реферат. В промышленной разработке месторождения находятся пласты ас

• Название: В промышленной разработке месторождения находятся пласты ас
• Анкор: реферат
• Дата: 13.11.2022
• Размер: 4.16 Mb.
• Имя файла: 4.doc
• Тип: Документы; #785551
• страница: 3 из 3

Рис. 4.2.10. Распределение действующих скважин по обводненности на 01.10.2011 г.

Распределение действующего фонда скважин по обводненности показано на рисунке 4.2.10. На рисунке видно, что, в основном, эксплуатация скважин месторождения происходит при невысокой обводненности. Основная часть скважин действующего фонда (13 из 17 действующих) попадают в интервал обводненности до 20%, из них в 6-ти скважинах содержание воды в продукции менее 5%.

К наиболее обводненным относятся скважины №№1009, 1053, а также новые скважины (№№6147, 6148, 6166), введенные в эксплуатацию в 2011 году.

Следует отметить, что скважины №№6147, 6148 работают в циклическом режиме, содержание воды в продукции постоянно меняется. Результаты эксплуатации и данные интерпретации ГИС свидетельствуют о том, что в новых скважинах, по всей видимости, вскрыта водонасыщенная часть разреза пластов АС₁₀ и АС₁₁^1-2. На дату выполнения анализа обводненность указанных скважин превышает 80%. Обводненность скважины №№1009 (85 %) обусловлена ее расположением вблизи ВНК, а также влиянием закачиваемой воды от нагнетательной скважины №1008. По результатам интерпретации ГИС заколонный переток отмечается до глубины 2738 м, т.е. ниже интервалов перфорации. Эксплуатация скважины №1053 также характеризуется высокой обводненностью (96%) и низким дебитом по нефти (3.6 т/сут). Высокая обводненность скважины обусловлена тем, что в ней перфорирована водонасыщенная часть разреза пласта АС₁₁^1-2.



Рис. 4.2.11. Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 01.10.2011 г.

На 01.10.2011 г. под закачкой находятся 17 скважин, вид заводнения - площадное, в качестве агента закачки используется вода подтоварная, сеноманская, сточная. Распределение действующего фонда нагнетательных скважин их по приемистости показано на рисунке 4.2.11. На рисунке показано, что значительная часть скважин эксплуатируется с высокой приемистостью (100-200 м³/сут и выше), максимальные значения приемистости, равные 412.7 и 449.1 м³/сут, отмечаются у скважин №№11 и 1043, у скважин №№1064, 1065 и 1080 приемистость, по сравнению с другими, низкая и составляет 2-5 м³/сут, приемистость остальных скважин изменяется в пределах 30-85 м³/сут. Средняя текущая приемистость нагнетательных скважин равна 115.0 м³/сут.

На 01.10.2011 г. оборудованием для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) оснащены пять скважин №№1021, 1038, 1039, 1042 и 1059. В настоящее время СПД планирует осуществить установку ОРЗ на три нагнетательные скважины №№1008, 1009 и 1075.

Распределение скважин на эксплуатируемых участках объекта АС_10-11 по их продуктивности, обводненности и приемистости показано на карте текущего состояния разработки, построенной на 01.10.11 г. (Графическое приложение 4.2).

В настоящей работе фактические показатели разработки месторождения за 2007-2011 гг. сравнивались с проектными, утвержденными в следующих технологических документах:

- За 2007 - 2008 гг. «Авторский надзор за реализацией «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Ваделыпского месторождения», выполнен ЗАО «ИНКОНКО» в 2007 году;

- За 2009 год «Технологическая схема разработки Ваделыпского месторождения», выполнен ООО «НПО «СибТехНефть» в 2009 году;

- За 2010-2011 гг. «Дополнение к Технологической схеме разработки Ваделыпского месторождения», выполнен ООО «НПО «СибТехНефть» в 2010 году.

В настоящее время действующим проектным документом для Ваделыпского месторождения является «Дополнение к Технологической схеме разработки Ваделыпского месторождения» 2010 года. Основные положения принятых решений охватывают систему воздействия, темпы разбуривания, показатели эксплуатации, динамику ГТМ, а также программу исследовательских работ. Объектом эксплуатации, согласно документу, являются пласты АС_10-11.

Сравнение фактических и проектных показателей разработки по Ваделыпскому месторождению представлено в таблице 4.2.6. Наглядное представление о реализации проектных решений показано на рисунке 4.2.12.

Из сопоставления видно, что в 2007 г. фактическое количество добытой нефти на 2.9 тыс.т ниже, чем было запланировано проектом.

