2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Характеристика и анализ технологических показателей разработки Илькинского месторождения

Проект разработки Илькинского нефтяного месторождения был составлен в 1979 году БашНИПИнефть, а с 1980 года началась разработка месторождения.

В принятой системе разработки Илькинского месторождения был выделен един­ственный объект разработки – пласт Дкын. Согласно проекту залежь нефти пласта Дкын должна была разбуриваться по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Плотность сетки скважин равна 32,4 га/скв, в центральных зонах – 21,8 га/скв. В начале разработки Илькинского месторождения было пробурено 82 добывающих, 2 нагнетательных и 3 специальных скважины. В среднем за год планировалось добывать до 50 тысяч т нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. пробурено 85 скважин, месторождение разрабатывается 56 добывающими скважинами. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин.

На начальном этапе предполагалось вести разработку на естественном упруговодонапорном режиме, а с 1985 года с поддержанием пластового давления закачкой воды. Закачку предусматривалось производить из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа. За год в среднем планировалось закачивать 52,06 тысяч м³ воды. Заводнение предполагалось начать на северном участке, а на южном было отказано на ввод нагнетательных скважин по причине нахождения этого участка в природоохранной зоне. На северном участке месторождения нагнетательные скважины должны были располагаться по осевой системе, где на одну нагнетательную скважину приходится по десять добывающих.

В разработке Илькинского месторождения выделяют несколько стадий разработки залежи.

Первая стадия, начальная стадия (1980-1990 гг.) характеризуется интен-сивным ростом добычи нефти и ростом закачки воды – это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 318,2 тысяч т, обводненность продукции не превышала 8 %.

Вторая, основная стадия (1991-1995 гг.) характеризуется постепенным увеличением и стабилизацией добычи нефти. Эти изменения обусловлены мероприятиями по развитию системы приконтурного и очагового заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 628,3 тысяч т, обводненность продукции возросла до 12 %.

Начиная с 1996 года, месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низкими дебитами работающих скважин, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. [2]

Анализируя график разработки Илькинского месторождения за 1997-2012 гг. (динамика показателей разработки представлена на рисунке 2.1), можно сказать, что максимальная добыча нефти и добыча жидкости в этом периоде были отмечены в 1999 году, затем постепенно идет стабильное снижение добычи нефти и жидкости. Это, в первую очередь, связано с выработкой залежи.

В 2002 году добыча нефти составляет 19,6 тысяч т. Это связано с уменьшением отборов жидкости и объемов закачки воды в связи с ростом обводненности продукции скважин. В последующее время наблюдается увеличение добычи нефти и жидкости. Причиной послужил перевод четырех добывающих скважин в нагнетательные в период с 2006 по 2012 год и применение технологий, повышающих нефтеизвлечение пластов в период с 2010 по 2012 год. Цель - увеличение пластового давления, изменение направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон.

На протяжении анализируемого периода добыча жидкости не превышала объёмы закачиваемой воды. По рисунку 2.1 видно, что кривые по добыче жидкости и по закачке воды ведут себя практически параллельно, то есть с увеличением закачки отбор жидкости также увеличивался и, наоборот, благодаря чему пластовое давление во всём анализируемом периоде сильно не изменялось и в среднем составляло 12,5 МПа.

Некоторые показатели состояния разработки приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Технологические показатели состояния разработки

