Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Характеристики вытеснения по рассматриваемой зоне представлены на рисунке 2.2.8.

Рисунок 2.2.8 – Характеристики вытеснения по зоне тонкослоистых коллекторов объекта АВ₁^1-2

Начальные геологические  запасы нефти умереннопроводной  зоны по геологической модели объекта  АВ₁^1-2 определены в количестве около 70 млн. т. Начальные извлекаемые запасы зоны при утвержденном КИН=0,325 д. ед. составят более 20 млн.т. Геологические характеристики пласта в пределах зоны следующие: Н_эф^ср = 8,4 м, К_пр^ср = 23,1 мД, К_н^ср=0,508 д. ед.

Разработка умереннопроводной  зоны характеризуется величиной  текущего КИН=0,061 д. ед. при обводненности  – 81,3 %. Объем остаточных запасов  нефти по состоянию на 1.01.2012 г. составляет около 20 млн. т, или в расчете на 1 действующую добывающую скважину – около 80 тыс. т. Кратность остаточных запасов при текущей динамике добычи составляет 32 года.

Отбор извлекаемых запасов  и достижение проектного КИН по зоне коллекторов смешанного типа объекта  АВ₁^1-2 при сохранении текущего состояния разработки являются проблематичными. Для более полной выработки запасов пласта необходимо проведение мероприятий, в первую очередь по уплотнению сетки путем бурения и возвратов скважин,  совершенствованию системы разработки.

В скважинах рассматриваемой зоны разработкой охвачен весь разрез пласта, нижние интервалы пласта практически полностью замещены водой. В кровельной части разреза происходит постепенное замещение газа газо-жидкостной смесью (смесью нефти с водой либо с газом). Центральная часть пласта наименее охвачен процессами заводнения. В целом остаточные запасы имеют сложную структуру и распределены в кровельной и центральной частях объекта.

Неразбуренная часть краевой зоны

Неразбуренная краевая  зона объекта АВ₁^1-2 в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» является самой обширной среди выделенных зон по площади распространения (занимает 33,5 % площади объекта в пределах лицензионного участка). Геологические характеристики пласта в пределах зоны следующие: Н_эф^ср = 9,1 м, К_пр^ср = 22,9 мД, К_н^ср=0,444 д. ед. По сравнению с другими зонами анализируемая зона характеризуется значительно меньшей проницаемостью, а также пониженным насыщением.

Начальные геологические  запасы нефти неразбуренной краевой  зоны объекта АВ₁^1-2 составляют более 95 млн. т, начальные извлекаемые запасы участка при утвержденном КИН=0,325 д. ед оцениваются в 31 млн. т.

Оценивать состояние выработки  рассматриваемой зоны в данный момент  времени нецелесообразно, поскольку  на ее территории промышленная эксплуатация ведется единичными скважинами.

Перспективы разработки данной зоны связаны с разбуриванием  неосвоенных территорий, а также  с формированием системы заводнения.

2.3  Анализ состояния фонда скважин

Реализация проектного фонда

Согласно «Авторскому надзору  за выполнением проектных решений  по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд по объекту  АВ₁^1-2 в пределах деятельности л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710 нагнетательных

В границах лицензионного участка  предполагалось бурение 738 скважин, в  том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В период после принятия проектного документа (2009 – 2011 гг.) планировалось пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению. Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ₁^1-2 по состоянию на 1.01.2012 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных.

Текущее состояние фонда скважин

По состоянию на 1.01.2012 г. общий фонд объекта составляет 1477 скважин, в т. ч. добывающий – 1105 ед., нагнетательный – 372 ед. Распределение добывающих и нагнетательных скважин по категориям приведено на рисунке 2.3.1. Характеристика пробуренного фонда объекта на дату анализа приведена в таблице 2.3.1.

а) добывающий фонд                                         б) нагнетательный фонд

Рисунок 2.3.1 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Распределение фонда скважин по категориям на 1.01.2012 г.

В добывающем фонде объекта числятся 1105 скважин, из них: действующих – 971, бездействующих – 79, в консервации  – 8, пьезометрических – 27, ликвидированы  или в ожидании ликвидации – 20. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 1050 единиц (95 % от общего числа добывающих скважин).

Таблица 2.3.1 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2012 г.

Категория скважин	Использование фонда скважин	АВ11-2
Добывающие	Действующие	971
	В освоении после бурения	0
	Бездействующие	79
	Эксплуатационный фонд	1050
	В консервации	8
	Пьезометрические	27
	Наблюдательные	0
	Ликвидированные	20
	Всего	1105
Нагнетательные	Под закачкой	366
	В освоении	0
	В отработке на нефть	180
	Бездействующие	4
	Эксплуатационный фонд	370
	В консервации	0
	Пьезометрические	0
	Наблюдательные	0
	Ликвидированные	2
	Всего	372

 

В нагнетательном фонде числится 372 скважины, из них: действующих – 366, бездействующих – 4, ликвидированы  – 2. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 370 скважин (99,5 % от общего числа нагнетательных скважин).

