Анализ эффективности реализуемой системы разработки

По состоянию на 01.01.2013 г. всего из пластов башкирского объекта было добыто 20,4 млн. т нефти, что составляет 75 % от НИЗ, текущая среднегодовая обводненность продукции 95,8 %.

Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено 84 % запасов нефти месторождения. Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований скважин, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Все башкирские пласты объеденены в однин подсчетный объект.

Степень охвата перфорацией представлена в таблице 5.15 и на рисунке5.34. Проанализировано вскрытие перфорацией по 599 добывающим и 233 нагнетательным скважинам. В целом, объект вскрыт перфорацией в скважинах добывающего фонда при охвате по нефтенасыщенной толщине, равном 72 %, и в скважинах нагнетательного фонда при охвате по нефтенасыщенной толщине, равном 77 %. Высокий охват перфорацией по толщине и по площади имеют все пласты, кроме нижнего А_4-7, который в скважинах частично неперфорирован по причине близости ВНК.

Таблица 5.15 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (башкирский объект)

Пласт	Количество скважин доб./нагн.			Средняя нефтенасыщенная толщина, м		Коэф. охвата по толщине доли ед. доб./нагн.
	Вскрывших нефтенасыщ. часть разреза	Перфорированных		вскрытая скважинами доб./нагн.	вскрытая перфорацией доб./нагн.
		скважин	%
А4-1	597 / 233	578 /228	97 / 98	1,9 / 2,1	1,7 / 1,7	0,84 / 0,79
А4-2	578 / 228	558 / 220	97 / 96	1,8 / 1,8	1,5 / 1,6	0,84 / 0,82
А4-3	566 / 220	538 / 215	95 / 98	1,8 / 1,9	1,6 / 1,6	0,84 / 0,84
А4-4	548 /213	519 / 211	95 / 99	2,3 / 2,3	2,0 / 2,0	0,82 / 0,84
А4-5	520 / 199	481 /192	93 / 96	2,2 / 2,2	1,8 / 1,7	0,77 / 0,75
А4-6	493 /190	463 / 183	94 / 96	11,4 / 11,4	9,9 / 9,7	0,82 / 0,82
А4-7	395 /123	335 / 99	85 / 80	10,3 / 7,0	5,6 / 4,8	0,46 / 0,55
В целом	599 / 233	599/ 233	100 / 100	25,5 / 22,8	18,4 / 17,5	0,72 / 0,77

Рисунок 5.34– Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (башкирский объект)

По результатам исследований профилейприемистости выполнена оценка распределения закачки по разрезу. По состоянию на 01.01.2013 г. распределение накопленной закачки по пачкам и пластам представлено на рисунке 5.35. Наиболее промыты пласты А_4-3 (через него прокачан в среднем по скважинам двухкратный поровый объем)и А_4-4 (почти полуторный поровый объем), наименее – А_4-7 (с подошвенным залеганием пластовых вод), охват промывкой остальных пластов одинаков (около одного порового объема) (рис. 5.35 а).Необходимо перераспределение объемов с закачки с целью уменьшения закачки в промытый пласт А_4-3. На долю пласта А_4-6приходится 43 % всей накопленной закачки, на пласт А_4-3 – 17 % и на пласт А_4-4 – 14 %_, доля непроизводительной закачки вследствие ухода закачиваемой воды через негерметичности колонны, муфтовых соединений и забоя (цементного моста) незначительна (1 %)(рис. 5.35 б).

а) распределение в V_пор

б) распределение в % от общего объема закачки

Рисунок 5.35 – Распределение объема накопленной закачки по башкирскому объекту

Распределение текущей закачки за 2005, 2008, 2010 и 2012 годы представлено на рисунке 5.36. К началу 2009 года профиль притока изменился в сторону увеличения доли закачки в пласты А_4-0+1-А_4-5. Это произошло по причине проведения большого количества мероприятий по выравниванию профиля приемистости в 2007-2008 г.г. (47 ГТМ). В 2009-2010 г.г. количество ГТМ этого вида резко уменьшилось до 1-6 ГТМ в год, и вновь выросла доля закачки в пласт А_4-6.

