Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Верейский объект Объект разрабатывается c 1995 года скважинами возвратного фонда и горизонтальными скважинами, пробуренными в опытном порядке в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь» [6]. По состоянию на 01.10.05 г. фонд скважин по объекту составляет 25 скважин, в том числе 17 добывающих и 8 нагнетательных. 3 скважины оборудованы ЭЦН-30 и 14 скважин — ШГН (12 скважин — НГН-2−43 и 2 скважины — НГН-2−56). Из числа добывающих скважин 6 горизонтальных: №№ 25Г, 26 Г, 27 Г, 29 Г, 30 Г, 37 Г. Из числа нагнетательных скважин 2 горизонтальные: №№ 35Г, 36 Г. Скважина № 30Г по причине неисправности СКН находится в бездействии. Одна нагнетательная скважина (№ 37Г) находится в отработке на нефть.

Таблица 6 — Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.07.05 г.

Примечание:* - на серпуховский горизонт.

Текущие дебиты нефти по скважинам верейского объекта изменяются в диапазоне от 0,3 т/сут до 19,9 т/сут. Текущий средний дебит скважин по нефти составляет 8,2 т/сут, по жидкости — 18,2 т/сут, обводненность — 34,8%.

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено на рисунке 14.

Из представленной информации видно, что 6 скважин работают с дебитами нефти до 5 т/сут. С дебитами нефти более 10 т/сут работают 7 скважин (№№ 23, 24, 25 Г, 28, 29 Г, 50 и 74). Одна скважина (№ 23) работает с дебитом 19,9 т/сут. Остальные 4 скважины — с дебитами нефти от 5,1 до 10 т/сут. Больше половины скважин (10 из 17) работает с обводненностью до 20%, 5 скважин — с обводненностью от 50% до 90%, одна скважина имеет обводненность более 90% (№ 70).

Динамика изменения малообводненного и высокообводненного фонда скважин представлена на рисунке 15−16, тенденции динамики определяются как переводами скважин с нижележащих объектов, так и переводами высокообводенных скважин под закачку.

Доля высокообводненных (более 90%) скважин за период 2001;2006 гг. не превышает 17% от общего количества действующих скважин, доля добычи нефти из таких скважин с 2001 года не превышает 1% от общей добычи по объекту.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за 2005 год равен 0,98, коэффициент использования — 0,95. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за 2006 год равен 0,98, коэффициент использования — 0,94.

Рисунок 14 — Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.07.06 г.

Рисунок 15 — Динамика количества малодебитных и высокодебитных скважин по верейскому объекту.

Рисунок 16 — Динамика количества малообводненных и высокообводненных скважин по верейскому объекту.

На 1.07.06 г. средняя выработка запасов на 1 скважину добывающего фонда составляет 15,5 тыс.т. (изменяется от 0,01 тыс. т до 41,7 тыс. т), при средних удельных извлекаемых запасах на 1 скважину добывающего фонда 24,8 тыс. т/скв. Распределение скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 17.

Рисунок 17 — Распределение скважин верейского объекта по накопленной добыче нефти по состоянию на 01.07.06 г.

Объект является возвратным и выработка запасов, в основном, зависит от периода работы скважин на объекте: скважины с наиболее высокой выработкой запасов (с накопленной добычей нефти более 20 тыс. т) работают на объекте с 1996;1997 гг., наименьшую выработку имеют скважины, переведенные на верейский объект в 2004;2005 гг. Незначительная выработка запасов приходится на нагнетательные скважины с непродолжительным периодом эксплуатации на нефть.

Характер и динамика обводнения залежи нефти соответствует ее энергетике, состоянию и режиму работы скважин. Причиной обводнения отдельных скважин является наличие заколонных перетоков, близость контура ВНК и высокая неоднородность продуктивных пластов. По результатам анализа совокупности информации (динамики добычи нефти и закачки агента, результатов выполненных ГТМ и ПГИС) установлено, что причиной обводнения скважин №№ 24, 25 Г, 27 Г, 28, 29 Г, 37 Г и 76 является конусообразование. По скважине № 74 возможно наличие заколонных перетоков, остальные скважины объекта обводняются в соответствии с темпами отбора нефти и продвижением ВНК. С целью предотвращения конусообразования рекомендуется эксплуатировать скважины в оптимальных режимах.

По состоянию на 01.07.06 г. среднее забойное давление на добывающих скважинах составляет 4,9 МПа, средний динамический уровень — 841 м. Основной фонд работает при динамических уровнях ниже 800 м, одна скважина — выше 300 м. Практически все скважины (16 скважин из 17) работают с забойными давлениями существенно ниже давления насыщения (Рнас=8 МПа.) и ниже проектного уровня (6−8 МПа) (рисунок 18). Так, в частности, по скважине № 31 забойное давление равно 3,3 МПа при динамическом уровне 903 м и глубине нижних перфорационных отверстий — 1250,2 м, по скважине № 79 забойное давление равно 2,4 МПа при динамическом уровне 989 м и глубине нижних перфорационных отверстий — 1186 м. С целью оптимизации работы скважин необходимо в ближайшее время приступить к усилению и перераспределению закачки по площади, а по добывающим скважинам следует проводить ГТМ, направленные либо на увеличение продуктивности, либо на снижение депрессии на пласт.

Рисунок 18 — Распределение фонда скважин верейского объекта по забойному давлению и динамическому уровню.

Приемистость нагнетательного фонда изменяется в диапазоне от 35 м3/сут до 360 м3/сут и в среднем составляет 121,8 м3/сут., скважины работают со средними давлениями на устье 7 МПа.

Распределение действующего нагнетательного фонда по приемистости представлено на рисунке 19.

Рисунок 19 — Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по приемистости по состоянию на 01.07.06 г.

Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке приведено на рисунке 20.

Рисунок 20 — Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по накопленной закачке по состоянию на 01.10.05 г.

Распределение скважин по накопленной закачке определяется сроками и очередностью освоения скважин под нагнетание.

По отдельным приконтурным скважинам (№№ 360Р, 344Р, 343Р) значительные объемы закачки носят непроизводительный характер, детальный анализ чего будет выполнен далее в соответствующей главе.