В настоящее время добывающий фонд скважин эксплуатируется механизированным способом, 94 % скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, 6 % скважин с помощью ШГН.

Использование пробуренного фонда

Объект АВ₁^1-2 находится в стадии активной разработки и для него характерно значительное увеличение фонда за счет перевода скважин с других пластов и бурения новых скважин. За последние пять лет действующий нагнетательный фонд вырос более чем в 2 раза (с 178 ед. в 2007 г. до 366 ед. в 2011 г.). Действующий добывающий фонд за аналогичный период увеличился в 1,5 раза (с 645 ед. в 2007 г. до 971 ед. в 2011 г.). На рисунке 2.3.2 представлена динамика фонда объекта и коэффициентов использования и эксплуатации за последние пять лет.

На 1.01.2012 г. действующий фонд добывающих скважин составил 87,9 % от общего фонда и 92,5 % от эксплуатационного. В 2011 году, по сравнению с предыдущим годом, действующий добывающий фонд увеличился на 65 скважин. При этом следует отметить, всего в 2011 году из действующего фонда выбыло 40 скважин. Основные причины выбытия – нерентабельность (малодебитность) фонда, выбытие под закачку и обводнение. Коэффициент использования добывающих скважин увеличивался в 2007 – 2009 гг. на фоне сокращения бездействующего фонда. Последние два года наблюдается некоторое снижение с 0,91 д. ед. в 2009 г. до 0,89 д. ед. в 2011 г. Коэффициент эксплуатации на протяжении всего рассматриваемого периода стабилен, составляя 0,97 д. ед.

 

Рисунок 2.3.2 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации

Действующий нагнетательный фонд в 2011 году составил 372 скважины. Последние  годы объект характеризуется постоянным увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на 188 единиц, по сравнению с предыдущим годом – на 49 единиц. Соотношение  добывающих и нагнетательных скважин  значительно уменьшилось: на конец 2007 года – 3,6 : 1, на конец 2011 года – 2,7 : 1.

На 1.01.2012 г. действующий нагнетательный фонд составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент использования нагнетательных скважин в 2007 – 2009 гг. сохранялся на уровне 0,98 д. ед. Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2011 году до 0,97 д. ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания исследований или ремонта.

Бурение новых скважин

За период 2008 – 2011 гг. в эксплуатацию на объект АВ₁^1-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта - АВ₁^1-2+АВ₁³. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.3.2 и на рисунке 2.3.3.

На дату анализа из 53 пробуренных  на объект добывающих скважин в действующем  добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ₁. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам – 31,7 т/сут, обводненность – 54,7 %.

Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ₁^1-2+АВ₁³, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин.

Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м³. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.

Таблица 2.3.2 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Фактический режим за год			Добыча нефти, тыс. т		Суммарное кол-во новых   доб. скв.	Накопл. добыча нефти, тыс. т	Уд. накопл. добыча нефти, тыс. т/скв.
		qн, т/сут	qж, т/сут	обв-ть, %	Годовая добыча	Уд. год. добыча
2008	9	34,5	82,1	57,9	28,9	3,2	9	28,9	3,2
2009	0	-	-	-	-	-	9	138,8	15,4
2010	21	37,7	67,6	44,2	97,1	4,6	30	304,7	10,2
2011	23	36,8	97,3	62,2	126,6	5,5	53	724,4	13,7

 

Рисунок 2.3.3 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2007 – 2011 гг.

Удельная годовая добыча нефти  на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2008 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2011 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола).

Бурение скважин осуществлялось как  в разбуренной части залежи с  размещением уплотняющего фонда, так  и в краевой неразбуренной  части на юго-востоке.

Всего за счет бурения новых скважин  в 2008 – 2011 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.

Основными причинами высокой начальной  обводненности являются:

- недонасыщенность коллектора  нефтью и наличие в нефтенасыщенном  поровом объеме рыхлосвязанной  пластовой воды,

- проникновение трещин в нижележащие  заводненные интервалы пласта  АВ₁³ при проведении ГРП.

Из 53 пробуренных скважин 45 имеют  горизонтальное окончание ствола. Практически  во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед  вводом на пласт проводился гидроразрыв  пласта. Из 45 горизонтальных скважин  в 31 при освоении реализован мультистадийный  ГРП.

Для сравнения в таблицах 2.3.3 – 2.3.4 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2011 г. (в т.ч. 20 – с МГРП), 17 ед. – в 2010 г. (в т.ч. 11 – с МГРП), 7 ед. – в 2008 г.

Таблица 2.3.3 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Дебит нефти, т/сут				Уд. Qн нак., тыс. т/скв.
		2008	2009	2010	2011
2008	2	32,7	63,0	81,0	67,7	5,1
2010	4	-	-	30,4	23,6	4,8
2011	2	-	-	-	26,7	3,0
Всего	8	32,7	63,0	48,9	31,7	20,2