Заключение

В заключение работы можно сделать следующие выводы.

На Западно-Сургутском месторождении в разработке находятся пласты АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС_10-11, ЮС₁ и ЮС₂. Основной отбор и анализ керна проводился на этапе разведки и проектирования схемы разработки месторождения до 1990 г.

Общий фонд скважин – 2920 соответствует фонду скважин, утвержденному в проектных документах 1991 г. и 2004 г. В связи с решением о замене бурения уплотняющих скважин на бурение боковых стволов, фонд скважин, предусмотренный для бурения, отнесен к резервному фонду на всех объектах (кроме объекта ЮС₂).

На пласт БС₁₂ планируется пробурить боковой ствол из скважины № 516 (ЦДНГ-5 нагнетательная в ликвидации) объекта БС₁₀, на пласт ЮС₁ – боковые стволы из скважин №№ 2004 (ЦДНГ-3 добывающая), 2005 (ЦДНГ-3 нефтяной пьезометр), 2503 (ЦДНГ-3 нагнетательная) объекта ЮС₂.

За период 2005 – 2015 годов в 197 скважинах, пробуренных на месторождении по состоянию на 01.01.2005 г., планируется зарезка боковых стволов. С учетом стволов, ранее пробуренных в 117 скважинах, общий фонд скважин с боковыми стволами составит 314. В 2005 – 2014 годах боковые стволы планируется пробурить в 69 скважинах. Необходимо отметить, что в данный фонд не включены проектные многоствольно-разветвленные скважины, размещенные на участках ОПР горизонта ЮС₂.

За период 2004-2016гг. объемы воздействия на пласты составляют 2063 скважино-операций, что на 9% меньше объемов предусмотренных в проектной работе 2004г. Основное снижение объемов связано с отказом от применения закачек оторочек химреагентов через кустовые насосные станции и переходом к адресной закачке в нагнетательные скважины, при существенном увеличении технологической эффективности на одну скважино – операцию (в 3-4 раза). Практически в 2 раза увеличен объем применения ГРП (проект-117, план-245), что связано с разработкой более эффективных технологий его проведения, в том числе в горизонтальных скважинах и боковых стволах. Дополнительно планируется добыть 5003.4 тыс.т нефти, или на 9.4% выше проектного значения (4573.9 тыс.т). Превышение связано, в основном, с увеличением объемов применения ГРП.

Доля нефти, дополнительно добытой за счет применения методов воздействия, составит за 2004 – 2016 годы – 26%, в том числе: за счет ГРП – 14% .

По состоянию на 1.09.2014г. на балансе предприятия числится 1498 скважин, в том числе: добывающих – 1124, нагнетательных – 374. В эксплуатационном фонде числится: добывающих – 733 (действующих – 719, бездействующих – 14), нагнетательных – 229 (действующих – 208, бездействующих – 21).

Коэффициент использования: добывающих скважин – 0.98, нагнетательных скважин – 0.90. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0.97, нагнетательных скважин – 0.98.

В неработающем фонде числится 156 добывающих скважин (в пьезометрическом фонде).

Средний дебит скважин по нефти составил 9.9 т/сут, по жидкости – 34.6 т/сут. Средняя обводненность продукции – 71.5%.

С обводненностью выше 90% эксплуатируется 154 скважины, годовая добыча нефти из этого фонда незначительна – 151.6 тыс.т. (9.4% от основной добычи). С дебитами нефти до 5 т/сут эксплуатируется 427 скважин с суммарной годовой добычей – 261.7 тыс.т.

Сопоставление фактических и проектных показателей позволило сделать следующие выводы. В 2000 – 2005 годах добыча нефти по объекту возрастает от 1517.5 тыс.т до 2382 тыс.т. Основная причина роста – разбуривание Восточной залежи и бурение боковых стволов. В 2014 году по проекту планировалось пробурить 11 боковых ствола с дебитом нефти 24.5 т/сут, запущено 14 скважин с дебитом 27.1 т/сут.

За счет превышения дебита нефти и фактически отработанного времени над расчетными значениями фактическая добыча из БС превышает проектную – 42.6 тыс.т за 8 месяцев при проекте 43.1 тыс.т. за год. Добыча нефти по перешедшему фонду – 1611.1 тыс.т выше проектной – 1487.9 тыс.т на 123.2 тыс.т.