Небольшое отставание в добыче нефти объясняется отставанием от проекта по действующему добывающему фонду на три скважины. Добыча и дебиты по жидкости соответствуют проектным величинам, обводненность добываемой продукции превышает проектную на 3%. Более высокая обводненность скважин, возможно, обусловлена влиянием закачки – в 2007 году фактический объем нагнетаемой воды превышал проектный на 18 тыс.м³, текущая компенсация отбора жидкости закачкой выше проектной на 11%. В 2008 году отставание фактической добычи нефти от проектной более заметно и составило 42.2 тыс.т или 19%. Отставание от проекта отмечается почти по всем показателям, за исключением обводненности продукции. Фактическая обводненность скважин, в среднем, превышала проектную на 13.5%. Превышение средней фактической обводненности над проектной обусловлено ростом обводненности отдельных скважин (№№1031, 1049, 1066). Так, на увеличение содержания воды в продукции скважины №1031, по всей видимости, повлияло проведение в ней ГРП. После проведения мероприятия в июне 2008 г., скважина продолжала эксплуатироваться с обводненностью на уровне 90%.

В 2009 году основные показатели разработки месторождения близки к утвержденным значениям. Добыча нефти составила 198.3 тыс.т, что незначительно (1%) превышает запланированный уровень (196.1 тыс.т).

Фактический дебит жидкости в 2009 году был несколько выше проектного – 40.1 т/сут против 34.5 т/сут. Среднегодовая обводненность (26.2%) практически равна проектной (26.5%), соответственно, средний дебит нефти также оказался выше запланированного значения (29.6 т/сут против 25.4 т/сут соответственно).

На 01.01.2010 эксплуатационный фонд включал в себя 31 добывающую и 20 нагнетательных скважин (проектные показатели – 28 и 20 ед.). Действующих добывающих скважин в конце года было 29 ед. против 27 запланированных, нагнетательных –11 ед. (по плану – 16).

В 2009 году было закачано 223.8 тыс.м³ воды, компенсация составила 70.4% против 77.0% по проекту. Средняя приемистость скважин равна 64.0 м³/сут (по проекту – 62.2 м³/сут). По нагнетательным скважинам коэффициент эксплуатации также был ниже запланированного показателя (0.69 против 0.93).

Таким образом, на Ваделыпском месторождении в 2009 году основные показатели разработки близки к проектным значениям.Отмечается недокомпенсация отбора закачкой вследствие меньшего действующего нагнетательного фонда и меньшего коэффициента эксплуатации.

В конце 2010 года действующих добывающих скважин было 24 ед. против 30 запланированных, нагнетательных –15 ед. (по плану – 25). Несмотря на расхождение с проектом по фонду скважин, фактические показатели разработки по добыче и дебитам нефти и жидкости, близки к проектным или ненамного опережают их. Небольшое превышение проектной добычи объясняется более высокой, чем запланировано проектом, продуктивностью ряда скважин переходящего фонда, введенных в эксплуатацию в 2009 г. (№№2, 3, 1052, 1062, 1070).

Средний дебит по нефти скважин переходящего фонда превышал проектный на 3 т/сут, обводненность продукции была ниже проектной на 5%. Обводненность действующих скважин ниже проектной, в среднем, на 4.9 %. Высокая продуктивность скважин обусловлена их удачным расположением на залежи в зонах пласта, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами. Пористость 0.20-0.22, проницаемость отдельных вскрытых интервалов достигает 100-200 *10^-3 мкм² и более, нефтенасыщенность 0.6-0.7.

Фактические показатели по закачке воды ниже проектных: объем нагнетаемой воды меньше запланированного на 167.4 тыс.м³; текущая и накопленная компенсация отбора закачкой ниже запланированной проектом соответственно на 22.6 и 10.4 %.

В 2011 году (период январь-сентябрь 2011 г.) фактические показатели разработки, за исключением обводненности добываемой продукции скважин, в основном, отстают от проектных.

Согласно проектному документу в 2011 г. предполагался ввод в эксплуатацию 14 добывающих скважин. Фактически на месторождении с января по сентябрь 2011 г. были введены в эксплуатацию 11 скважин.

Добыча нефти не достигает проектного уровня на 203.8 тыс.т или на 42.4%, что обусловлено меньшей добычей нефти из новых скважин по причине меньшей их продуктивности, чем ожидалось при проектировании. Добыча нефти и средний дебит новых скважин меньше проектных величин соответственно в 4.6 раза и 1.3 раза.

