
94,7 |
5 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,81 |
1,8 |
0,010 |
206,6 |
|
1957 |
120,8 |
121,4 |
10 |
0,5 |
0,0 |
0 |
1,03 |
2,8 |
0,015 |
327,4 |
|
1958 |
132 |
133 |
12 |
0,6 |
0,0 |
0 |
1,1 |
2,9 |
0,016 |
345 |
|
1959 |
156 |
158 |
18 |
0,8 |
0,0 |
0 |
1,3 |
3,3 |
0,018 |
389 |
|
1960 |
179 |
181 |
24 |
1 |
0,0 |
0 |
1,5 |
3,7 |
0,021 |
439 |
|
1961 |
202 |
205 |
30 |
1,8 |
0,0 |
0 |
1,7 |
4,2 |
0,023 |
487 |
|
1962 |
212,0 |
217,4 |
36 |
2,4 |
0,0 |
0 |
1,81 |
4,6 |
0,025 |
539,5 |
|
1963 |
379,6 |
380,5 |
40 |
0,2 |
0,0 |
0 |
3,24 |
7,8 |
0,043 |
919,1 |
|
1964 |
401,1 |
402,2 |
36 |
0,3 |
0,0 |
0 |
3,42 |
11,3 |
0,062 |
1320,2 |
|
1965 |
331,1 |
331,4 |
30 |
0,1 |
0,0 |
0 |
2,82 |
14,1 |
0,078 |
1651,3 |
|
1966 |
304,9 |
305,5 |
25 |
0,2 |
0,0 |
0 |
2,60 |
16,7 |
0,092 |
1956,2 |
|
1967 |
332,7 |
361,6 |
36 |
8,0 |
0,0 |
0 |
2,84 |
19,5 |
0,108 |
2288,8 |
|
1968 |
341,8 |
412,4 |
38 |
17,1 |
0,0 |
0 |
2,92 |
22,4 |
0,124 |
2630,6 |
|
1969 |
308,0 |
396,5 |
40 |
22,3 |
0,0 |
0 |
2,63 |
25,1 |
0,138 |
2938,6 |
|
1970 |
287,0 |
398,1 |
40 |
27,9 |
0,0 |
0 |
2,45 |
27,5 |
0,152 |
3225,6 |
|
1971 |
270,6 |
403,1 |
38 |
32,9 |
0,0 |
0 |
2,31 |
29,8 |
0,165 |
3496,3 |
|
1972 |
310,2 |
483,5 |
38 |
35,8 |
0,0 |
0 |
2,65 |
32,5 |
0,179 |
3806,5 |
|
1973 |
293,1 |
478,0 |
37 |
38,7 |
0,0 |
0 |
2,50 |
35,0 |
0,193 |
4099,6 |
|
1974 |
282,5 |
492,4 |
38 |
42,6 |
0,0 |
0 |
2,41 |
37,4 |
0,206 |
4382,1 |
|
1975 |
262,5 |
464,7 |
36 |
43,5 |
35,5 |
2 |
2,24 |
39,6 |
0,219 |
4644,6 |
|
1976 |
283,7 |
511,5 |
36 |
44,5 |
191,3 |
2 |
2,42 |
42,0 |
0,232 |
4928,4 |
|
1977 |
271,5 |
526,7 |
35 |
48,5 |
190,7 |
3 |
2,32 |
44,4 |
0,245 |
5199,9 |
|
1978 |
249,5 |
513,4 |
34 |
51,4 |
178,5 |
4 |
2,13 |
46,5 |
0,257 |
5449,4 |
|
1979 |
290,7 |
685,9 |
34 |
57,6 |
606,4 |
4 |
2,48 |
49,0 |
0,270 |
5740,1 |
|
1980 |
303,8 |
794,0 |
33 |
61,7 |
597,3 |
5 |
2,59 |
51,6 |
0,285 |
6044,0 |
|
1981 |
273,5 |
838,7 |
32 |
67,4 |
751,5 |
5 |
2,33 |
53,9 |
0,297 |
6317,5 |
|
1982 |
263,8 |
1079,4 |
34 |
75,6 |
960,1 |
5 |
2,25 |
56,1 |
0,310 |
6581,3 |
|
1983 |
244,5 |
1226,5 |
34 |
80,1 |
960,1 |
5 |
2,09 |
58,2 |
0,321 |
6825,8 |
|
1984 |
217,9 |
1169,1 |
36 |
81,4 |
815,2 |
5 |
1,86 |
60,1 |
0,332 |
7043,6 |
|
1985 |
230,2 |
1218,7 |
36 |
81,1 |
997,6 |
5 |
1,96 |
62,0 |
0,342 |
7273,9 |
|
1986 |
222,5 |
1276,3 |
36 |
82,6 |
1054,4 |
5 |
1,90 |
63,9 |
0,353 |
7496,4 |
|
1987 |
204,2 |
1217,1 |
36 |
83,2 |
1131,8 |
11 |
1,74 |
65,7 |
0,363 |
7700,6 |
|
1988 |
194,9 |
1252,6 |
32 |
84,4 |
1385,4 |
9 |
1,66 |
67,3 |
0,372 |
7895,5 |
|
1989 |
208,9 |
1434,8 |
32 |
85,4 |
927,3 |
10 |
1,78 |
69,1 |
0,382 |
8104,3 |
|
1990 |
155,3 |
1419,3 |
31 |
89,1 |
748,7 |
10 |
1,32 |
70,5 |
0,389 |
8259,7 |
|
1991 |
143,9 |
1408,3 |
31 |
89,8 |
982,7 |
10 |
1,23 |
71,7 |
0,396 |
8403,6 |
|
1992 |
136,4 |
1449,0 |
31 |
90,6 |
1068,3 |
10 |
1,16 |
72,8 |
0,402 |
8540,0 |
|
1993 |
137,4 |
1124,4 |
31 |
87,8 |
846,6 |
10 |
1,17 |
74,0 |
0,409 |
8677,4 |
|
1994 |
111,7 |
1204,7 |
31 |
90,7 |
958,6 |
10 |
0,95 |
75,0 |
0,414 |
8789,1 |
|
1995 |
137,6 |
1162,0 |
31 |
88,2 |
928,6 |
10 |
1,17 |
76,1 |
0,420 |
8926,7 |
|
1996 |
115,6 |
1257,7 |
31 |
90,8 |
687,1 |
10 |
