Анализ системы разработки

Анализ показателей разработки Самотлорского месторождения

С начала разработки по месторождению отобрано 2547 млн. т нефти (по проекту — 2545 млн. т). Накопленная добыча жидкости составляет 11 014 млн. т (по проекту — 10 989 млн. т). Накопленная добыча нефти выше проектного уровня на 1281 тыс.т. (0,1%), накопленная добыча жидкости выше на 24 389 тыс.т. Накопленная закачка с начала разработки составила 12 833 млн. м3 (по проекту 12 801 млн. м3), что выше проектного уровня на 31 237 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов закачкой с начала разработки составила 106,7%, что совпадает с проектным показателем.

В 2008 г. по Самотлорскому месторождению отобрано 29 306 тыс. т нефти (по проекту — 28 009 тыс. т), что выше проектного уровня на 1298 тыс. т (+ 5%). Добыча жидкости в 2008 г превысила проектный уровень на 13 057 тыс. т — по факту было добыто 412,5 млн.т. при проекте 399,6 млн.т. Превышение добычи нефти и жидкости над проектными уровнями обусловлено вводом новых скважин, работой по выводу скважин из неработающих категорий и проведением геолого-технологических мероприятий.

Объект введен в разработку в 1974 году. За всю историю разработки на 1.01.2008 г. добыто 140,5 млн. т нефти, что составляет 75,0% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,403 (конечный утверждённый — 0,538). Накопленная добыча жидкости составила 996,3 млн. т, накопленная закачка — 1085,8 млн. м3, водонефтяной фактор (ВНФ) — 6,1. Динамика основных технологических показателей разработки приведена на рисунке 2.1 и в таблице 1 (см. приложения).

Система разработки блоковая с тремя и пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно-замкнутую.

В разработке объекта можно выделить четыре этапа.

С начала эксплуатации до 1986 года — объект характеризуется активным разбуриванием, наращиванием отборов нефти и жидкости, сопровождающиеся активным ростом обводненности. В абсолютном большинстве случаев источником обводнения скважин являлась закачиваемая вода, однако в начальный период вплоть до 1976 года причиной служило образование конусов из нижней водонасыщенной части пласта. Залежь пласта АВ4−5 в границах СНГДУ-2 расположена в водо-нефтяной зоне. Обычно безводный период работы продолжался от 6 месяцев до года. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1986 году — 9,6 млн. т, при обводненности 77%. По состоянию на 1.01.1987 года накопленная добыча нефти составила 94,4 млн. т (67,5% от всей накопленной добычи).

С 1987 по 1997 гг. — наблюдается резкое снижение объемов добычи нефти (ежегодный процент падения добычи нефти составляет от 13 до 33%, в среднем — 19%). Максимальный процент падения отборов нефти отмечался в 1991 и 1992 годах, 25 и 33% соответственно. Уменьшение объёмов добычи нефти было вызвано снижением дебитов нефти в среднем на 21% в год (от 11 до 28%) в связи с ростом обводнённости продукции с 77% (1986 г.) до 96% (1997 г.), что повлияло на ухудшение ситуации в области использования фонда добывающих скважин. Бездействующий фонд вырос с 36 скважин в 1986 г. до 306 скважин в 1996 г. Суммарное время добычи нефти ежегодно уменьшалось в период с 1990 по 1994 год в среднем на 6%, а в 1996 году на 29%, при том, что с 1986 по 1997 годы в эксплуатацию были введены 463 новые добывающие скважины. Эксплуатационный фонд, незначительно изменяясь от года к году, за рассматриваемый отрезок времени численно практически не уменьшился (1987 год — 631 ед., 1997 год — 622 ед.), зато действующий фонд за тот же период сократился почти на треть, с 615 до 369 скважин.