Анализ выработки запасов нефти показал, что средний коэффициент вторичного вскрытия толщины пласта составляет 0.81.

Пласт работает по всей эффективной перфорированной толщине. Коэффициент работающей толщины 1.0. В процесс разработки вовлечено 84% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Повсеместное и наиболее монолитное строение имеет лишь верхняя часть пласта. Нижняя часть значительно расчленена, нередко выклинивается и образует отдельные продуктивные линзы. Как показали результаты исследований выработкой охвачена вся продуктивная толщина пласта. Коэффициент заводнения толщины пласта составил 0.65 при диапазоне изменения от 0.10 до 0.92.

Выработка запасов происходит неравномерно и по разрезу и по толщине пласта БС₁₀.

Закачиваемую воду пласт принимает по всей эффективной перфорированной толщине. Перфорацией вскрыто 84% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Коэффициент работающей толщины – 1.06 обеспечивает вовлечение в процесс вытеснения 90% эффективной нефтенасыщенной толщины. Коэффициент охвата заводнением – 0.90.

Максимальные текущие нефтенасыщенные толщины отмечаются в зонах стягивающих рядов практически по всей площади пласта БС₁₀. Остаточные нефтенасыщенные толщины до 8 метров приурочены к южной части пласта (район реки Обь).

Зоны с наибольшей плотностью запасов нефти перспективны для бурения боковых стволов.

Анализ эффективности реализуемой системы разработки позволил сделать заключение о том, что в основу формирования систем размещения скважин на участках пласта БС₁₀, которые в плане совмещаются с пластом БС₁ (участки 2, 3а, 3б, 4, 5), также были положены технологические решения первых проектных документов (1966, 1969гг.). Базовые системы размещения скважин: 3-ех рядные (участки 2, 4, 5), 5-ти рядная (участок 3а + 3б).

На участках 6, 7, 8 первоначально была также запроектирована трехрядная система размещения скважин с расстояниями 700м от нагнетательных до трех добывающих рядов и 600м между рядами добывающих скважин. Плотность сетки: общая – 37.1 га/скв., в зоне отбора – 36 га/скв.

В проектном документе 1978г. было принято решение о дальнейшем разбуривании основной залежи объекта БС₁₀ по площадной 9-ти точечной системе (участок 9) и усилении рядных систем путем очагового заводнения.

Таким образом, в соответствии с данным решением участок 3 нагнетательным рядом был разделен на 2 участка: 3а и 3б, на участках 2, 4, 5, 6, 6а в центральных рядах было организовано очаговое заводнение. На Восточной залежи (участок 11) система размещения скважин – трехрядная (600х600м).В результате трансформации рядные системы (и частично площадная на участке 9) были уплотнены, организовано очаговое заводнение. Реализовааные плотности сетки скважин составили: 12 (участок 2) – 37.1 га/скв. (участки 7, 8).

Бурение боковых стволов осуществляется с 1999 года. По состоянию на 1.09.2014г. пробурено 110 боковых стволов, в том числе: горизонтальных – 92; добыто 42.6 тыс.т нефти (3% общего объема годовой добычи). Всего за 1999 – 2014 годы отобрано 2267.6 тыс.т нефти. Применение БС является эффективным мероприятием по вовлечению в активную разработку запасов нефти, слабодренируемых основной сеткой скважин.

По состоянию на текущую дату из пласта БС₁₀ добыто 75039 тыс.т нефти, отбор от НИЗ составил 76.6% при обводненности 71.5%. Накопленный водонефтяной фактор – 1.0, текущий – 2.3.

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды – 97.8%, накопленная – 112.5%. Система заводнения обеспечивает поддержание пластового давления на уровне начального: текущее пластовое давление составляет 23.0 МПа при начальном – 23.2 МПа.

Прогнозный КИН по объекту БС₁₀ без учета дополнительной добычи нефти от применения боковых стволов оценивается на уровне 0.37 при числящемся на балансе – 0.39. Применение боковых стволов позволит увеличить КИН до 0.40.

Таким образом, реализуемые на объекте БС₁₀ системы разработки являются эффективными и позволяют превысить утвержденный КИН.