на 0,8 МПа.

Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв

+ VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система

заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала

реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а

также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.

Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года )

колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным

величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее

Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане

горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения

проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда

добывающих и нагнетательных скважин.

Система ППД на месторождении применяется с 1973 года ( X, XII

горизонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения

разрабатываются шесть объектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII

горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи

нефти месторождения.

Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя

приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX)

до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,

текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давление по горизонтам

составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления

с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.

Приведенная выше характеристика текущего состояния разработки

месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании

нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению

места и количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а

также возможного утока закачиваемой воды за контур имеет место

несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по

данным НГДУ.

За 1995 год по указанным горизонтам добыча жидкости в пластовых

условиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854

млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 при

колебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целом по

месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть

на вытеснение нефти расходуется только 26% закачиваемой воды.

Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-

1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей

закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля

потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при

проектной величине потерь 30 %.

Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по

горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и

отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за

контур оценивается по Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды

за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите

таблицу 1.10.

Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери

закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на

поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.

Для сохранения потерь закачки прежде всего необходимо определить

источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого

нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-

вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению места и количества

воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс)

ГИС наиболее информативен в этом плане. Все эти рекомендации по контролю

за работой системы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены и

запланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.

II.2.2. Выполнение проектных решений разработки месторождения.

В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений

по системе разработки месторождения с точки зрения оценки степени

реализации запроектированной технологии, соответствия фактических

показателей разработки проектным и выявления основных причин их

расхождения.

Основными элементами технологии разработки являются: разработка

выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема

размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и

нагнетательных скважин.

Анализ состояния разработки показывает, что все выделенные объекты

эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой

скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI

горизонты, на которых имеются 32 добывающих и 3 нагнетательные скважины,

совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.

Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью

геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в,

VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются

обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и

рекомендаций авторского надзора.

Система заводнения. По всем основным разрабатываемым объектам

месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещения

соответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается

за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено

технологически.

Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов,

приуроченных к приконтурным зонам и зонам с низко продуктивными

коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдается

разрежение сетки за счет недоразбуренности проектного фонда скважин(

например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб,

IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта).

Анализ результатов бурения скважин на этих участках показывает, что

добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале

разработки этих зон. В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и

активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть

нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может

быть отменено.

В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно

проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

Осуществляемая система заводнения по соотношению количества добывающих

и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом

соответствует проектным .

Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам

месторождения фактическая плотность сетки скважин в разбуренной части

залежи соответствует проектной величине и изменяется от 15(VIII) до 20 га

(IX) на скважину.

Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектам

поддерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VI

горизонтов текущее пластовое давление на уровне и выше начального. По

остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7

(X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давления по

Vаб горизонту носит растущий характер, по всем остальным -

стабилизировалось за весь послепроектный период на одном уровне.

Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на

уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление

выше проектного на 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X) ниже

проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения

по этим горизонтам на 2,4-5,0 МПа и составляющего 12,4-18,0 МПа ( против

принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличие между фактическими и проектными

забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С

учетом текущего давления насыщения рекомендуемые уровни забойного давления

по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по

месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6

тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза

(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора

жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как

показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и

несоблюдении техники и технологии добычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления нагнетания по

всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в 1995 году при

проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетания не

реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа.

Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по

месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с

225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в

недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту единая и

стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки по

давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11

МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в

разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические

работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы

нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние

10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам

(горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-

2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146

миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по

проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемых запасов нефти месторождения.

Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано воды в

пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов

закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет

923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7