Недостижение проектной добычи объясняется также более высокой обводненностью скважин, чем ожидалось при составлении проекта, и низкими коэффициентами эксплуатации отдельных скважин переходящего фонда (менее 0.5). Фактическая обводненность продукции новых скважин, равная 43.7%, превышает проектную в 2.5 раза из-за относительно высокого содержания воды в продукции отдельных скважин (близость пробуренных скважин к ВНК, возможно, в ряде случаев, низкая нефтенасыщенность коллектора). Темпы отбора от НИЗ и от ТИЗ, равные соответственно 1.8 и 1.9%, почти в два раза ниже проектных. Величина текущего КИН, равная 0.015, ниже проектной в 1.6 раза.
Таблица 4.2.6

Сопоставление фактических и проектных показателей разработки Ваделыпского месторождения



Рис.4.2.12. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Следует отметить, что при сравнении фактических и проектных показателей разработки фактические показатели разработки представлены за период январь-сентябрь 2011 г., поэтому делать окончательные выводы о расхождении фактических показателей разработки с проектными показателями по фонду скважин и добыче представляется несколько преждевременным.

Вместе с тем, проведенный сопоставительный анализ проектных и фактических показателей разработки месторождения на 01.10.2011 г. позволяет сделать следующие выводы:

• 
  запланированный проектом ввод 14 добывающих скважин из бурения, по всей вероятности, будет реализован, до конца 2011 года ожидается ввод в эксплуатацию пяти скважин,
  
• 
  реализация проектного ввода скважин и доведение действующего фонда скважин до проектного уровня за период октябрь-декабрь 2011 г. вряд ли позволит обеспечить проектные уровни добычи и закачки в 2011 г.,
  

• 
  добыча нефти и жидкости ниже проектных уровней по причине более низкой производительности новых скважин, низких коэффициентов эксплуатации части новых и переходящих скважин,
  
• 
  величина среднего дебита по нефти на 2 т/сут (на 5%) ниже проектной по причине невысоких толщин и проницаемостей вскрываемых перфорацией отдельных участков разрабатываемых пластов,
  
• 
  величина среднего дебита по жидкости меньше проектной на 5.4 т/сут (или на 10%) в связи с меньшим фактическим содержанием воды в добываемой продукции,
  
• 
  фактическая средняя обводненность продукции действующих скважин ниже проектной величины на 4.2 %,
  
• 
  несмотря на ожидаемое отставание от проектного уровня закачиваемой в залежь воды, текущая компенсация отбора в 2011 г., равная 97.6%, близка к проектной величине (100%), что свидетельствует о сбалансированности распределения закачки и отбора в залежи.
  

Как указано выше, разработка месторождения осуществляется с октября 2006 г. В течение рассматриваемого периода контроль за энергетическим состоянием месторождения проводился достаточно регулярно с использованием различных методов. Величины пластовых давлений определялись как по инструментальным замерам, так и по данным замеров статического уровня, восстановления уровня жидкости в скважине. Пластовое давление в зонах закачки определялось в результате исследований падения давления в нагнетательных скважинах при их остановке.

По данным первых проектных документов начальное пластовое давление по пластам определено равным: АС₁₀ – 22.3 МПа, АС₁₁^1-2 – 22.9 МПа, АС₁₁³ – 23.2 МПа. Оценка данного параметра по гидростатическому уровню с учетом новых эксплуатационных скважин (на глубину ВНК) не противоречит этим значениям и составляет 22.1 МПа для пласта АС₁₀ и 22.2-22.4 МПа для горизонта АС₁₁.

По итогам прямых замеров в процессе испытания разведочных скважин среднее пластовое давление было определено равным: по пласту АС₁₀ – 21.5 МПа, по пласту АС₁₁ – 22.3 МПа. Эти результаты приняты в качестве итоговых величин. Таким образом, для эксплуатационного объекта АС_10-11 начальное пластовое давление, полученное путем осреднения этих значений по пластам, составляет 21.9 МПа.

Давление насыщения по пласту АС₁₀ равно 7.1 МПа, по пластам АС₁₁^1-2 и АС₁₁³ давление насыщения составляет 7.4 МПа.

В 2011 г. (период январь – сентябрь) выполнено 114 замеров по 43 скважинам добывающего фонда и 63 замера по 21 скважине нагнетательного фонда, охват пробуренного добывающего фонда замерами на дату проведения анализа составляет 100%, нагнетательного – 81%. Значения пластовых давлений в динамике по скважинам Ваделыпского месторождения, показаны на рисунке 4.2.13.

