Состояние разработки месторождения

По состоянию на 1.01.1995 г. на Аганском месторождении разрабатываются 11 продук­тивных объектов: АВ₃, АВ₄, AB₅, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₆, БВ₈, БВ₉, БВ_18-21, ЮВ₁.

Освоение месторождения осуществляется в соответствии с последним проектным доку­ментом, составленным СиБНИИНП и утвер­жденным в декабре 1987 г. Центральной ко­миссией по разработке нефтяных месторожде­ний МНП, а также рекомендациями авторских надзоров, выполненных позже.

Месторождение находится в стадии снижа­ющейся добычи нефти. С начала разработки отобрано 176646 тыс. т нефти, что составля­ет 77,0% извлекаемых запасов, числящихся на балансе ВГФ. Текущий коэффициент нефтеот­дачи - 0,391.

Максимальный уровень добычи нефти 14667 тыс. т достигнут в 1982 г. при отбо­ре 36,6% извлекаемых запасов, темп отбора составил 6,4% НИЗ. Динамика основных по­казателей разработки месторождения предста­влена на рис. 1.25. Проектом разработки на Аганском месторождении предусмотрено буре­ние 1209 скважин.

Согласно последующим решениям, обосно­ванным в авторских надзорах и утвержден­ным протоколами АО МНГ, дополнительно к утвержденному фонду рекомендовалось пробу­рить 173 скважины, из них 162 на объект БВ₈ и 11 скважин - на БВ₃. Уточненный проект­ный фонд составил 1382 скважины.

По состоянию на 1.01.1995 г. на Аган­ском месторождении пробурено 1162 скважи­ны. Проектный фонд реализован на 84%, не пробуренными остались 181 скважина, из них

по пласту АВ₃ - 17, АВ₄ - 5, БВ₃ - 8, БВ₈ - ­32, БВ₉ - 14, БВ_18-21 - 84, ЮВ₁ - 21. В 1994 г. пробурено 20 скважин на объект БВ₈.

В текущем году на месторождении отобра­но 4480 тыс. т нефти (темп отбора 2,0%), 35522 тыс. т жидкости, обводненность продук­ции составила 87,4%.

При сравнении фактических показателей разработки с проектными отмечается, что от­бор нефти в 1994 г. выше проектного значения на 2044,4 тыс. т.

Превышение проектных объемов добычи нефти обусловлено:

- большим фактическим объемом запасов нефти, чем было утверждено при проектировании;

- большим, чем предусмотрено проектом, фондом добывающих скважин (по проекту - ­678, фактически - 835);

- успешным применением методов регули­рования, основанных на переносе отбора жид­кости на скважины стягивающих рядов, что в свою очередь, способствует более благопри­ятной динамике обводнения скважин (87,4%), чем предусмотрено проектом (93,7%).

Рис. 1.25. Динамика основных показателей разработки Аганского месторождения:

1, 2 - добыча соответственно нефти, жидкости, тыс. т; 3 - обводненность, %; 4 - добывающий фонд

Рис. 1.26. Динамика добычи нефти по: 1 - месторож­дению в целом; 2 - пласту ВВ₈

В течение 1994 г. на месторождении введено в эксплуатацию 20 скважин. Добыча нефти из новых скважин составила 62,2 тыс. т, средний дебит по нефти - 19,1 т/сут.

В целом по месторождению бурение сква­жин осуществляется достаточно эффективно. Анализ результатов эксплуатации пробурен­ных на месторождении скважин, выполненный СиБНИИНП, показал, что решения, принятые институтом в области размещения скважин, обоснованы. Ввод в эксплуатацию дополни­тельных скважин способствует вовлечению в разработку новых запасов нефти и интенсифи­кации добычи нефти.

Из 1162 пробуренных на месторождении скважин, 835 находятся в добывающем фонде, из них 640 - в действующем; 219 - в нагне­тательном, в том числе 180 - в действующем; 5 - в консервации, 37 - в контрольном и пье­зометрическом фонде, 84 - ликвидированы. Практически, все скважины на месторождении механизированы. Из них 665 скважин (79,6% действующего фонда) оборудованы УЭЦН, 160 скважин (19,2%) оборудованы УШГН.

Закачка воды для поддержания пластового давления начата на месторождении в 1974 г. По состоянию на 1.01.1995 г. в продуктивные пласты закачано 605707 тыс. м³ воды.

В 1994 г. объем закачиваемой в пласт во­ды составил 35605 тыс. м³, средняя приеми­стость - 565 м³/ сут.

