Особенности геологического строения и анализ выработки запасов нефти пласта БС10 спорышевского месторождения

 

 

Рисунок 1.3 - Динамика осредненных дебитов нефти по годам ввода скважин в              эксплуатацию

           Каждая из кривых соответствует среднему дебиту нефти группы скважин, введенных в эксплуатацию в соответствующем году.

Из рисунка видно, что средние дебиты скважин, пробуренных до 2008 года, изменяются от 20 до 45 т/сут. Причем, начальные дебиты скважин, пробуренных в 2007 г, существенно превышают дебиты ранее пробуренных скважин, что является результатом применения более совершенных методов первичного и вторичного вскрытия. К концу 2007 г. залежь была полностью разбурена в пределах внутреннего контура нефтеносности, и было предложено разрабатывать приконтурные запасы скважинами с горизонтальным заканчиванием. В 2008г. начата программа горизонтального бурения в приконтурных зонах залежи БС100, а также в зонах ЧНЗ с ухудшенными коллекторскими свойствами, где дебиты наклонно-направленных скважин не превышали 10 т/сут. Некоторые вертикальные скважины, пробуренные на пласт  БС100, не были введены в эксплуатацию на этот пласт вследствие низких значений продуктивности, что привело к нарушению системы размещения скважин и неравномерности выработки запасов. Позднее - в 2008-2009 гг.,  в этих зонах пробурены горизонтальные скважины, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти и равномерность выработки запасов. Успешным примером работы с фондом скважин можно назвать и бурение вторых стволов с горизонтальным заканчиванием из аварийных скважин.   На рисунке 1.4 приведены накопленные отборы по аварийным скважинам  №163 и №240.

 

Рисунок 1.4 - Динамика накопленных отборов нефти по аварийным скважинам с БГС.

 

            Как видно из рисунка, после ликвидации аварии и бурения БГС производительность скважин по нефти увеличилась в 6 раз по скв. №240 (с 35 до 207 т/сут) и более чем в 13 раз по скв. №163 (с 10 до 135 т/сут). Кроме того, бурение БГС в скв. №163 позволило перевести скв. №177, находящуюся по направлению горизонтального участка скв. №163, на вышележащий объект со значительным приростом по дебиту нефти (с 7 т/сут на  БС100 до 54 т/сут на ПК19). Бурение БГС в скв. №240 позволило завершить формирование стягивающего ряда, поскольку скв. №257, вскрывшая пласт БС100 с эффективной толщиной  менее 2 м, находится в отработке на нижележащий объект БС11 и работает с дебитом 182 т/сут.    

           В скважине №143 не удалось получить притока из пласта БС100, вследствие ухудшенных коллекторских свойств пласта в этой зоне. После бурения бокового горизонтального ствола скважина работает с дебитом 178 т/сут и за год отобрала более 52 тыс. т. нефти. Скважину №166, проектную на БС100, после отработки на БС11 было решено использовать для выработки остаточных запасов между скважинами №167 и №180, работавшими с дебитами 1 т/сут. Сейчас скважина работает со средним дебитом 39 т/сут, и за 9 месяцев накопленный отбор составил 10 тыс.т. Скважины №167 и №180 планируется перевести на другие объекты. 

По состоянию на 1.01.2009 г. на 14 горизонтальных скважин, что составляет 12% добывающего фонда пласта БС100, приходится 46% месячных отборов нефти.

           Распределение скважин по обводненности представлено на рисунке 1.5. Текущая обводненность скважин пласта БС100 ниже, чем в среднем по месторождению, что объясняется тем, что в основная часть запасов приходится на чисто нефтяную зону. Рост обводненности в последние два года связан с подходом воды из нагнетательных скважин к добывающим скважинам первого ряда, и с началом разработки приконтурных запасов горизонтальными скважинами.

 

Рисунок 1.5 - Гистограммы распределения действующего фонда скважин пласта БС100

        Забойное давление в скважинах пласта БС100 в среднем составляет 120 атм.