Годы	Добыча нефти, тысяч т	Добыча жидкости тысяч т	Закачка воды, тысяч м3	Расчетный коэф-т извлечения нефти, %	Обводнен-ность, %	Текущая компенсация отбора закачкой в пов. усл., %	Накопленная компенсация отбора закачкой в пов. усл., %
1980	10,932	13,480	0,000	0,2	18,899	-	-
1981	21,514	22,204	0,000	0,7	3,109	-	-
1982	28,797	29,157	0,000	1,3	1,234	-	-
1983	30,566	31,346	0,000	2	2,488	-	-
1984	21,850	22,999	0,000	2,5	4,997	-	-
1985	19,877	21,658	19,740	2,9	8,222	105,1	16,2
1986	25,618	29,085	67,160	3,5	11,920	337,2	71,1
1987	43,044	48,712	114,310	4,4	11,635	585,3	185,5
1988	42,356	48,598	86,410	5,3	12,845	1053,3	342,5
1989	49,492	54,809	61,350	6,4	9,701	1053,6	463,3
1990	44,808	49,212	83,940	7,4	8,949	197,3	428,1
1991	46,412	52,828	80,020	8,4	12,144	175,7	396,8
1992	40,888	45,001	95,970	9,3	9,141	246,5	382,3
1993	49,599	54,294	75,270	10,4	8,648	160,4	359,3
1994	42,253	47,246	73,265	11,3	10,567	178,9	344,4
1995	34,892	40,580	65,200	12,1	14,016	185,3	333,8
1996	32,735	38,580	62,880	12,8	15,149	188,0	325,1
1997	32,067	41,703	51,975	13,5	23,106	143,8	314,2
1998	30,716	42,501	53,053	14,1	27,728	144,1	304,3
1999	33,317	48,761	51,414	14,9	31,673	121,6	292,9
2000	25,413	39,434	50,335	15,4	35,555	147,2	285,9
2001	21,680	32,105	52,471	15,9	32,473	188,8	282,3
2002	19,572	32,071	53,730	16,3	38,972	193,3	279,1
2003	18,571	31,206	52,440	16,7	40,490	194,4	276,2
2004	17,636	37,485	53,835	17,1	52,951	165,6	271,9
2005	17,219	34,784	58,615	17,5	50,499	182,5	268,7
2006	17,077	32,000	56,640	17,9	46,636	192,4	266,3
2007	16,633	34,450	56,608	18,2	51,718	168,4	263,2
2008	15,528	31,449	56,606	18,5	53,805	180,4	260,8
2009	14,306	28,974	54,181	18,9	50,625	183,3	257,8
2010	17,263	34,628	56,729	19,9	50,147	189,8	251,2
2011	23,055	48,334	79,422	21,2	52,301	190,3	249,9
2012	32,896	66,639	109,500	22,8	50,636	192,5	246,2

Рисунок 2.1 – Динамика показателей разработки Илькинского месторождения

Динамика изменения объемов закачки воды на протяжении разработки месторождения определялась в зависимости о т величины пластового давления и процента обводненности.

Обводнённость росла с 1997 года и к концу 2001 года достигла 22 %, добыча при этом уменьшалась, и чтобы не допустить еще более сильной обводненности, уменьшили закачку.

На конец анализируемого периода закачка увеличилась до 109,5 тысяч м³. Это связано с переводом четырех добывающих скважин в нагнетательные для поддержания пластового давления в целях предотвращения преждевременного падения добычи нефти.

По состоянию на 01.01.2013 г. на Илькинском месторождении добыто 938,582 тысяч т нефти и 1266,313 тысяч т жидкости. Годовой темп отбора 0,4 % от текущих извлекаемых запасов. Степень выработки начальных извлекаемых запасов составила 70,7 % при фонде добывающих скважин 56 единиц и обводненности добываемой продукции 50,6 %. Текущий К_ин составил 0,228 (начальные геологические запасы – 4587 тысяч т) при предлагаемом к ­утверждению 0,423.

Важный показатель, характеризующий эффективность системы разработки месторождения – пластовое давление. Анализ результатов замеров пластовых давлений, производящихся на месторождении, показал их низкую достоверность вследствие недовосстановленности уровней жидкости в скважинах. По данным геологической службы НГДУ «Октябрьскнефть» средневзвешенное пластовое давление составляет 12,6 МПа при начальном давлении 18,8 МПа. На рисунке 2.2 представлен график, отражающий изменение пластового и забойного давления, объемы добычи и закачки жидкости.

По рисунку 2.2 видно, что после ввода месторождения в эксплуатацию наблюдается падение пластового давления при минимальном его значении в 1985 г. В 1985 г. начали проводить закачку жидкости, причем в больших объёмах (максимально – 120 тысяч м³ в год), что привело к постепенному росту пластового давления. Максимальное падение давления составило 40 атм. В настоящее время пластовое давление в среднем на 20 атм ниже перво-начального и поддерживается ежегодными закачками порядка 100 тысяч м³. При этом ежегодные отборы жидкости составляют около 60 тысяч м³.

В целом по месторождению наблюдается перекомпенсация отбора закачкой (таблица 2.1) за счет существовавших ранее заколонных перетоков жидкости и утечек жидкости через места негерметичности эксплуатационной колонны.

На рисунках 2.3 – 2.4 представлены графики накопленной добычи нефти, жидкости, работы добывающих скважин и динамика обводненности продукции соответственно. В связи с вводом 5 новых скважин в эксплуатацию на этих рисунках учтены и их показатели.

