Анализ разработки месторождения Набиль

Главной особенностью месторождения Набиль является наличие основного объекта разработки. Залежь I пласта в VII блоке, которая в силу благоприятных геологических и гидродинамических обстоятельств оказывает довлеющее влияние на ход разработки месторождения. В целом доля в добыче нефти по залежи I пласта в VII блока составляет 78,6% (текущая). Доминирует, хотя не столь впечатляюще, эта залежь и в распределении запасов нефти — 43,5% от балансовых запасов, 67,1% от начальных извлекаемых запасов.

Рисунок 1 Добыча нефти по месторождению Набиль.

С начала разработки по месторождению извлечено 3585,942 тыс. т нефти, 5058,226 тыс. т воды, 294,98 млн. м3 попутного газа и 9681,9 тыс. м3 жидкости в пластовых условиях. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет — 0,22, извлекаемые запасы использованы на 67,6%. В 2005 году прирост извлекаемых запасов нефти по I пласту VII блока составил 1130,0 тыс. т, по XIII пласту — 34,0 тыс. т (Рисунок 1).

Месторождение Набиль имеет ряд особенностей геологического строения и разработки, географических факторов, которые обуславливают уникальность этого объекта:

• — активное проявление водонапорного режима по залежам верхних горизонтов;
• — отсутствие четкой «полки», т. е. вторая стадия за счет разновременности подключения новых объектов к разработке имеет 2 максимума (1982 — 1984 гг. и 1988 — 1989 гг.);
• — удаленность от основных коммуникаций НГДУ «Катанглинефтегаз», автономность, обусловленная этой удаленностью.

В 2006 году было запланировано извлечь 92,606 тыс. т нефти. Фактически добыто за год 92,606 тыс. т нефти, 371,756 тыс. т воды, 3 млн. м3 попутного газа. Добыто 7,79 млн. м3 природного газа.

В 2006 году темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет — 1,75%, от текущих запасов (ТИЗ) — 5,4%.

С середины 1989 по 1995 годы добыча нефти по месторождению падала примерно на 10 — 15 тыс. т ежегодно. Основной причиной, обуславливающей подобное снижение, являлся рост процента обводненности продукции. В 1992 — 1995 гг. этот процесс стабилизировался на уровне 65 — 66%, в последующем обводненность вновь начала расти с темпом 2 — 3% в год (Рисунок 2).

Здесь сказались особенности разработки I пласта VII блока:

во-первых, динамика обводнения в целом по месторождению могла быть более стремительной, если бы не остановился рост процента обводненности по залежи в 1989 — 1991 гг. (влияние ППД — закачка воды в нагнетательные скважины);

во-вторых, ввод горизонтальных скважин — № 73 (1992 г.), № 188 (1993 г.) и № 192, 193 (1995 г.), № 189, 194 (1996 г.) значительно «смазал» график обводненности в последующие годы.

Рисунок 2 Рост обводненности по месторождению Набиль.

В 1996 году в связи с переводом более десятка скважин на совершенно иной способ добычи — электро-винтовыми насосами (ЭВН) обводненность, как ни странно, уменьшилась, что повлекло за собой рост дебитов нефти.

Перевод скважин ХХ пласта на XIXa пласт и приобщение XIXa пласта привело к снижению процента обводненности в 2001 году на не продолжительный период.

Падение уровней добычи в первые годы 90-х могло быть не столь значительным, особенно в 1993 — 1995 гг. Резкое ухудшение состояния эксплуатационного фонда в связи с сильным пескопроявлением сказалось самым отрицательным образом. Ввод новых скважин (горизонтальных), возобновление ППД и перевод на ЭВН способствовали стабилизации и даже незначительному росту нефтедобычи — это притом, что бездействующий фонд на месторождении оставался и остается самым большим (по отношению к числу эксплуатационных скважин) (Таблица 1).