Распределение скважин по забойному давлению для пласт БС100 представлено на рисунке 1.6

 

Рисунок 1.6 - Распределение скважин по забойному давлению. Пласт БС100

 

            На месторождении ведется постоянная работа по оптимизации добывающих скважин. По сравнению с началом 2008г. значительно снизилось динамическое забойное давление в скважинах с низкой обводненностью. Скважины с забойным давлением выше 140 атм, как правило, высоко обводненные, оптимизация которых производится при вынужденных ПРС или КРС. Необходимо также обратить внимание, что ряд скважин введены в совместную эксплуатацию в пределах объектов разработки. Как правило, это скважины с низким коэффициентом продуктивности пласта БС100, к которому приобщены пласты БС101 или БС11. Всего в совместную эксплуатацию введено 27 скважин  БС100. На дату проведения анализа  в совместной эксплуатации находятся 19 скважин, из них 4 эксплуатируются на 3 пласта (БС100, БС101 и БС11), 15 скважин совместно на 2 пласта (9 скв. с БС101, 3 скв. с БС11 и по одной с пластами БС1,БС7 и БС8).

Рисунок 1.7 демонстрирует показатели разработки до и после приобщения. Шкала времени относительная, отрицательные значения соответствуют работе скважин до приобщения, положительные - после. Видно, что дебит нефти после приобщения увеличивается почти в 3 раза и темп падения не превышает соответствующего значения при раздельной эксплуатации, в то время как обводненность стабилизируется на уровне раздельной эксплуатации как минимум в течение 17 месяцев.

 

 

Рисунок 1.7 - Осредненные показатели по группе совместных скважин пласта БС100

          За последний год месячная добыча из пласта БС100 увеличена более, чем на 20%, и годовой темп отбора нефти от утвержденных НИЗ составил 10.7%, несмотря на сокращение фонда добывающих скважин со 126 на 1.01.2008г. до 109 на 1.01.2009 г. Сокращение количества добывающих скважин связано со следующими причинами:

• Бурение горизонтальных скважин и БГС в зонах неэффективной выработки запасов вертикальными скважинами позволило перевести ряд скважин на другие пласты.
• Перевод скважин из отработки под нагнетание для доформирования системы ППД.
• Перевод скважин достигших предела рентабельности эксплуатации по обводненности, как правило, ближнего к нагнетательным скважинам ряда.

Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы:

1. Система разработки месторождения характеризуется эффективным использованием транзитного фонда скважин, что особенно важно для пластов, на которые бурение собственного фонда скважин экономически не оправдано.
2. На месторождении успешно применяется совместная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной, что позволяет вовлекать в разработку залежи (части залежей) с низкими добычными характеристиками.
3. Бурение скважин с горизонтальным заканчиванием позволяет добиться интенсификации отборов и эффективной выработки трудно извлекаемых запасов. Кроме того, бурение БГС обеспечивает вывод из бездействия аварийных и малоприточных скважин и позволяет кратно увеличить их продуктивность.  
4. Высокая обводненность продукции месторождения в основном объясняется подтягиванием конусов подошвенной воды, что закономерно для месторождения 60% запасов которого сосредоточено в водонефтяных зонах. 

                 2.2 Пластовое давление в зонах отбора и закачки

            По характеру изменения пластового давления пласты месторождения можно разделить на три основных группы:

• пласты, разрабатываемые с поддержанием пластового давления;
• пласты, разрабатываемые на естественном режиме;
• пласты, не введенные в разработку.

            Среди пластов первой группы регулярная система заводнения создана на пластах ПК19, АС6 и БС100. На пласте БС11 поддержание пластового давления осуществляется тремя скважинами, расположенными в приконтурной зоне. На пластах БС6 и БС8 осуществлялась закачка единичными скважинами, расположенными в зонах интенсивных отборов. Единственная нагнетательная скважина пласта БС8 в настоящий момент уже закрыта. Вторая группа пластов представлена, в основном, водоплавающими залежами, в которых подпор подошвенных и законтурных вод достаточен для поддержания пластового давления. В некоторых залежах этой группы в дальнейшем все же рекомендуется ввести избирательное заводнение с целью поддержания давления в зонах наиболее интенсивной добычи. Распределение пластового давления для основных пластов представлено на картах изобар (рисунок 1.8-1.9)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.8 - Карта изобар пласта БС100. Масштаб 1:85000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.9 - Карта изобар пласта БС101. Масштаб 1:50000

 

 

 

 

             Пласт БС100. Разработка пласта ведется с 1995 г. Закачка воды начата в 1998 г., что соответствует срокам, предусмотренным проектным документом. Начальное пластовое давление составляло 24.5 МПа. В период 1995-2007 гг. давление равномерно снижалось и к январю 2008 г. достигло 21.3 МПа. Однако в следующем 2008 году проявляется тенденция к росту давления, что объясняется увеличением объемов закачиваемой воды.