Рисунок 2.2 – Динамика изменения давления, объемы добычи и закачки жидкости

В таблице 2.2 приведено сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. Основная причина отставания фактических показателей от проектных, на мой взгляд, в неэффективной системе разработки.

Рисунок 2.3 – Накопленная добыча нефти

Рисунок 2.4 – Накопленная добыча жидкости

Таблица 2.2 – Сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. на Илькинском месторождении

Показатели	2003 год		2004 год		2005 год		2006 год		2007 год		2008 год
	про-ект	факт	про-ект	факт	про-ект	факт	про-ект	факт	про-ект	факт
Темп отбора от НИЗ, %	2,3	0,4	1,9	0,4	1,6	0,4	1,3	0,4	1,2	0,4	0,2
Темп отбора от ТИЗ, %	11,8	0,5	10,4	0,5	10,0	0,5	9,4	0,5	9,0	0,4	0,2

Для максимального отбора жидкости и нефти из пласта необходимо поддерживать пластовое давление. С этой целью осуществляется воздействие на пласт путём закачки воды. С самого начала разработки необходимо следить за изменениями пластового давления и не допускать его снижения.

За счет подъёма водонефтяного контакта пласт выработан по мощности на 4,3 м, а за счет продвижения контуров нефтеносности пласт выработан по площади на 175 м на северо-восточном участке и на 100 м на юго-западном. Это объясняется тем, что на северо-восточном участке объем закачки воды в пласт и отбор жидкости больше, чем на юго-западном, так как на южном блоке систему ППД начали применять только в 2006 году. После внедрения системы поддержания пластового давления динамика обводнения менялась со временем таким образом, что максимальные отборы по воде оказались сконцентрированы в центральной части месторождения (скважины № 1624, 1853, 56, 1634 и другие), а в краевых зонах, на северо-восточной и особенно на юго-западной степень обводнения продукции осталась практически неизменной.

По таблице 2.3 можно проследить, что пласт Дкын практически полностью выработан. Остаточные запасы нефти составляют 89 тысяч т.

Таблица 2.3 – Выработка запасов нефти по отложениям кыновского горизонта Илькинского месторождения

Накопленный отбор на 01.01.2013 г.		Коэффициент извлечения нефти, доли ед.		Остаточные извлекаемые запасы, тысяч т
нефти, тысяч т	жидкости, тысяч т	проектный	текущий
938,6	1266,3	0,25	0,23	89

В целом из анализа разработки кыновских залежей нефти Илькинского месторождения можно сделать вывод о положительном опыте применения ППД закачкой пластовой воды. Однако сложившаяся система разработки месторождения недостаточно эффективна, поскольку наиболее интенсивно вырабатываются только участки вблизи очагов нагнетания. При этом невыработанными остаются краевые участки залежи.

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения

На 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 85 скважин. В добывающем фонде числится 61 скважина, из них действующих - 56, бездействующих - 5. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. Кроме того, в фонде имеются 2 пьезометрические скважины, 8 скважин ликвидированных (из них 7 скважин после бурения и 1 скважина после эксплуатации), 1 скважина находится в консервации. [3]

В 2003 г. в скв. 1615 был забурен боковой ствол, ему был присвоен номер 1615с1. На сегодняшний день эта скважина эксплуатируется с открытым забоем на пласт Дкн1.

На 01.01.13 г. пробурено 7 новых скважин. Среди них в добывающем фонде числится 5 скважин, 1 скважина находится в бездействии и 1 – в консервации. Фонд скважин приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Фонд скважин Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.

Назначение скважин	Количество скважин, шт.
Дающие продукцию (Дкн) ШГН: В бездействии В консервации	47 5 1
Дающие продукцию (Дкн) ЭЦН:	9
Всего действующих	68
Пьезометрические	2
Ликвидировано после бурения (Дкн)	7
Ликвидировано после эксплуатации (Дкн)	1
Фонд нагнетательных скважин	12
Водозаборные	7
Всего пробурено	85

Рассмотрим фонд нагнетательных скважин Илькинского месторождения более подробно.

Нагнетательный фонд скважин длительное время оставался стабильным и составлял 8 скважин. И только в 2006 году перевели две скважины под нагнетание с целью увеличения пластового давления, изменения направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон. Еще 2 скважины были переведены в фонд нагнетательных скважин в 2010 и 2012 гг.