Дебит жидкости за предыдущие 6 лет оставался на уровне 20 — 20,9 т/сут., без признаков закономерного и резкого изменения в ту или иную сторону. Однако в 2004 году дебит жидкости снизился до 18,6 т/сут., снижение дебита жидкости обусловлено работой фонтанных скважин, находящихся на побережье Набильского залива (в работе одна скважина № 78, скважина № 85 находится в бездействии — ОКР), снижением дебита жидкости скважин XIXa пласта, в связи с падением пластового давления.

Таблица 1 — Фонд скважин месторождения Набиль.

Следующим важным фактором, определяющим процесс нефтедобычи, является состояние фонда скважин. На месторождении Набиль в действующем фонде 46 скважин эксплуатируются ШГН, 24 скважины винтовыми насосами, 2 скважины фонтанным способом (№ 78, 202) (Рисунок 3).

На месторождении Набиль нефтяной фонд скважин находится не в лучшем состоянии. Это сказывается не только из-за удаленности промысла, сложных геологических условий разработки, а также из-за роста простоев скважин, сильного пескопроявления и низких МПР, роста процента обводненности, простоя скважин в ожидании проведения сложных капитальных работ по ликвидации аварии и ожидания крепления призабойной зоны пласта.

В 2006 году основные геолого-технические мероприятия были направлены на крепление призабойной зоны пласта крепителем «М», работы выполнены на 19 скважинах. Произведены переводы на другой пласт по шести скважинам, произведен дострел I пласта по скважине № 176, по скважине № 52 (ХХ пласт) проведены работы по приобщению XIXa пласта. Проведены ловильные работы на трёх скважинах, обработка призабойной зоны ХХ пласта по двум скважинам. В связи с низкой приемистостью по нагнетательной скважине № 183 проведена глинокислотная обработка.

Рисунок 3 Добыча нефти по способам эксплуатации по месторождению Набиль в 2006 году.

Эксплуатационный фонд на конец года включает 80 скважин, действующий фонд включает 72 скважин, бездействующий — 8. В консервации 12 скважин, в наблюдательном фонде 32. Уменьшение действующего фонда произошло за счет вывода скважин № 25, 110 в наблюдательный фонд. Увеличение бездействующего фонда на две скважины связано с выводом скважины № 194 в ожидание капитального ремонта по ликвидации аварии, переводом из консервации в бездействие скважины № 106, увеличение наблюдательного фонда на 4 скважины связано с выводом обводненных скважин (№ 136, 150, 113, 213) (Таблица 2).

В 2006 году в действующий фонд из бездействия были введены скважины № 52 (после КРС — приобщение XIXa пласта), № 72 (ликвидация прихвата НКТ), № 148 (крепление ПЗП).

На 01.01.2007 года в нагнетательном фонде находятся 3 скважины (в бездействии), закачка воды производилась периодически в связи с плохой приемистостью скважин и быстрым ростом процента обводненности по нефтяным скважинам. Всего за 2006 год закачано 12,4 тыс. м3. воды, при плане 58,8 тыс. м3, прирост нефти от закачки составил 1,5 тыс. т нефти.

С начала процесса закачано 1236,04 тыс. м3 воды. Прирост в добыче составляет 48,72 тыс. т дополнительной нефти.

Таблица 2 — Добыча нефти по видам эксплуатации на месторождении Набиль.

Геологическая служба НГДУ «Катанглинефтегаз» в анализе разработки нефтяных и нефтегазовых залежей месторождения обычно оперирует следующим набором эксплуатационных объектов: I, II-III, VIII-ХIII, XIV-ХV, XIX, XIXa, ХХ пласты как отдельные объекты; IV, IVa, V, VII горизонты в VI блоке предлагаем объединить в самостоятельный эксплуатационный объект ввиду максимального совпадения контуров нефтеносности и малых запасов нефти. Но объектами разработки, как и прежде, мы принимаем отдельные залежи.

Ниже рассматриваются практически все скопления УВ, но основной упор делается, конечно, на объекты разработки. В обзор не включены новые залежи самой южной оконечности месторождения. Из газовых залежей анализ ведется по залежам Северного участка.

