Текущее состояние разработки промыслового объекта. 
Анализ выработки запасов по типам коллекторов

Промышленная разработка турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 году. Залежи нефти турнейского яруса разрабатываются собственной сеткой скважин, частично возвратным фондом скважин, эксплуатирующих ранее терригенные коллектора нижнего девона.

Система размещения скважин — равномерная треугольная 300×300м. Добыча нефти ведется механизированным способом. Плотность сетки скважин 6,8 га/скв. Отдельные участки разрабатываются той же сеткой что и основные объекты разработки в терригенных пластах — 12−16 га/скв [2].

Динамика основных показателей разработки в целом по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения по состоянию на 01.10.2006 г. представлена на рис. 4.1. Основные показатели по годам разработки сведены в табл.4.1. В динамике добычи нефти четко выделяются 4 периода. Первый период опытной эксплуатации приходится на 1965;74 гг.

Второй период — промышленная эксплуатации залежей турнейского яруса приходится на 1979;86 гг. Эксплуатация ведется, как правило, на естественных режимах работы залежей. Пробная закачка воды произведена в 1978 году. В 1981 году началась опытная закачка на 3 участках. В 1988 году промышленная закачка воды на основных наиболее крупных залежах (51, 71, 91) турнейского яруса. Третий период — 1987;94 гг. характеризуется вводом в эксплуатацию практически всех турнейских залежей рассматриваемых площадей. На многих залежах применяется очаговое заводнение. Идет отработка применяемых систем внутриконтурного заводнения.

Четвертый период разработки— 1995;2006 гг. характеризуется вводом в эксплуатацию практически всех турнейских залежей Акташской, Ново-Елховской и Федотовской площадей месторождения. В этот период ведется жесткий контроль за регулированием процесса выработки остаточных запасов нефти. Ведется опробование и широкое применение гидродинамических (вторичных) методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Внедряются на залежах в промышленных масштабах третичные (физические и физико-химические) МУН и технологии интенсификации добычи. Апробируются и внедряются в промышленных масштабах четвертичные МУН. Проведение всех этих мероприятий позволяет не только удерживать уровни добычи нефти, но и ежегодно их увеличивать.

Максимальные уровни добычи достигнуты на разных этапах разработки. Первый пик в добыче нефти — 424,4 тыс.т. приходится на 1991 год. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,30%, от текущих извлекаемых запасов 1,43%. Обводненность продукции за отчетный год составила — 26,4%.

Последние 12 лет разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах наблюдается устойчивая тенденция роста добычи нефти, при среднегодовой обводненности не превышающей 40%. Увеличение объемов.

закачки воды на карбонатных залежах благоприятно сказывается в целом на общей динамике добычи нефти. Среднегодовые объемы добычи нефти по турнейскому ярусу составляют 350−400 тыс.т. Прослеживается постепенное ежегодное увеличение обводненности, в среднем на 0,6% в год. Так с 1994 г. по 2006 г показатель вырос на 8%. Относительная стабилизация среднегодовой обводненности продукции на уровне 38% наблюдается последние 5 лет разработки.

Максимальный уровень добычи нефти в размере 584,5тыс.т был достигнут в 2005 г. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,79%, от текущих извлекаемых запасов 2,43%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 5,28%. Суммарный отбор нефти от НИЗ составил 26,4%. Водонефтяной фактор составил 0,53д.ед. Обводненность продукции — 38,1%.

С начала разработки залежей турнейского яруса по состоянию на 01.10.2006 г. добыто 9103,2 тыс. т нефти и 13 979,5 тыс. т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 5,58%. Активные остаточные запасы в настоящее время отобраны на 27,8%. Обводненность добываемой продукции в среднем по скважинам составила 38,3%. Дебиты нефти невысокие — 3,3т/сут по нефти, и 5,4 т/сут по жидкости. Действующий фонд добывающих скважин составил 722ед, нагнетательных скважин — 257ед. Соотношение действующего добывающего фонда скважин к нагнетательному равно 2,8.