С целью увеличения охвата залежи заводнением, проектное площадное заводнение совершенствуется очаговым путем перевода под нагнетание обводнившихся эксплуатационных скважин. В качестве вытесняющего агента используют высокоминерализованные термальные воды терригенного девона. Плотность воды составляет 1,15 г/см³. Закачка воды производится ЭЦН из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа и не выше 0,6 горного давления. Самая распространенная установка, используемая для закачки на Илькинском месторождении – ЭЦН5-2-1950. За год в среднем закачивается 65,5 тысяч м³ воды.

В таблице 2.5 представлены значения приемистости по всем нагнетательным скважинам месторождения.

Таблица 2.5 – Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.)

Интервал значений приемистости, м3/сут	Количество скважин, шт.	Доля от общего количества, %
20-25	4	33,3
25-30	-	-
30-35	3	25
35-40	-	-
40-45	2	16,7
45-50	-	-
50-55	2	16,7
55-60	1	8,3

По вышеизложенным данным приведем гистограмму.

Рис. 2.5 - Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.)

Приёмистость по 12 скважинам Илькинского месторождения колеблется от 20 до 60 м³/сут. По 4 скважинам (33,3 % фонда) приёмистость составляет от 20 до 25 м³/сут, по 2 скважинам (16,7 % фонда) приемистость изменяется от 40 до 45 м³/сут и от 50 до 55 м³/сут, и всего по 1 скважине (8,3% фонда) приемистость составляет 60 м³/сут (рис. 2.5).

В таблице 2.6 представлено распределение всех нагнетательных скважин месторождения по водозаборным скважинам.

Таблица 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки

Водозаборная скважина	Количество нагнетательных скважин, шт.	Доля от общего количества, %
№ 1613	1	8,3
№ 1646	5	41,7
№ 1611	2	16,7
№ 1623	2	16,7
№ 1858	2	16,7

Учитывая данные из таблицы 2.6, строим гистограмму.

Рис. 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки

Как видно из гистограммы (рис. 2.6), источником закачки пластовой воды на Илькинском месторождении являются 5 водозаборных скважин. В 5 нагнетательных скважин (41,7 % фонда) осуществляется закачка воды из скв. 1646, по 2 нагнетательные скважины (16,7 % фонда) обеспечивают водой скв. 1611, 1623 и 1858, и 1 скважину (8,3% фонда) – скв. 1613.

Таблица 2.7 - Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по забойному давлению

Значение забойного давления P3, МПа	Количество нагнетательных скважин, шт.	Доля от общего количества, %
20-22	0	0
22-24	4	33,3
24-26	2	16,7
26-28	2	16,7
28-30	2	16,7
30-32	1	8,3
32-34	1	8,3

На рисунке 2.7 представлено распредение нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления. Исходя из этого можно сказать, что у большинства скважин (33,3 % фонда) забойное давление колеблется в пределах 22-24 МПа, наивысшие значения (более 30 МПа) отмечаются всего на двух скважинах месторождения.

Рисунок 2.7 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления

В качестве наземного оборудования на скважинах Илькинского месторождения применяется арматура марки АН1-65х210.

В качестве подземного оборудования используются НКТ и пакеры. Диаметр НКТ – 73 мм. Распределение нагнетательных скважин месторождения по пакерам приведено в таблице 2.8

Таблица 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера

Тип пакера	Количество скважин, шт.	Доля от общего количества, %
ПРО-ЯДЖ-122	3	25
ПВМ-122-500	5	41,7
ПВМ-118-500	2	16,7
ПМ-А1 122-52-500	1	8,3
ПРО-ЯМО-118	1	8,3

Таким образом, самый распространенный тип пакера, используемый в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения - ПВМ-122-500, предназначенный для уплотнения колонны НКТ и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах – установлен на 5 скважинах (41,7 % фонда). Менее применим пакер двухстороннего действия ПРО-ЯДЖ-122, предназначенный для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды – 3 скважины (25 % фонда). Всего по одной скважине приходится на пакера типов ПМ-А1 122-52-500 и ПРО-ЯМО-118, что составляет 8,3 % фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения.

Исходя из таблицы строим гистограмму.

Рисунок 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера

Обобщая характеристику фонда скважин Илькинского месторождения, можно отметить, что в настоящее время в фонде действующих добывающих скважин месторождения находятся 56 скважин. Нагнетательный фонд ограничен 12 скважинами. Разбуривание сетки скважин на Илькинском месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 8,5:1.