             На январь 2009 г. среднее пластовое давление составляет 21.9 МПа. Наибольшее падение давления отмечается в зоне дренирования скважин с горизонтальным закачиванием. Для эффективного поддержания давления в зоне отборов рекомендуется   доформирование проектной трехрядной системы разработки переводом под закачку скважин, находящихся в настоящее время в отработке на нефть.

          Пласт БС101. Начальное пластовое давление – 24.5 МПа. За период разработки давление равномерно снижалось и к январю 2009 г. составило 21.4 МПа. Пласт разрабатывается на естественном режиме. Организация системы ППД не планируется.

                           2.3 Анализ выработки запасов нефти БС10

            Для анализа выработки запасов нефти по пластам месторождения были использованы созданные гидродинамические модели, адаптированные и настроенные на фактическую историю разработки.

             Ввиду того, что более 60% запасов нефти месторождения сосредоточено в ВНЗ, выработка запасов водонефтяной зоны требует особого рассмотрения. Большинство пластов имеют достаточно высокую вертикальную проницаемость и, как показывает опыт, при эксплуатации скважин в ВНЗ степень вскрытия имеет значение только для скважин, в разрезе которых присутствует выдержанный глинистый прослой, отделяющий нефтенасыщенную часть пласта от водонасыщенной. Вообще говоря, в ряде случаев (в частности, если гидропроводность водонасыщенной части пласта не превышает гидропроводности его нефтенасыщенной части) рекомендуется вскрытие пласта от кровли до подошвы, что позволяет избежать конусообразования и улучшить условия для фильтрации нефти в призабойной зоне. При этом, однако, следует принимать во внимание ограничения по дебиту жидкости, накладываемые конструкцией скважины, а также максимальную рентабельную обводненность. Следует отметить, что в условиях месторождения эксплуатация скважин ВНЗ в безводном режиме невозможна при условии обеспечения экономически оправданных дебитов нефти. Более того, анализ истории добычи и результаты проведенных гидродинамических расчетов указывают на то, что в большинстве случаев увеличение депрессии на скважинах водонефтяной зоны позволяет обеспечить прирост конечных накопленных отборов нефти. Исключение составляют скважины, для которых, несмотря на прирост дебита нефти, добыча становится экономически нецелесообразной ввиду достижения предельной рентабельной обводненности. Распределение выработки запасов по зонам пласта БС10 месторождения приведено в таблице 1.9. Согласно данным таблицы, наиболее высоким текущим КИН характеризуется ВНЗ пласта БС101.

Таблица 1.9 - Анализ выработки запасов
	Пласт		Начальные геологические запасы кат. С1, тыс.т		Доля от НГЗ		Текущий                              КИН на 01.01.09, %
	БС100		35 730		21,70		12,78
	ЧНЗ		26 635		0,75		16,38
	ВНЗ		9 095		0,25		2,24
	БС101		16 284		9,89		6,10
	ЧНЗ		840		0,05		11,99
	ВНЗ		15 444		0,95		5,78
	БС102		0		0-,00--		-
	ЧНЗ		0		-		-
	ВНЗ		0		-		-

            Примечательно, что на всех четырех пластах для выработки запасов ВНЗ активно используются скважины с горизонтальным закачиванием, что указывает на высокую эффективность использования данного типа закачивания при разработке водонефтяных зон.

               Для отображения распределения остаточных запасов были использованы карты остаточных удельных запасов нефти. Величина удельных запасов определяется следующим уравнением:

    , где

Vнуд   – удельные запасы нефти,

DZk   – общая толщина ячейки k-ого слоя гидродинамической модели,

Кkпесч – коэффициент песчанистости ячейки k-ого слоя гидродинамической модели,

Kkп    – коэффициент пористости ячейки k-ого слоя гидродинамической модели,