С начала организации заводнения на залежах в продуктивный пласт закачано порядка 25,2 млн. м3 воды. Соотношение годовой закачки к добытой жидкости за 2005 год составило 225,28%, за 2006 г. -193,7%. Пластовое давление в зоне отбора составило по залежам Ново-Елховской и Федотовской площадей 7,99МПа В 2006 г за 9 месяцев отобрано 480 тыс. т нефти, учитывая тот факт что ежемесячная добыча нефти месяца составляет 54тыс. т, то ожидается, что добыча нефти за 2006 г. превысит отметку 630тыс.т. Коэффициент использования запасов с учетом прогноза составит 28,3%.

Состояние пластового давления на объекте определяется как сложностью геологического строения месторождения, так и эффективностью системы ППД. Применяемая избирательная система заводнения учитывает особенности геологического строения месторождения, однако высокая неоднородность в распространении и свойствах коллекторов приводят к неодинаковой степени охвата пластов закачкой. Существующая система ППД позволяет вести выработку запасов высокопродуктивных пластов. Для малопродуктивных коллекторов эффективная система воздействия пока не создана. На месторождении имеются участки, где пластовое давление в добывающих скважинах остается низким. Это неохваченные заводнением линзы, застойные тупиковые зоны. А также участки, где имеется слабое влияние закачки из-за несовершенства системы ППД (наличие на одном водоводе нескольких нагнетательных скважин с различной приемистостью, состояние нагнетательного фонда (снижение приемистости и ухудшение технического состояния скважин и водоводов)). В конечном итоге это привело к неравномерному распределению пластового давления по залежам месторождения [2].

В целом по турнейскому ярусу пластовое давление находится на уровне 8 МПа. Организованная на залежах система заводнения на первых этапах оказало существенное положительное влияние на пластовое давление карбонатных коллекторов турнейского яруса. С 1992 года проводятся первые работы по изоляции водопритоков в скважину. Получены положительные результаты с применением циклического заводнения.

На рис. 4.2 приведена динамика изменения пластового давления и компенсации по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения.

Рис. 4.1 Динамика изменения пластового давления и компенсации отборов по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения

Продуктивным разрабатываемым объектом турнейского яруса являются отложения турнейского возраста, представленные кизеловским, черепетским, упинским и малевским горизонтами (сверху вниз). К ним приурочено восемь залежей нефти, которые имеют большие размеры и, в основном, запасы по ним полностью охвачены выработкой, за исключением залежей №№ 31, 41 и 61. На Ново-Елховской площади содержатся 64,9% от суммарных запасов нефти турнейских отложений по месторождению. Превалирующее направление залежей северо-западное. Тип залежей — массивный. Основные запасы нефти (около 95%) сосредоточены в верхних продуктивных горизонтах: кизеловском и черепетском. Залежь 31 включает в себя небольшие залежи, из которых в двух ведется разработка единичными скважинами (4 скв.). Из нее отобрано всего 39,23 тыс. т нефти [2].

Залежь 41 по площади полностью охвачена выработкой. Однако отобрано всего 20,1% от НИЗ из-за того, что она, в основном, введена в разработку недавно с 2000;2001 гг. Заводнение на ней применяется приконтурное и законтурное. Закачано всего 1174,203 тыс. м3. Отбор жидкости составляет 856,566 тыс. м3, нефти — 520,691 тыс.т. Средняя за последний год обводненность равна 38,3%. Обводнились, в основном, скважины на залежи 4−1-38 вследствие прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям, заколонных перетоков из-за плохого качества сцепления цемента с колонной и конусообразования.

Самая большая по размерам залежь 51 тоже разрабатывается полностью за исключением зон, в которых эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев небольшая и есть опасность быстрого обводнения добываемой продукции из-за близкого расположения ВНК. По залежи отобрано 2047,802 тыс. т нефти. Залежь введена в разработку в 1979 году, на ней освоена система ППД с 1983 года. Накопленный объем закачки равен 8619,076 тыс. м3, отбор жидкости 3395,452 тыс. м3. Эффективность закачки составила всего 39,4% из-за ухода закачиваемой воды в законтурную область. Основная часть нагнетательных скважин расположена за контуром нефтеносности или в приконтурной части залежи. Текущий КИН равен 0,067.

