Оценка работы нагнетательных скважин методом построения графика Холла

 

Таблица 1.3.4 Свойства пластовой нефти Тевлинско-Русскинского месторождения

(по  результатам лабораторного анализа  глубинных проб) 

По результатам лабораторных исследований пластовые воды группы пластов БС₁₀–БС₁₁ преимущественно хлоридно-кальциевого типа (по В.А.Сулину), с минерализацией 18-19 г/л. В пластовых условиях воды имеют плотность в пределах 990-1008 кг/м³ при средней вязкости около 0.38 мПа·с. Максимальная величина газосодержания пластовых вод на локальных участках вблизи ВНК достигает 2.6 м³/м³, уменьшаясь к периферии до 0.3 – 0.6 м³/м³.

                     1.3.5 Запасы нефти и растворенного газа месторождения

Подсчет запасов впервые  осуществлен в 1986 году ГТЭ «Главтюменьгеология» по результатам бурения 85 поисково-разведочных скважин и опытно-промышленной эксплуатации скважин.

В целом по Тевлинско-Русскинскому месторождению  запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, по категории C₁ составили: начальные геологические - 412302 тыс. т, извлекаемые - 175969 тыс. т (протокол №10097 от 18.12.1986г.), по категории С₂ - начальные геологические - 114400 тыс. т, извлекаемые - 46942 тыс.т.

В последующем промышленная нефтеносность ранее выявленных залежей была подтверждена значительным количеством скважин. В пределах месторождения пробурено 115 поисково-разведочных и 2279 эксплуатационных скважин. После 1986 года на месторождении с пласта БС₁₀^2-3 углублены 87 скважин на пласт ЮС₁¹, из которых 32 скважины оказались продуктивными. В дополнительно пробуренных скважинах был отобран и проанализирован керн, пробы нефти и воды, причем объем исследований увеличился в 2-7 раз.

По мере разбуривания месторождения представления о  геологическом строении продуктивных пластов значительно расширились. Было установлено увеличение площадей и объемов нефтенасыщенных пород, открыты залежи нефти и т.д.

По состоянию  на 1.01.2007 г. на государственном балансе  по месторождению Тевлинско-Русскинское  запасы нефти числятся по 18 продуктивным пластам: БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁¹, БС₁₁², БС₁₂, БС₁₆⁰, БС₁₆, БС₁₇⁰, БС₁₇, БС_18-19, БС₂₀, БС_21-22, Ю₀, Ю₁¹, Ю₁². Ю₂¹, Ю₂².

Состояние запасов нефти  на 1.01.2007 г. представлено ниже      (таблица 1.3.5). Всего по Тевлинско-Русскинскому месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти, стоящие на балансе РГФ РФ на 1.01.2007 г. по промышленной категории ВС₁ составляют 723040 тыс. т / 278575 тыс. т. Начальные геологические / извлекаемые запасы категории С₂ составляют 247534 тыс. т / 64619 тыс. т.

По пластам БС₁₆⁰, БС₁₆ запасы соответствуют ранее утвержденным. По основному пласту БС₁₀^2-3, пласту БС₁₁², пластам ачимовской толщи: БС₁₇⁰, БС₁₇, БС_18-19, БС₂₀, БС_21-22, а также по юрским продуктивным отложениям геологической службой ТПП “Когалымнефтегаз” на основании данных бурения новых скважин в последние годы произведен значительный прирост запасов.

Увеличение геологических запасов промышленной категории ВС₁ по пласту БС₁₀^2-3 составило 173315 тыс. т (68.2%), по пластам ачимовской толщи - 18387 тыс. т (76.9%), пластам васюганской свиты – 13943 тыс. т (14.6%), по объекту БС_11-12 запасы уменьшились относительно принятых в проектном документе на 39207 тыс. т (44.8%), так как запасы основной залежи (р-н скв. 43Р) пласта БС₁₁¹, которая расположена в поле нефтеносности пласта БС₁₀^2-3 и разрабатывается совместно с ним, отнесены к пласту БС₁₀^2-3 _,

Увеличение запасов  по продуктивным отложениям связано как с открытием новых залежей, так и пересмотром параметров, особенно нефтенасыщенных толщин по продуктивным отложениям. Дальнейшее разбуривание и разработка месторождения   подтвердили правомерность

 

           