Промышленные запасы нефти (согласно балансу ООО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз») сосредоточены в V и VII тектонических блоках и составляют: начальные балансовые — 7800 тыс. т, начальные извлекаемые — 3964 тыс. т. Изменение начальных запасов на 01.01.2007 года связано с изменением КИН с 37,8 до 56,7%, прирост НИЗ составил 1130 тыс. т, списание НБЗ составило — 423 тыс. т.

Сравнительно небольшая по размерам залежь нефти I пласта в V блоке разрабатывается периодически (в теплый период), ввиду значительной вязкости нефти и потенциально малых дебитов. В отчетном году кратковременно вступали в эксплуатацию скважины № 4, 19, 21. За 2006 год добыто нефти 0,129 тыс. т, воды 0,140 тыс. т, жидкости в пластовых условиях 0,282 тыс. т.

Максимальными темпами разрабатывается самая значительная по запасам и добычным возможностям — залежь VII блока, которая, является основным объектом, остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2007 года составляют — 1086,7 тыс. т, использование извлекаемых запасов составляет — 72,2%, коэффициент нефтеотдачи — 0,412.

Залежь характеризуется наибольшей площадью нефтеносности и значительной мощностью, а значит и максимальными запасами — начальные извлекаемые составляют 3173 тыс. т, балансовые — 7411 тыс. т показатели разработки данного пласта рассмотрим на рисунке 5.

В VII тектоническом блоке I пласт имеет переменную толщину: максимальные значения на юге, а на севере отмечается размыв в районе скважин № 37, 114, 115, 126, 130, о чем свидетельствует не только закономерное уменьшение мощности горизонта, но и образцы керна из скважины № 114. Пески и песчаники, из которых сложен пласт, обладают высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 32% (на большей площади залежи превышает 30%, в районе размыва снижается до 28%), проницаемость 1 — 2,6 мкм2 (гидродинамические исследования). В пластовых условиях плотность нефти составляет 927,4 кг/м3, вязкость — 50, газонасыщенность — 24 м3/т. Сепарированная нефть в стандартных условиях имеет плотность 940 кг/м3.

Рисунок 4 Показатели разработки I пласта месторождения Набиль.

Объект находится в разработке с 1977 года (скважина № 102). На первоначальном этапе скважины работали фонтаном, к 1980 году по мере падения Рпл и газового фактора, в добыче нефти стал доминировать механизированный способ эксплуатации — ШГН и ЭВН.

С начала разработки по залежи извлечено 2822,3 тыс. т нефти, 3499 тыс. т пластовой воды, 164,13 млн. м3 попутного газа и 6811,3 тыс. м3 жидкости в пластовых условиях. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,381 при конечном — 0,567 (изменение КИН в 2006 году). Темпы отбора от НИЗ в течение ряда последних лет сохраняются на достаточно удовлетворительном уровне, за отчетный период — 2,3%. По объекту максимальный уровень добычи был, достигнут в 1982 — 1984 годах. Это заняло 5,5 лет с начала разработки.

Максимальная добыча нефти в 1986 году составила по залежи 134,62 тыс. т, среднесуточная — 368,8 т/сут. Начиная с 1987 года отмечается постепенное падение, т. е. осуществился переход в третью стадию разработки, причем за это время темп отбора нефти от НИЗ уменьшился с 6 до 2%.

За 2006 год по залежи добыто нефти: 73,997 (70,25) тыс. т нефти, 274,31 (293,77) тыс. т воды, 1,98 (2,1) млн. м3 попутного газа и 363,18 (381,66) тыс. м3 жидкости в ПУ (пластовых условиях). Среднегодовая суточная добыча нефти из залежи составила 202,2 (192,5) т. Текущая обводненность — 78,8 (80,7) %.

Основополагающим фактором обводнения, по-прежнему, осталось конусообразование и прорыв воды в скважины. В последнем случае, свое влияние оказывает закачка воды в нагнетательные скважины в северо-восточной части залежи (№ 183, 184).

Среднегодовой дебит нефти 1 скважины остался на уровне 4,2 (4,4) т/сут., жидкости уменьшился до 19,9 (22,7) т/сут. В 2004 году увеличилась добыча нефти добываемая способом ЭВН 49,62 (45,56) тыс. т вследствие увеличения фонда действующих скважин и увеличения межремонтного периода.