В целом по месторождению состояние реа­лизации проектных решений в области орга­низации системы ППД считается удовлетво­рительным. Сформированная в настоящее вре­мя система заводнения максимально использу­ет возможности водонапорного режима и обес­печивает поддержание пластового давления на уровне первоначального.

Рассмотрим текущее состояние разработки по объектам.

Основной объект разработки БВ₈ введен в промышленную эксплуатацию в 1973 г.

Балансовые запасы нефти объекта составляют 69,5% запасов промышленной категории В+С₁, числящихся на балансе ВГФ по месторождению, годовой отбор нефти – 82,2% отбора по месторождению (рис. 1.26).

В основу размещения добывающих и нагне­тательных скважин положена блоковая пяти­рядная система разработки по сетке 500х700 14 в зоне эксплуатации при удаленности первых рядов от линии нагнетания на 600 м (рис. 1.27). Выделен один трехрядный блок с сеткой до­бывающих скважин 700х700 м и расстояни­ем между первым добывающим и нагнетатель­ным рядами 850 м. На Мало- Аганской площа­ди техсоветом Главтюменнефтегаза утвержде­на трехрядная система разработки, прибли­женная к площадной, с расстоянием между ря­дами 300 м и расстоянием между скважинами в рядах 1040 м.

Рис. 1.27. Схема расположения скважин (1) пласта БВ₈: 2 - внешний и внутренний контуры нефтеносности, утвержденные ГК3; 3 - уточненные контуры нефтеносности;.4 - изогипсы пласта БВ₈.

Согласно проекту разработки на объект БВ₈ утверждено 656 скважин. Последующими решениями, принятыми в рамках авторских надзоров, дополнительно назначено к бурению еще 162 скважины. Таким образом, общий про­ектный фонд составил 818 скважин.

На дату анализа на объект пробурено 786 скважин (проектный фонд реализован на 96%), не пробуренными остались 32 скважины до­полнительного фонда.

В течении 1994 г. Пробурено 20 скважин, из них 19 введены в отработку на нефть. Средний дебит новых скважин по нефти составил 20,4 т/сут, по жидкости – 89,7 т/сут, обводненность продукции новых скважин – 61,6%.

Объект БВ₈ находится в стадии снижающейся добычи нефти. Максимальный уровень добычи – 13184 тыс. т был достигнут в 1982 г. С начала разработки объекта отобра­но 151468 тыс. т нефти (81,8% НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,482).

По состоянию на 1.01.1995 г. на объекте экс­плуатируются 554 скважины, из них 477 дей­ствующих. Практически, весь фонд работает с водой, причем с обводненностью более 90% ­- 296 скважин (62%).

В 1994 г. добыто 3684 тыс. т нефти, 31056 тыс. т жидкости, обводненность продук­ции - 88,1%. Среднесуточный дебит по нефти составил 22,2, по жидкости - 186,9 т/сут.

Производственным объединением Мегион­нефтегаз проведен значительный объем работ, имеющих целью снижение темпов падения до­бычи нефти. Так в 1989 г. снижение добычи нефти по сравнению с предыдущим годом со­ставило 1449 тыс. т, в 1990 г. - 728 тыс. т, в 1991 г. - 269 тыс. т, в 1992 г. - 724 тыс. т, в 1993 г. - 200,3 тыс. т, в 1994 г. объем добычи нефти увеличился по сравнению с предыдущим годом на 79,1 тыс. т.

Основными факторами, позволившими со­хранить высокие темпы отбора, являются:

- ввод в эксплуатацию добывающих сква­жин в малозаводненных стягивающих зонах;

- усиление системы воздействия при пере­носе фронта нагнетания в скважины первых

эксплуатационных рядов;

- проведение мероприятий, направленных на увеличение дебитов жидкости, основными из которых являются оптимизация насосно­го оборудования, дострелы нефтенасьцценных толщин и организация форсированного отбора жидкости из высокообводненных скважин;

- регулирование процесса разработки, основанное на выравнивании фронта закачи­ваемой в пласт воды.

Обводнение пласта происходит достаточно высокими темпами. Так, в 1989 г. коэффи­циент изменения доли нефти составил 16,4%, в 1990 г. - 25,8%, в 1991 г. - 12,5%, в 1992 г. - 15,9%. В 1993 г. этот показатель за­метно уменьшился и составил 1,9%, в 1994 г. доля нефти увеличилась на 14,4%.