Рисунок 5.36 – Распределение объема текущей закачки по башкирскому объекту

Созданная гидродинамическая модель позволяет оценить текущее состояние разработки с точки зрения выработки запасов по разрезу (табл. 5.16). Запасы пластов вырабатываются недостаточно равномерно. Наилучшим образом выработаны запасы пласта А_4-6, характеризующегося лучшими ФЕС, степенью вскрытия добывающими и нагнетательными скважинами и охватом поддержанием пластового давления. Существенно отстает выработка верхних пластов, имеющие худшие ФЕС, и нижнего пласта А_4-7, который в скважинах частично неперфорирован по причине близости ВНК

Таблица 5.16 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (башкирский объект)

В настоящее время стоит задача обеспечения интенсификации эксплуатации пластов, отстающих по степени выработки. Для достижения этого необходимо проведение ГТМ в нагнетательных скважинах по перераспределению закачки по разрезу, а также ГТМ в добывающих скважинах с целью изоляций обводнившихся пропластков и интенсификации притока из плохо работающих пропластков.

Башкирский объект находится на поздней стадии разработки, практически весь разбурен. В этих условиях прогнозный КИН может быть с достаточной точностью определен по характеристикам вытеснения. Для расчета были использованы три аппроксимационные соотношения (Камбарова, Пирвердяна, Сазонова). Расчет выполнялся до объемной обводненности 99 %. Анализ результатов расчетов показал, что по всем характеристикам последние пять точек фактической динамики аппроксимировались прямой линией с коэффициентом корреляции не меньше 0,99(рис. 5.37). Получены следующие величины оценки извлекаемых запасов: по Камбарову – 22,5 млн. т, по Пирвердяну – 25,4 млн. т, по Сазонову – 28,8 млн. т. Разброс оценок по различным характеристикам достаточно велик.По характеристикам Камбарова и Первердяна утвержденная величина НИЗ не будет достигнута. По характеристике Сазонова утвержденная величина НИЗ будет превышена. Среднее арифметическое значение оценки извлекаемых запасов из рассчитанных по тремзависимостям (25,5 млн. т) ниже утвержденной величине НИЗ (27,2 млн.т). Таким образом, согласно проведенным оценкам по трем характеристикам вытеснения при сохранении текущих тенденций изменения основных показателей разработки объекта можно ожидать, что достигаемый КИН (0,34) будет ниже утвержденного (0,36).

Рисунок 5.37 – Характеристики вытеснения по башкирскому объекту

Выводы

На основе проведенного анализа состояния разработки можно сделать следующие выводы:

– объект практически полностью разбурен, система разработки сформирована;

– фактические уровни основных показателей разработки соответствуют или находятся в пределах допустимых отклонений от уровней, утвержденных в последних проектных документах;

– выполняется программа вывода скважин из неработающего фонда;

– выполняются решения по расширению системы заводнения на всю площадь залежи;

– энергетическое состояние залежи стабильное, пластовое давление снизилось от уровня начального на 11 %;

– оценка по характеристикам вытеснения показала, что при продолжении эксплуатации залежи в текущем режиме может быть достигнут КИН 0,34 при утвержденном 0,36.

С целью улучшения состояния разработки на объекте необходимо:

– завершить формирование системы заводнения на всей площади залежи;

– в зонах с недостаточной компенсацией отбора для предотвращения резкого обводнения рекомендуется при постепенном увеличении закачки выполнение ГТМ по выравниванию профилей приемистости и по изоляции промытых пропластков;

– проводить мероприятия по приобщению к разработке слабо дренируемых пластов, для ликвидации негерметичностей, заколонных перетоков и изоляции высокообводненных пропластков.