0,99 |
77,1 |
0,426 |
9042,3 |
|
1997 |
84,0 |
1432,6 |
31 |
94,1 |
730,1 |
10 |
0,72 |
77,8 |
0,430 |
9126,3 |
|
1998 |
103,9 |
1214,4 |
31 |
91,4 |
847,7 |
10 |
0,89 |
78,7 |
0,435 |
9230,3 |
|
1999 |
104,3 |
1079,1 |
31 |
90,3 |
799,5 |
10 |
0,89 |
79,6 |
0,439 |
9334,5 |
|
2000 |
113,7 |
1221,1 |
31 |
90,7 |
819,8 |
10 |
0,97 |
80,6 |
0,445 |
9448,3 |
|
2001 |
107,9 |
1273,6 |
31 |
91,5 |
869,8 |
9 |
0,92 |
81,5 |
0,450 |
9556,2 |
|
2002 |
98,0 |
1119,3 |
31 |
91,2 |
828,2 |
9 |
0,84 |
82,3 |
0,455 |
9654,1 |
|
2003 |
92,0 |
998,4 |
28 |
90,8 |
1072,8 |
9 |
0,78 |
83,1 |
0,459 |
9746,1 |
|
2004 |
75,8 |
960,4 |
28 |
92,1 |
878,9 |
9 |
0,65 |
83,8 |
0,462 |
9821,9 |
|
2005 |
82,5 |
1016,9 |
28 |
91,9 |
758,2 |
9 |
0,70 |
84,5 |
0,466 |
9904,4 |
|
2006 |
74,2 |
847,5 |
28 |
91,2 |
925,4 |
9 |
0,63 |
85,1 |
0,470 |
9978,5 |
|
2007 |
35,9 |
357,2 |
26 |
90,0 |
691,9 |
9 |
0,31 |
85,4 |
0,471 |
10014,4 |
|
2008 |
33,0 |
321,3 |
23 |
89,7 |
669,5 |
9 |
0,28 |
85,7 |
0,473 |
10047,4 |
|
2009 |
38,3 |
343,8 |
23 |
88,9 |
732,2 |
9 |
0,33 |
86,0 |
0,475 |
10085,6 |
|
2010 |
38,4 |
405,3 |
25 |
90,5 |
821,2 |
9 |
0,33 |
86,4 |
0,477 |
10123,0 |
|
I – стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс.т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.
Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1953г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.
Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.
II- стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.
Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
III- стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.
Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.
Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.
Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.
В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.
IV- стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.
Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.
Рисунок 1
Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
Основные причины обводнености продукции добыващих скважин следующие:
Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм2) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.
Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)
На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.
Таблица №8 Анализ применения геолого- технических мероприятий
Вид ГТМ |
Год разработки |
Прирост КИН, д.ед. |
|||
2006. |
2007 |
2008 |
2009 |
|
|
1. Обрабока скважин ВУС |
3,1 |
4,4 |
3,4 |
3,9 |
0,009 |
Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества – это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях( десятые и сотые доли %) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой ( в наиболее практически важном случае – водой).
Используется для отключения обводненных( выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы
-синтетически водорастворимый полимер
- сшивающий реагент
- вода
Основные свойства ВУС:
- широкий температурный диапазон применения( 20-160 С)
- возможность управления гелеобразования;
- высокие прочностные характеристики геля;
- возможность разрушения состава химическими методами;
- простота и надежность приготовления композиции.