Фактические запасы нефти оказались выше утвержденных на дату проектирования; фонд добывающих скважин больше, чем в расчет­ных показателях проекта. Внешними призна­ками данного расхождения являются более вы­сокие объемы добычи нефти и меньшая обвод­ненность продукции.

Например, добыча нефти в 1991 г. превыси­ла проектное значение на 951,4 тыс. т (26,6%), в 1992 г. - на 942 тыс. т (32,9%), в 1993 г.­на 1443,4 тыс. т (66,8%), в 1994 г. – на 2041,4 тыс. т (124,2%).

В 1991 г. фактическая обводненность соста­вила 87,4%, проектная - 90,8%, в 1992 г. ­соответственно 89,4 и 92%, в 1993 г. - 89,6 и93,7 %, в 1994 г. - 88,1 и 95,1%.

Закачка воды для поддержания пласто­вого давления на объекте начата в 1974 г. В нагнетательном фонде на 1.01.1995 г. чи­слятся 157 скважин, из них 144 действую­щих. В течение 1994 г. в пласт закачано 31155 тыс. м3. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 93,2%, накоплен­ная - 106,7%.

Сформированная на объекте система ППДмаксимально использует возможности водона­порного режима и обеспечивает поддержание пластового давления на уровне первоначально­го. Таким образом, состояние разработки объ­екта БВ8 следует считать удовлетворитель­ным.

Объект БВ₉ находится в стадии снижения добычи нефти.

Максимальный уровень добычи был до­стигнут в 1977 г. в объеме 1752 тыс. т при темпе отбора 6,9% начальных извлекаемых за­пасов, числящихся на балансе ВГФ.

Проектный фонд скважин по объекту БВ9 составил 173. По состоянию на 1.01.1995 г. про­бурено 159 скважин. Утвержденная блоковая пятирядная система размещения скважин по сетке 500 х 700 м почти полностью реализова­на (рис. 1.28). Остались не пробуренными 14 скважин, расположенные на краевых участках залежи.

Особенностью разработки является перво­очередное разбуривание скважин в централь­ной части залежи, в основном, в чисто нефтяной зоне и на приподнятых участках водонефтяной зоны.

По состоянию на 1.01.1995 г. на объекте экс­плуатировались 104 скважины, 80 из них – в действующем фонде, 13 скважин работали со­вместно с объектом БВ8. В 1994 г. Отобрано 365,4 тыс. тонн нефти, 3427 тыс. т жидкости, об­водненность продукции составила 89,3%.

В течение длительного периода разработки объекта дебиты жидкости поддерживались на уровне 115-120 т/сут. В течение 1988,1989 гг. произошло снижение дебитов до 97 т/сут.

В рамках авторского надзора была намечена программа мероприятий, направленная в основном, на работу с добывающим фондом. В результате проведенного объема работ по оптимизации насосного оборудования, перево­ду скважин на форсированный режим удалось восстановить дебиты жидкости. В настоящее время скважины работают с дебитами, близ­кими к потенциальным.

Почти весь фонд скважин эксплуатируется с водой, причем с обводненностью более 90% работают 53 скважины - 66% фонда.

Как свидетельствуют результаты эксплу­атации скважин объекта БВ₉, при достиже­нии обводненности 90% повсеместно отмеча­ется стабилизация доли нефти в продукции. Проведенный в авторских надзорах анализ по­казал, что интенсификация отборов жидкости в таких скважинах не ведет к росту обвод­ненности добываемой продукции. Кроме того, организация форсированного отбора в услови­ях стабилизированной обводненности способ­ствует увеличению отборов нефти и дости­жению установленного коэффициента нефтеиз­влечения при меньшем эксплуатационном фон­де.

Фактические показатели разработки выше проектных. В частности, в 1994 г. добыча неф­ти превысила проектное значение на 108,6 тыс. т (42,3%).

Рис. 1.28. Схема расположения скважин (1) пласта БВ₉: 2 - внешний

ивнутренний контуры нефтеносности; 3 – изопахиты пласта

Превышение проектных уровней добычи нефти обусловлено:

- большим фактическим объемом запасов,

- большим, чем предусмотрено проектом, фондом добывающих скважин (фактически ­- 104, по проекту - 80).

В 1994 г. в целях поддержания пластового давления закачано в пласт 3671 тыс. м³ воды. Закачка ведется в 28 нагнетательных скважин. Текущая компенсация - 99,4, накопленная ­114,2%. Сформированная система заводнения обеспечивает поддержание пластового давле­ния на уровне первоначального и не сдержива­ет возможностей по отбору жидкости, в насто­ящее время не требует интенсификации.