В 2004 году по ряду скважин наблюдается рост процента обводненности (№ 73, 102, 103, 113, 114, 129, 134, 141, 151, 158, 164, 169, 174, 176, 186), по горизонтальным скважинам № 189, 192 рост процента обводненности в пределах от 2,0% до 7,0% в год. Из-за обводнения продукции, по скважинам наблюдается снижение дебитов нефти. На рост процента обводненности, в 2006 году оказала периодическая закачка воды в нагнетательные скважины № 183, 184 I пласта VII блока, в остальных случаях, сыграли свою роль естественные факторы в сочетании с технологическими, т. е. подъем конуса при увеличении дебита жидкости.

В 2006 году на скважинах (№ 164, 140, 139, 120, 148, 195, 179, 123, 143, 128, 174), с сильным пескопроявлением и низким МРП, были проведены работы по креплению призабойной зоны пласта крепителем «М». По скважине № 176 произвели дострел кровли пласта в интервале 584 — 592 м. В октябре месяце горизонтальная скважина № 194 была выведена в бездействие из-за прихвата НКТ, проведение КР скважин по ликвидации аварии до конца года не увенчались успехом. КР скважин по скважине будет окончен в 2007 году.

Коэффициент эксплуатации по скважинам залежи I пласта VII блока за отчетный период составил 0,912 (0,889), в том числе по способам эксплуатации: ШГН — 0,870 (0,870), ЭВН — 0,961 (0,914).

Рост добычи жидкости по залежи с 1996 года связан с вводом в эксплуатацию 6 горизонтальных скважин. Первоначальный рост процента обводненности составлял от 4% до 6%, в последние годы эксплуатации рост составляет в пределах 2%.

В 1995 году пробурены и были введены в нагнетание скважины: № 183, 184, а в 1999 году после перевода на I пласт, начата закачка воды в скважину № 182. Интервал перфорации в скважинах выбирался с учетом опыта закачки предыдущего периода ниже отметки ВНК. Местоположение скважин было выбрано с учетом ускорения разработки слабодренированных зон.

Таблица 3 — Динамика добычи жидкости и нефти за последние 8 лет.

В 2006 году закачка воды осуществлялась периодически, май-июнь в скважину № 183 закачано 4,3 тыс. м3 воды с суточной приемистостью 150 м3/сут., в октябре — ноябре месяце в две скважины (№ 183, 184) закачано 8,1 тыс. м3 воды. Всего за год закачано для ППД 12,4 тыс. м3 воды. Коэффициент эксплуатации составил 0,8. Нагнетательные скважины в течение года находились в простое из-за слабой приемистости в связи с обильным пескопроявлением и глинизацией призабойной зоны (в ожидании проведения ГКО).

В октябре месяце по скважине была проведена глинокислотная обработка призабойной зоны пласта, среднесуточная приемистость составила от 160 м3/сут. до 200 м3/сут. По скважине № 184 в октябре месяце был проведен КР скважин по ликвидации аварии (прихват НКТ). В конце ноября месяца обе нагнетательные скважины были остановлены в связи с быстрым обводнением нефтяного фонда скважин (в северо-восточной) части залежи. Быстрый рост процента обводненности привел к падению среднесуточной добычи нефти по месторождению Набиль с 262 т/сут. (май) до 240 т/сут. (декабрь).

Всего с начала второго этапа закачано 647,88 тыс. м3 воды, прирост добычи нефти с начала процесса составил 48,72 т нефти.

Прирост нефти от закачки воды по годам составил: в 1997 г. — 1600 т, 1998 г. — 5800 т, 1999 г. — 4400 т, 2000 г. — 8700 т, 2001 г. — 8500 т, 2002 г. — 5880 т, 2003 г. — 4500 т, 2004 г. — 5000 т, 2005 г. — 2840 т, 2006 г. — 1500 т. (Таблица 3). Всего за весь период закачано воды — 165,63 тыс. м3. С начала процесса удельный расход воды на дополнительно добытую нефть составил 23,9 м3/т. Характер реагирования скважин на закачку воды и динамика изменения % воды примерно такая же, как и в годы первого этапа.