Рисунок 2.1 — СНГДУ-2. Объект АВ4−5. Динамика показателей разработки С 1998 по 2001 год добыча нефти стабилизируется на уровне 1004−1099 тыс. тонн, не смотря на постепенное уменьшение величины среднегодового дебита по нефти (1998 год — 8,1 т/сут, 2001 год — 6,5 т/сут). Скомпенсировать это падение удалось за счет увеличения действующего фонда добывающих скважин, явившегося следствием планомерной работы по сокращению бездействующего фонда. Так в период с 1999 по 2001 год величина суммарного времени добычи ежегодно увеличивалась в среднем на 11%. Обводненность, достигнув к 1997 году величины 96%, в рассматриваемый отрезок времени практически не менялась.

С 2002 до 2007 год наблюдается постоянное снижение уровня добычи нефти на 5−11%. Основной причиной стало очередное ухудшение использования добывающего фонда скважин. Величина суммарного отработанного добывающими скважинами времени уменьшалась постоянно, в среднем на 4,6% в год. Дебит нефти за тот же период уменьшился не столь значительно с 6,4 т/сут в 2002 году до 5,9 т/сут в 2007 году. Дебит жидкости с 2002 года (231,4 т/сут) по 2004 год (268,7 т/сут) увеличивался, а затем начал снижаться и в 2007 году составил 231,5 т/сут.

Добыча нефти в 2007 году, была на 15 тыс. т или 2% выше проектной (744,9 тыс. т — факт, 730,1 тыс. т — проект) за счет большего, чем в проекте действующего фонда (проект — 382 скв., факт — 384 скв.). Относительно 2006 г. уровень добычи нефти снижен на 0,5% или 4,1 тыс.т. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,4%, от текущих извлекаемых запасов — 1,59%. Основные показатели по выработке запасов по состоянию на 1.01.2008 г. представлены в таблице 2(см. прилоения).

Величина накопленной добычи нефти на 1 скважину, участвовавшую в разработке объекта, на дату анализа достигла значения 97 тыс. т, проектом предусматривалось 164,6 тыс.т.

Годовой отбор жидкости 29,1 млн. т меньше проектного значения 30,2 млн. т на 3,6% в связи с более низкой, чем по проекту обводненностью продукции (проект — 97,6%, факт — 97,4%). Несмотря на то, что в 2007 г. было закачано 29,3 млн. м3 воды, что превышает проектный показатель 26,4 млн. м3 на 11%. Текущая компенсация за 2007 г. — 100,4%, накопленная — 104,5%. Средняя приемистость нагнетательных скважин 447 м3/сут практически не отличается от проектной 444 м3/сут.

Средние дебиты нефти и жидкости за 2007 год составили 5,9 т/сут и 232 т/сут, что ниже соответствующих проектных показателей (6,2 т/сут и 256 т/сут) на 4% и 9%. Превышение проекта по добыче объясняется большим фактическим действующим добывающим фондом скважин и более высоким, чем в проекте коэффициентом его эксплуатации.

В 2007 году из неработающего фонда было введено в эксплуатацию 53 добывающих и 2 нагнетательных скважины (табл. 3.3.192). За счёт мероприятий по сокращению неработающего фонда скважин в течение года было добыто 45,2 тыс. т нефти (6,1% от годовой добычи), 350,1 тыс. т жидкости (1,2%), средняя обводнённость добытой продукции составила 87,1%. В результате перевода 2 нагнетательных скважин в работающий фонд дополнительно закачано в пласт АВ4−5 205,5 тыс. м3 воды при среднегодовой приемистости скважин 466 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2008 года в неработающий фонд были переведены 7 добывающих скважин, или 13,2% от всех введенных добывающих скважин.

В 2007 г. на объект введено переводом с других пластов 25 добывающих скважин, что меньше проектного показателя на 9 единиц или 26,5%. За счет меньшего, чем в проекте количества и позднего ввода новых скважин добыто всего 22,8 тыс. т нефти, что меньше проектного показателя (51,2 тыс. т) в 2,2 раза. Дебиты нефти и жидкости новых скважин (7,5 т/сут и 74 т/сут) также не достигли проектных показателей (8,8 т/сут и 88т/сут).

Под нагнетание в 2007 г. было переведено 14 скважин вместо 2 по проекту, которые закачали 774 тыс. м3 воды со средней приемистостью 712 м3/сут.

В течение 2007 года 65 скважин были переведены с пласта АВ4−5 на вышележащие объекты. [2].