Запасы нефти залежи 61 вырабатывается единичными скважинами, поэтому отобрано всего 70,067 тыс. т нефти.

Залежь 71 активно введена в разработку с применением законтурного и приконтурного заводнения. Накопленный отбор нефти составляет 1012,023 тыс.т. Текущий КИН равен 0,081. Эффективность закачки составляет всего около 50%, о чем свидетельствует также и текущее пластовое давление, которое в зонах нагнетания варьирует в пределах 11,2 -13,4 МПа, в зонах же отбора намного ниже 4,6 — 11,0 МПа (среднее 8,7 МПа).

В пределах залежи № 81, которая находится на северной части площади, выделяются небольшие отдельные залежи малых размеров и не введенные в разработку. Основная залежь руслового вида, имеющая северо-западное направление, разрабатывается с 1983 года и с применением ППД с 1990 года. Фонд действующих добывающих скважин составляет 81. Всего отобрано на залежи с начала разработки 1195,525 тыс. т нефти и 1926,562 тыс. м3 жидкости. Текущая обводненность добываемой продукции за последний год составила 29,7%. Накопленный объем закачки равен 4582,592 тыс. м3. Соотношение закачки к отбору жидкости составило 238%. Нагнетательные скважины, действующий фонд на 1.01.2008 г равен 38, в основном, находятся около контура нефтеносности или за контуром.

Залежь № 91 имеет большие размеры и представляет собой единую, по площади почти полностью охваченную выработкой Система ППД — рядная, только на юго-востоке — приконтурная. Объем закачки равен 3207,234 тыс. м3. На ней отобрано 1726,986 тыс. т нефти и 4240,495 тыс. м3 жидкости. Эффективность закачки составляет более 100%. Текущая обводненность равна 31,0%.

Залежь № 101 состоит из семи маленьких залежей, из которых только две охвачены выработкой полностью. Остальные разрабатываются единичными скважинами, или запасы их состоят на балансе по категории С2. Действующий фонд нагнетательных скважин всего двенадцать, объем закачки равен 1243,046 тыс. м3. Всего отобрано 553,65 тыс. т нефти и жидкости 892,773 тыс.т.Текущая годовая обводненность 21,5%.

Комплексный анализ всей информации, характеризующей работу пластов в скважинах (анализ динамики добычи, причины роста обводненности, состава и плотности добываемой воды), позволил авторам выделить границы зон, охваченных заводнением. Площадь полностью и частично заводненных пластов-коллекторов в турнейском объекте Ново-Елховской площади составляет около 15% от общей площади залежи.

Фронт продвижения закачиваемой воды рассчитывался по формуле:

где в — сторона квадрата в м;

Q — объем воды, закачанной в пласт, м3;

Кп — коэффициент пористости, д.ед.;

В — коэффициент использования пор;

В = Вн.нас.* Ввыт., где Вн.нас. — коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

Ввыт. — коэффициент вытеснения, д.ед.

Зоны заводнения проводились с учетом динамики добычи, обводненности и состава, добываемой с нефтью воды по окружающему эксплуатационному фонду скважин. Средний коэффициент охвата заводнением по объекту в целом по добывающим скважинам составил всего 0,099, по нагнетательным — 0,486.

Расчетный коэффициент вытеснения по программе «АРМ-Лазурит» равен 0,589, по результатам лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти водопроводной водой он составил 0,458−0,489 (верхнетурнейский/нижнетурнейский).

Всего по турнейскому объекту на Ново-Елховском месторождении накопленная добыча нефти равна 7165,974 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по категории С1 достиг 0,07. Степень выработанности запасов нефти по всем залежам низкая и составляет, в основном, до 40% и чуть выше, например, залежи 91.