Из динамики видно небольшое снижение пластового давления на начальном этапе разработки поскольку до июня 2007 года месторождение разрабатывалось на упруго-водонапорном режиме. Проведенный анализ имеющейся промысловой информации показал, что с началом закачки пластовое давление по разрабатываемой залежи АС_10-11 в 2008 г. удалось стабилизировать.

В 2009 году давление снова снизилось. По состоянию на 01.01.2010 г. среднее пластовое давление по объекту АС_10-11 составляло 19.9 МПа; в зоне отбора – 18.5 МПа, в зоне закачки – 22.4 МПа. В 2010 году пластовое давление в зоне отбора продолжало снижаться, и, в среднем по залежи к концу года составляло 18.2 МПа.



Рис. 4.2.13. Динамика пластовых давлений по скважинам Ваделыпского месторождения

Причиной снижения пластового давления в 2009 - 2010 гг. являлась недокомпенсация отбора жидкости закачкой, вызванная в первую очередь, меньшим, чем по проекту действующим фондом нагнетательных скважин и более низким коэффициентом их эксплуатации, чем было запланировано проектом. При накопленном объеме нагнетаемой воды, равном 998.2 тыс. м³ (фактический действующий нагнетательный фонд равен 15 скважин вместо 25 по проекту) накопленная компенсация на 01.01.2011 г. составляла 70.8%.

В 2011 году действующий нагнетательный фонд по прежнему не достигает проектного (на 10 скважин), объем закачиваемой воды ненамного выше (на 9.5 тыс. м³), чем в 2010 году. Тем не менее, пластовое давление в залежи, по сравнению с 2010 г., несколько стабилизировалось.

По состоянию на 01.10.2011 г. среднее пластовое давление по объекту АС_10-11 составляет 20.4 МПа; в зоне отбора – 18.9 МПа, в зоне закачки – 23.4 МПа.

Наибольшее снижение пластового давления относительно начального отмечается в районах скважин №№ 1025, 1034 (до 13.4 и 13.9 МПа), 1044 (до 13.7 МПа), 1062 (до 15.3 МПа), 2 (до 15.5 МПа), 42 (до 14.4 МПа).

Причиной снижения пластового давления является недостаточное влияние системы ППД в восточной части залежи (скважины №№2, 1044, 1062) и высокие отборы жидкости отдельных скважин (№№1025, 1034).

Зоны наименее пониженного давления относительно начального (на 0.9-1.2 МПа) отмечаются в районах скважин №№ 1015 и 1084, а также в районах новых скважин №№6147, 6159, 6167, пробуренных в 2011 г. Небольшое снижение пластового давления в указанных районах залежи объясняется низкими отборами жидкости вследствие малого срока эксплуатации скважин.

Текущие пластовые давления в районах скважин №№1014, 1030, 1031, 1047, 1048, 1067, расположенных в северной и западной частях залежи, превышают начальные значения, в среднем, на 1-2 МПа, что свидетельствует об эффективности закачки, а также об активном влиянии законтурной области в данной области залежи. В районах остальных скважин пластовое давление снижено относительно начального на 1.8-3.0 МПа. Среднее пластовое давление по замерам в нагнетательных скважинах объекта составило 23.4 МПа.

Согласно промысловым данным по состоянию на 01.10.2011 г., среднее забойное давление в добывающих скважинах Ваделыпского месторождения составляет 7.1 МПа.

Распределение текущих забойных давлений в добывающих скважинах Ваделыпского месторождения представлено на рис. 4.2.14.



Рис.4.2.14. Распределение текущих забойных давлений по скважинам Ваделыпского месторождения.

Из рисунка следует, что забойное давление опустилось ниже давления насыщения нефти газом по 22 скважинам из 39 действующих (56% действующего фонда), т.е. более половины скважин имеют значения забойного давления ниже 7.1 МПа. Самые низкие величины забойного давления, равные соответственно 6.0, 5.9 и 4.9 МПа, отмечаются в скважинах №№1025, 1049 и 6149.

Вместе с тем, по ряду скважин (№№1009, 1031, 1035, 1079, 1084, 6159) отмечаются значения забойного давления, превышающие давления насыщения на 1.5-3.0 МПа.

Проведенный анализ распределения текущих величин пластового и забойного давления в залежи АС_10-11 позволяет сделать следующие выводы:

- текущее пластовое давление к концу 2011 года в зоне отбора ниже начального на 3 МПа или на 14% вследствие недокомпенсации отбора закачкой;

- на месторождении осуществляется постоянный контроль за пластовым и забойным давлениями;

- в целом энергетическое состояние объекта АС_10-11 можно считать удовлетворительным.