В целом, разработка объекта БВ⁹ находит­ся в удовлетворительном состоянии.

Разработка объекта БВ_18-21 начата в 1983 г. Проектными документами предусмо­трена площадная система с сеткой расположе­ния скважин 500х500 м при организации из­бирательного заводнения. Проектный фонд со­ставил 231 скважину.

По состоянию на 1.01.1995 г. пробурено 147 скважин. Бурению подлежат 84 скважины. Эксплуатационный фонд составил 112 сква­жин, из них 54 действующих. Большая часть скважин (56%) работает с дебитом жидко­сти до 10 т/сут при обводненности до 50%. В течение 1994 г. добыто 186,4 тыс. т нефти (316 тыс. т по проекту), 217 тыс. т жидкости (571 тыс. т по проекту), обводненность про­дукции - 14,2% (44,6% по проекту). Средний дебит по нефти составил 7,9 т/сут (проект­ный - 6,9 т/сут), по жидкости - 9,2 т/сут (проектный - 12,5 т/сут). С начала разра­ботки отобрано 1538 тыс. т, что составляет 20,9% НИЗ, коэффициент нефтеизвлечения ­0,03.

Расхождение между фактическими и про­ектными показателями разработки объясняет­ся более низкими гидродинамическими харак­теристиками объекта по сравнению с приня­тыми в проекте. Процесс вытеснения нефти из объекта оказался намного сложнее, чем это по­зволила оценить информация, имеющаяся на стадии проектирования. Горизонт характери­зуется высокой степенью микро- и макронеод­нородности, которую невозможно учесть с по­мощью общепринятых методологических под­ходов, требуется специальный комплекс науко­емких исследований.

Закачка воды на объекте БВ_18-21 начата в 1986 г. В 1994 г. в пласт закачано 282 тыс. м³ воды, текущая компенсация составила 91,8, на­копленная - 207%. Сформированная в насто­ящее время система заводнения обеспечивает поддержание пластового давления на уровне первоначального. По состоянию на 1.01.1995 г. на объекте под закачкой находятся 27 сква­жин, из них 6 - в действующем фонде. Под­водя итог краткого анализа текущего состоя­ния разработки объекта БВ18-21 следует от­метить, что дальнейшее направление в обла­сти наращивания отборов жидкости связано, прежде всего, с продолжением мероприятий по увеличению фильтрационных параметров ПЗП, основным из которых является гидрораз­рыв пласта..

Объект ЮВ₁ введен в разработку в 1975 г. Проектный фонд по объекту составил 74 сква­жины. На 1.01.1995г. пробурено 53 скважины. Проектный фонд реализован на 72%. С начала разработки отобрано 1734 тыс. т нефти, что составляет 78,8% извлекаемых запасов, теку­щая нефтеотдача - 0,245. В 1994 г. по объ­екту добыто 38,9 тыс. т нефти (по проекту ­- 140,6 тыс. т), 204 тыс. т жидкости (по про­екту - 836 тыс. т). Среднегодовая обводнен­ность - 80,9% (83,2% по проекту). На конец года добывающий фонд состоял из 31 скважи­ны, из них 5 - действующих (по проекту со­ответственно 49 и 42). Средний дебит по неф­ти равен 9,1 т/сут (по проекту - 9,7 т/сут), по жидкости - 47,9 т/ сут (по проекту ­57,9 т/сут).

Одной из причин несоответствия фактиче­ских и проектных показателей в области отбо­ров является невыполнение проектных реше­ний по бурению. Другой причиной расхожде­ния являются более низкие гидродинамические характеристики объекта по сравнению с при­нятыми при проектировании.

Закачка воды в пласт ЮВ₁ ведется с 1982 г. В течение 1994 г. в 5 нагнетательных скважин закачано 171 тыс. м3 воды. Текущая компенса­ция составила 174,4, накопленная - 83,7%. Те­кущее пластовое давление находится на уровне первоначального. Небольшие по размеру зале­жи объекта ЮВ₁ и активность законтурных вод позволяют максимально использовать воз­можности водонапорного режима. Очевидно, сформированная в этих условиях система при­контурного заводнения будет способствовать формированию компактной зоны стягивания в центральной части залежи и, тем самым, более эффективной выработке запасов.

В целом, состояние разработки объекта ЮВ₁ считается удовлетворительным.

Дата добавления: 2015-08-09