С целью выявления прироста от ППД и других особенностей процесса нагнетания наблюдение велось за работой 18 эксплуатационных скважин, расположенных в этой зоне нагнетания воды — № 102, 114, 115, 122, 124, 126, 133, 134, 137, 157, 161, 162, 167, 139, 140, 168, 164, 112. Работа затруднялась наложением ряда факторов, особенно влиянием изменения способа добычи ШГН на ЭВН, поэтому в случае явно выраженного эффекта от данного мероприятия, прирост этот нами не учитывался.

По нескольким скважинам (№ 102, 124, 133, 134, 139, 168) влияние закачки пока не заметно, по некоторым другим это влияние (в смысле роста дебита нефти) длится в течение ограниченного периода, в дальнейшем наблюдается рост процента обводненности — скважины № 126, 164, 137, 157, 161, 167. По скважинам № 112, 114, 115 рост дебита жидкости и нефти произошел за счет смены режима работы с ШГН на ЭВН.

Следует отметить: в работе нагнетательных скважин наблюдаются негативные моменты, из-за образования песчаных пробок, под нагнетанием находится лишь верхняя часть интервала перфорации (это подтверждают результаты ГДИ). В результате частого образования песчаных пробок нагнетательные скважины работают нестабильно и с низким межремонтным периодом.

Средневзвешенное Р пластовое по залежи, рассчитанное в пределах первоначального контура нефтеносности, за 1999 г. равнялось 8,92 МПа (8,87 МПа — 1996 г., 8,5 МПа — 1995 г.) в 2003 году в пределах 8,3 МПа, в 2005 году — 8,0 МПа, в 2006 году — 7,82 МПа. Небольшой рост пластового давления был обусловлен началом нагнетанием воды пластовой воды в пласт нагнетательными скважинами № 182, 183, 184. Однако наблюдения за давлениями, в процессе разработки, в целом позволяют сделать вывод о прекращении дальнейшего роста Рпл., имеющиеся данные отмечают снижение пластового давления по залежи на 2,0 — 3,0 МПа в год.

На месторождении Набиль пробурено 6 горизонтальных скважин, 5 скважин на I пласт в VII блоке, 1 (№ 193) на ХХ пласт в IV блоке. Всего за период эксплуатации добыто 178,83 тыс. т нефти, среднесуточная добыча за 2006 год составила 19,0 т/сут. Результат разработки горизонтальных скважин отражен на рисунке 6.

Максимальная добыча нефти приходится на 1997 — 1998 годы, с 1999 года идет падение добычи нефти. С 1996 года наблюдается резкий рост процента обводненности по скважинам № 188, 192, до 2002 года процент обводненности держался на уровне 63 — 65%. В 1999 году из-за обводнения была остановлена скважина № 189, в результате быстрого роста обводненности в 2005 году до 83,1% была остановлена скважина № 188, в 2006 году процент обводненности снизился до 80,3%.

Рисунок 6 Добыча нефти по горизонтальным скважинам месторождения Набиль.

Ввод горизонтальных скважин на начальном этапе позволил стабилизировать добычу нефти по месторождению, динамику обводненности, которая на протяжении 1992 — 2000 гг. оставалась на уровне 65%. Рост добычи нефти по горизонтальным скважинам наблюдался до 1999 года, максимальная годовая добыча составила — 20,16 тыс. т. За последние годы идет снижение добычи нефти на 2,0 — 4,0 тыс. т нефти в год. Рост процента обводненности прослеживается по всем горизонтальным скважинам (Таблица 4).

Анализ динамики обводнения горизонтальных скважин не выявил каких-то особенностей, отличающихся от развития процессов обводнения вертикальных скважин. Главным фактором по-прежнему остается величина раздела «ВНК — интервал перфорации». Однако сравнение динамики обводнения новых скважин, введенных в разработку за последние семь лет, позволяет заключить, что рост обводненности по горизонтальным скважинам на нынешнем этапе происходит меньшими темпами.

Таблица 4 — Обводненность горизонтальных скважин на месторождении Набиль.