Покровского месторождения Оренбургской области

43

2.4.2 Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин

Анализ эксплуатации добывающих скважин

Коэффициент использования добывающего фонда на объекте А4 составляет 0,95.

Неработающий добывающий фонд составляет 13 скважин, из них две скважины числятся в бездействующем фонде

(скв. 209 - аварийная, 308 - обводнение), 11 скважин наблюдательных и 19 скважин в ликвидации.

Среднегодовые показатели по действующим добывающим скважинам составили: дебит нефти – 10 т/сут, дебит жидкости – 44 т/сут, средняя обводнённость продукции – 77%.

Распределение действующих добывающих скважин по дебиту нефти, жидкости и обводненности представлено на рисунке 2.8

Распределение действующих добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности (слева), жидкости и обводненности (справа).

Объект А4

Консорциум « Н е д р а »

44

Рис. 2.8

Анализ распределения показал:

•с дебитами жидкости до 20 т/сут работают 39 скважин (65 % от действующего добывающего фонда объекта), из них

25 скважин (40 %) имеют обводненность менее 50 % (по этой группе скважин возможно проведение мероприятий по интенсификации притока);

•с обводненностью свыше 50 % работает 30 скважин (49 %). 7 скважинам из них, по малодебитности (< 10 т/сут)

требуется ГТМ по интенсификации притока в сочетании с РИР;

•к высокодебитному фонду (дебит жидкости выше 50 т/сут) относится 11 скважин (18 %), из них 9 скважин работает с обводненностью >50 %.

Консорциум « Н е д р а »

45

Анализ эксплуатации нагнетательных скважин

Ввод скважин под закачку воды на объекте А4 с целью поддержания пластового давления начался в 1971 году. На сегодняшний день в нагнетательном фонде числятся 58 скважин, из них под закачкой 43, 3 скважины находятся в бездействии (302 аварийная, 316 и 837 остановлены по причине неэффективной закачки), 3 наблюдательные и 8

скважины в ликвидации и одна в ожидании ликвидации. С начала освоения системы ППД закачано 62296,6 тыс. м3 воды,

текущая компенсация отборов 152 %. В среднем приемистость нагнетательных скважин составляет 100 м3/сут.

2.4.3 Анализ обводнения залежи

По пласту А4 первый год эксплуатации был безводным - доля воды в продукции скважин составила 0%. Первые пять лет разработки скважины давали безводную продукцию – среднегодовая обводненность не превышала 1,1% (1969

г.). Следующие пять лет 1-й стадии разработки (1965-1973 гг.) обводненность так же выросла незначительно, так как новые скважины в начальный период все давали безводную продукцию. К 1973 г. обвдненность составила 6,0%.

Значительный рост обводненности произошел в период второй стадии разработки (1974-1982 гг.), когда обводненность выросла с 7% до 49,3% за 9 лет. Ввод новых высокодебитных скважин, имеющих среднюю обводненность менее 10%, не смог снизить всеобщего роста процента воды в продукции залежи.

Близкое расположение водоносных пропластков является осложняющим фактором для разработки пласта А4 из-за опасности возникновения водяных конусов. Учитывая это, для вскрытия нефтенасыщенных интервалов в скважинах месторождения использовались, в основном, сверлящие перфораторы. Причем в нефтенасыщенных пропластках,

вскрывалась преимущественно верхняя часть. Но, ни применение сверлящих перфораторов для вскрытия

Консорциум « Н е д р а »

46

нефтенасыщенных интервалов, ни низкие депрессии на пласт в условиях высокой вертикальной проницаемости для воды не позволили предупредить интенсивное обводнение части эксплуатационных скважин.

С 1983 г. количество высокообводненных скважин на объекте увеличивалось – обводненность продолжала расти. В

период 3-й стадии (1983-2004 гг.) более половины скважин объекта эксплуатируются с обводненностью 60-70%.

Среднегодовая обводненность за период составила 48,8-82,2%.

Период повторного ввода новых скважин (2005-2012 гг.) позволил несколько снизить среднегодовой показатель обводненности продукции до значений 72-76% в 2010-2011 гг., но уже к 2015 г. процент воды вырос до 77,5%.

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей

Сопоставление основных проектных и фактических показателей приведено на рисунке 2.9 и в таблице Ошибка!

Источник ссылки не найден..

Действующим технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Покровского газонефтяного месторождения», выполнено ООО «ТННЦ» (протокол ЦКР Роснедра № 740 от 16.11.2013 г).

В2011-2012 гг. фактические уровни добычи нефти отставали от проектных на 11-5%, что связано с отставанием в 2011 г. фонда скважин на 14 скважин. Ввод новых скважин позволил в 2012 г. превысить добывающий фонд на 1 скважину, но более низкая производительность скважин по нефти и более высокая обводненность продукции не позволила достичь проектные уровни. Добыча жидкости превышала запроектированные значения на 9-19%.

В2013-2014 гг. фактические уровни добычи нефти соответствовали проектным (расхождение ±1-2%). При

Консорциум « Н е д р а »

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

47

отставании фонда скважин на 3-8 единиц, соответствие обусловлено более высокой производительностью скважин и выполнением решений по вводу скважин в 2013 г., а в 2014 г. введено на 4 скважины больше.

В2015 году фактические уровни добычи нефти и жидкости превышают проектные на 4%, что обусловлено реализацией высокоэффективной программы ГТМ и опережающим вводом в разработку объекта А0. Проектные решения по бурению скважин выполнены с опережением.

Впериод 2012-2014 планировалось пробурить одну эксплуатационную скважину и 14 боковых стволов, по факту реализовано бурение пяти эксплуатационных, одной разведочной скважины, и 18 боковых стволов.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Объект А4

Консорциум « Н е д р а »

48

Рис. 2.9

Фактические уровни закачки в 2011-2013 гг. превышали запроектированные уровни на 5-37%, что при отставании фонда скважин на 1-11 скважин обусловлено их значительно большей приемистостью, чем у проектных скважин. В

2014-2015 гг. уровни закачки отставали на 16-19%. В 2014 г. фонд нагнетательных скважин отставал на 4 скважины, в 2015 г. соответствовал ему. Фактическая приемистость была несколько ниже проектных значений.

Таблица 2.3

Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки пласта А4

Консорциум « Н е д р а »

2.6. Определение эффективности разработки расчетными методами

Для прогноза показателей разработки воронежского горизонта использованы характеристики вытеснения Г.С.Камбарова, так как текущая обводненность пласта А4 более 70%.

Согласно методике Г.С.Камбарова, характеристика вытеснения строится в координатах QнQж – Qж и на поздней стадии разработки представляет собой прямую линию, описываемую уравнением:

Консорциум « Н е д р а »

где:

Qжi – заданная годовая добыча жидкости, тыс.м3;

ti – время, начиная с первого года прогнозного периода (i=1,2....,n), годы;

Qнi-1 – накопленная добыча нефти в (i-1) году, тыс.м3.

Затем рассчитываются годовые отборы воды, обводненность продукции, темпы отбора и другие показатели разработки на период прогноза.

Извлекаемые запасы нефти (в тыс.м3), которые могут быть добыты из пласта при существующей системе и технологии разработки, согласно методике Г.С.Камбарова численно равны коэффициенту А, определяемому по формуле

(2.2). Ниже приведены результаты расчета прогнозных показателей разработки пласта А4 при условии, что годовой отбор жидкости сохранится на уровне 2015 г. (865,9 тыс.м3).

Консорциум « Н е д р а »

51

Консорциум « Н е д р а »