Технологическая часть. 
Анализ разработки пласта Т1 Покровского месторождения

Анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату

Покровское месторождение введено в промышленную разработку в 1964 г. Первые эксплуатационные скважины были пробурены на Бобриковские отложения. Эксплуатация залежей Турнейского объекта начата с 1976 г.

Ввод залежей в разработку производился медленными темпами; достаточно отметить, что при относительно небольшом фонде скважин на формирование систем разработки по каждому куполу было затрачено 10 лет и более.

Максимальная добыча нефти по месторождению в целом — 273,4 тыс. т — была достигнута в 1989 г. при темпе отбора НИЗ 3,4%. На эту дату обводненность продукции составляла 45,2% и из продуктивных пластов было отобрано 46,5% накопленной добычи нефти за весь срок разработки. Высокие отборы нефти, сопоставимые с максимальным значением, поддерживались в течение четырех лет (1988;1991гг.). В последующие годы происходило постепенное снижение годовой добычи нефти (со стабилизацией отборов в отдельные годы); средний темп падения добычи — 6,4% в год.

Наибольшая годовая добыча жидкости была получена в 1990 г. (576,1тыс.т). В дальнейшем отборы жидкости, начиная с 1992 г., относительно стабилизировались на уровне 500 тыс. т/год. В последние годы также наблюдается рост добычи жидкости (2002г.- 633тыс.т., 2003 г.- 976тыс.т., 2004 г.-1185тыс.т., 2005 г.- 1460тыс.т.), в связи с проведением геолого-технических мероприятий и оптимизации на скважинах Покровского месторождения.

Закачка воды начата в 1981 г. двумя нагнетательными скважинами. Закачка воды составила 23 тыс. м3/год. В качестве рабочих агентов для закачки используется сточная и пресная вода. В последние годы доля сточной воды в годовых объемах закачки постоянно возрастала, и в настоящее время полностью отказались от пресной воды. На дату анализа закачка сточной воды на пластах В1 и Б2 составляет 1108 тыс. м3.

Пласт Т1.

Максимальная добыча нефти по объекту Т1 была достигнута в 1989 г. — 270,0 тыс. т при темпе отбора НИЗ 3,69%, максимальная добыча жидкости — 569,0 тыс. т — в 1990 г.

В динамике технологических показателей разработки пласта Т1 выделяется три стадии.

1 стадия (с 1980 г. до 1987 г.).

Наблюдается снижение годовой добычи нефти и жидкости при относительно стабильной обводнённости.

В этот период эксплуатация залежи производилась ограниченным фондом (6 скважин) фактически на естественном режиме, поскольку закачка воды осуществлялась в единственную скв.№ 804, расположенную в северо-восточной части структуры вблизи контура нефтеносности; среднее пластовое давление снизилось на 8,1МПа (с 21,7 до 13,6МПа). Все скважины к 1987 г. в разной степени обводнены (от 9 до 95%) в основном за счет неконтролируемых перетоков пластовой воды из объекта Б2 и частично законтурной водой пласта В1, в связи с низким качеством строительства скважин. Только по скв.№ 802 обводнение продукции могло быть следствием закачки воды.

Снижение объемов добычи на этом этапе обусловлено значительным уменьшением средних дебитов жидкости и нефти c максимальных значений 37,7 и 29,9т/сут до 15,7 и 11,8т/сут за 1987 г.

2 стадия — 1988;1991гг.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводнённости.

В этот период введен в эксплуатацию проектный фонд скважин (23 добывающие и 7 нагнетательных) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

Стадия характиризуется максимальной добычей нефти достигнутой в 1990 г. — 60 тыс.т., увеличение объемов закачки способствовало росту пластового давления до 17,5МПа.

В 1991 г. все добывающие скважины давали обводненную продукцию; при средней обводненности 27,0%. В 25% скважин содержание попутной воды превысило 90%. Обводнение скважин происходило как за счет закачиваемой воды, так и из-за скважинных перетоков пластовых вод верхнего объекта Т1; отдельные скважины (например, №№ 1524, 1553) обводнялись, вероятнее всего, только «чужой» пластовой водой.

3 стадия — с 1992 г. и по настоящее время.

Общее снижение добычи нефти со стабилизацией в отдельные годы, изменение добычи жидкости в небольших пределах.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 7,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения — до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

Средние дебиты нефти постепенно снижались с 7,0 до 3,0т/сут, средние дебиты жидкости изменялись в пределах 11−15т/сут.

Обводнённость продукции продолжала увеличиваться, наибольший её рост произошёл в 1992;1994гг. (до 63,1%). В эти годы практически по всем добывающим скважинам содержание попутной воды увеличилось (на 11−58%), возросло количество высокообводнённых скважин, началось выбытие обводненных скважин в бездействующий фонд. Единственная новая скважина № 1654 вступила в эксплуатацию с обводненностью 85,9%. После 1994 г. изменения в обводнённости продукции не столь существенны.

Объёмы закачки и компенсация отбора закачкой постепенно уменьшались, однако среднее пластовое давление после небольшого снижения до 16,6 МПа вновь возросло до 17,8 МПа.

По месторождению в целом за 2005 г. добыто 185,347 тыс.т. нефти, что на 36 тыс.т. меньше чем в 2004 году по причине истощения, увеличения % воды с 81,32 до 87,3%. За 2006 г. добыча жидкости — 1459,881 тыс.т., что на 274 тыс. м3. за счет проведения дополнительных геолого-технических мероприятий, оптимизации. Закачка воды — 1108,404 тыс. м3, текущая компенсация — 84,5%, накопленная — 96,9%.

Накопленная добыча по месторождению — 4914,156 тыс.т. Степень выработки месторождения составила 61,4%, обводнённость — 87%. Средний дебит нефти — 9,45 т/сут, жидкости — 74 т/сут. Текущий КИН — 0,23.

Основное влияние на увеличение отборов нефти, жидкости и рост обводнённости в 2005 г. оказала оптимизация режимов работы 7 скважин (№№ 1555, 1648, 1597, 1556, 1615, 801, 830) эксплуатирующих пласт Т1, по которым была произведена смена способа эксплуатации с ШГН на ЭЦН.

По указанным скважинам прирост добычи нефти в 2005 г. составил 1759 т, прирост добычи жидкости — 12 660 т; среднегодовые дебиты возросли по нефти в 1,7 раза (с 13,78 до 22,96 т/сут), по жидкости — в 1,8 раза (с 95,73 до 175,01 т/сут); обводнённость продукции увеличилась с 50,2 до 59,9%.

В то же время по остальному фонду в сумме отмечено снижение годовых отборов жидкости и нефти при относительно небольшом росте обводнённости (с 81 до 87,3%) и уменьшением среднегодовых дебитов нефти (с 11,9 до 9,5 т/сут) и увеличением среднегодовых дебитов по жидкости (с 59,5 до 74,4 т/сут). Это является совокупным результатом влияния обычных изменений показателей отдельных скважин (таких как обводнённость продукции, коэффициенты эксплуатации), их статуса (перевод в бездействующий фонд, отключение высокообводнённых скважин) и укладывается в общую схему динамики технологических показателей в предыдущие годы.

По основному пласту Т1 за 2005 г. добыто 154,775 тыс.т. нефти, 1356,9 тыс. т жидкости при среднегодовой обводнённости продукции 88,6%. Текущий КИН — 0,233, степень выработки от НИЗ — 64,7%. В продуктивные пласты закачано 365 тыс. м3 воды.