Характеристика системы воздействия на пласт
Залежь разрабатывается с внутриконтурным заводнением. В 1970-1972г.г. на Сергиевском куполе сформирован разрезающий ряд из 5 нагнетательных скважин. В 1982-1984г.г. переведены под нагнетание еще 6 скважин. Разрезающий ряд дополнен очаговыми скважинами. За счет осуществления изменения направления фильтрационных потоков жидкости в целом по пласту СI на Радаевском месторождении дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.
Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения — предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.
На Сергиевском куполе осуществление внутриконтурной закачки сточной воды способствовало стабилизации и росту пластового давления. В 2010 году среднее пластовое давление возросло до 13,4 МПа и было лишь на 1,4 МПа ниже начального.
Анализ изменения энергетического состояния залежи.
Начальное пластовое давление на Сергиевском куполе принято равным 14,0МПа.
Залежь по типу пластовая, с обширной водонефтяной зоной, режим залежи упруговодонапорный.
Разработка велась без ППД с 1953 по 1970 г.г. К 1961 году, судя по единичным замерам, отмечалось снижение пластового давления до 7,8-10,7 МПа и в среднем составило 9 МПа. В связи с круговой системой размещения скважин внешние ряды экранировали скважины внутреннего ряда, что способствовало созданию зоны пониженного пластового давления вдоль центральной части Сергиевского купола.
В 1971 г. начата закачка сточной воды в пять скважин, образующих разрезающий ряд по Сергиевскому куполу. Пластовое давление в зоне разрезающего ряда нагнетательных скважин к 1976 г. превысило начальное давление на 2,5 - 3,5 МПа, а в среднем по залежи выросло до 11,8 МПа.
В 1983 –1985 г.г. на Сергиевском куполе переведены под закачку 5 скважин, тем самым разрезающий нагнетательный ряд дополнен очаговыми нагнетательными скважинами. Осуществление поддержания пластового давления изменило кинематику фильтрационных потоков жидкости, привело к перераспределению зон дренирования добывающих скважин. За счет осуществления мероприятия по изменению направления фильтрационных потоков жидкости из пласта СI Радаевского месторождения дополнительно добыто 1,7млн. т нефти.
В последующие годы среднее пластовое давление стабилизировалось на уровне 12 – 13 МПа. На дату составления отчета низкое пластового давления (8,6 МПа) сохраняется в зоне смежной со Студено – Ключевским куполом, в районе скв.165. Здесь нагнетательная скв.206 в бездействии с 1996 г. по техническим причинам.
По состоянию на 01.01.2010 г. закачка сточной воды ведется в 9 нагнетательных скважин, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 226,3%, накопленная – 73,3 %. Пластовое давление, по замерам 2006-2010 г.г., восстановилось до 12,8-13,5 МПа. В 2006 году среднее пластовое на Сергиевском куполе составило 12,7МПа. Начальная пластовая температура составляла 26,5°С.
Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
В эксплуатационном фонде на 01.01.2010г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин – под закачкой, 2 – в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость – 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки – 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.
Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.
Характеристика фонда скважин
На 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 – действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64 %) оборудованы ЭЦН, 9 – ШГН.
Таблица №9 Распределение фонда скважин пласта СI по основным показателям эксплуатации по состоянию на 1.01.2011 г.
Интервал |
№№ скважин |
Кол-во |
I. По дебитам нефти, т/сут |
||
<1 |
13,21,30,200,201,215,218,219,220, 1193,1213 |
11 |
1- 5 |
23,205,223 |
3 |
5 – 10 |
189,192,195,203,209,223 |
6 |
10-20 |
50,165,214,221,1204 |
5 |
II. По дебитам жидкости, м3/сут |
||
1-5 |
13,21,30,200,201,218,219,1193,1213 |
9 |
5-10 |
215,220 |
2 |
10-50 |
203,205,223 |
3 |
50-100 |
23,50,189,192,195,207,209 |
7 |
100-150 |
165,214,221,1204 |
4 |
III. По обводненности, % |
||
70-90 |
50,165,189,203,205,209,214,221,1204 |
9 |
90-95 |
13,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,1213 |
15 |
>95 |
223 |
1 |
IV. По накопленной добыче нефти, тыс.т |
||
<1 |
|
2 |
10-50 |
|
8 |
50-100 |
|
6 |
100-200 |
|
9 |
200-300 |
|
8 |
300-500 |
|
9 |
500-1000 |
|
4 |
Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.
Рисунок №2
Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта С1.
Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.
Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.
Анализ обводнения залежи.
Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.
Текущая обводненость продукции действующих скважин 90,3%.
Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.
Рисунок. 2/4
Все добывающие скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. (ГРП).
ВНФ (водонефтяной фактор)
Из ниже приведенного графика видно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. За счет увеличения числа добывающих скважин происходит увеличение годовой добычи нефти и соответственно накопленной добычи нефти.
Рисунок 2.5