Объекты, месторождение в целом	Начальные запасы нефти на 01.01.2007 год (тыс.т.)										Текущие запасы нефти, тыс.т.
	Утвержденные ГКЗ					На государственном балансе
	Геологические		Извлекаемые		КИН С1/С2, д.ед.	Геологические		Извлекаемые		КИН С1/С2, д.ед.	Геологические		Извлекаемые		Текущий КИН, д.ед.
	АВС1	С2	АВС1	С2		АВС1	С2	АВС1	С2		АВС1	С2	АВС1	С2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
БС100	18534	20937	7768	9438	0.419 0.451	14048	20937	5956	9438	0.424 0.451	14048	20937	5956	9438	-
БС101	0	0	0	0	-	338	3649	101	1277	0.299 0.350	338	3649	101	1277	-
БС102-3	254081	44655	121669	21211	0.479 0.475	427396	34534	198804	14446	0.465 0.418	312306	34534	87714	14446	0.269
БС11-12	87476	13441	30864	5188	0.353 0.386	48269	0	15033	0	0.311 0	41959	0	8723	0	0.131
Ач	18015	6352	3604	1271	0.200 0.200	42259	35526	7833	7446	0.185 0.210	42228	35526	7802	7446	0.001
ЮС0	0	0	0	0	-	4363	28485	1186	8545	0.272 0.300	4363	28485	1186	8545	-
ЮС1	34196	29015	12064	9834	0.353 0.339	109484	58112	31924	12860	0.292 0.221	106900	58112	29340	12860	0.024
ЮС2	0	0	0	0	-	76883	66291	17738	10607	0.231 0.160	76324	66291	17179	10607	0.007
В целом	412302	114400	175969	46942	0.427 0.410	723040	247534	278575	64619	0.385 0.261	598466	247534	154001	64619	0.172

 

Таблица 1.3.5 - Состояние запасов на 1.01.2007 г 

прироста запасов. Бурение  новых скважин является основной причиной изменения запасов.

Основная  часть запасов по состоянию на 1.01.2007 г. сосредоточена в пласте БС₁₀^2-3 (59.1%) и в пластах васюганской – ЮС₁ и тюменской ЮС₂ свит (15.1% и 10.6% соответственно).

Больше половины запасов  категории С₂ сосредоточены в пластах тюменской и васюганской свит. На четыре пласта юры – ЮС₁¹, ЮС₁², ЮС₂¹, ЮС₂² – приходится 50.3% запасов категории С₂ месторождения и лишь (23.9%) – на пласты БС₁₀, БС₁₂.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Динамика  и состояние разработки 

Тевлинско-Русскинского месторождения

2.1 Характеристика  текущего состояния разработки 

месторождения в  целом

 

Тевлинско-Русскинское  месторождение открыто в 1971 году, введено в эксплуатацию в 1986 году. В разработке находятся объекты  БС10^2-3, БС11-12, ЮС1, в опытно-промышленной эксплуатации - БС16-22 , ЮС2 .

Динамика основных технологических показателей приведена  на рисунке 2.1.

В 2002-2004 гг. (период действия технологической схемы  разработки, утвержденной в 1987 г.) фактическая  добыча нефти в целом по месторождению  значительно превышала проектные  показатели (в 2002 г. – на 11,2%, в 2003 г. – на 24,9% и в 2004 г. – на 44,8%). В большей части это связано с длительным сроком действия проектного документа, а также с более высокими фактическими добывающими возможностями продуктивного горизонта БС10^2-3.

Для уточнения программы работ, показателей разработки и добывных возможностей месторождения в 2005 г. ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» выполнен «Анализ разработки Тевлинско-Русскинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО №673 от 16.06.2005 г.)

Фактическая добыча нефти и жидкости в целом по месторождению в 2005 г. на уровне проектных показателей (фактическая добыча нефти – 11443 тыс. т, по проекту – 11384 тыс. т; фактическая добыча жидкости – 25278 тыс. т, по проекту – 24666 тыс. т).

В 2006 г. Фактическая  добыча нефти по месторождению составила 10381,8 тыс. т при проектной 11078,7 тыс. т (расхождение – 6,3%). Некоторое отставание добычи нефти от проектного уровня определяется снижением отборов по переходящему фонду скважин. Проводимые мероприятия на 

 

Рисунок 2.1 –  Динамика основных технологических показателей разработки Тевлинско-Русскинского месторождения 

скважинах переходящего фонда способствовали увеличению дебитов  жидкости этих скважин. В среднем  дебит скважин по жидкости на 1.01.2007г. составил 63,5 т/сут., по проекту – 57,9 т/сут. 

При несколько  большем, чем планировалось, среднем  дебите скважин по жидкости и более  высокой обводненности (проект – 57,8%, факт – 64,2%) отмечается снижение дебитов  нефти до 22,7 т/сут. (проект – 24,4 т/сут.)

Показатели  разработки за 2007 г. и первое полугодие 2008 г. показаны в таблице 2.1

 

ПОКАЗАТЕЛИ		2007	1 полуг. 2008
Добыча нефти, тыс. т		9485.6	4332.4
Текущие извлекаемые  запасы, млн.т	ВС1	154	144.5
	ВС1+С2	219	209.1
Темп отбора нефти  в 2007 г., %	от НИЗ	3.4	3.6
	от ТИЗ	6.2	6.9
Отбор от НИЗ, %		48.1	52.9
Текущий КИН, дол.ед.		0.185	0.208
Обеспеченность  добычи нефти запасами		16.2	13
Обводненность, %		70.4	75.3
Распределение действующего добывающего фонда  скважин по обводненности, шт.	менее 50%	375	349
	от 50 до 90%	544	558
	более 90%	416	425
	всего	1335	1332
Средний дебит  действующего фонда, т/сут	нефти	20.3	18.2
	жидкости	68.4	73.4

 

Таблица 2.1 - Показатели разработки за 2007 г. и первое полугодие 2008 г

 

За 1 полугодие 2008 г. добыто 17514.3 тыс. т жидкости, в  том числе 4332.4 тыс. т нефти. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0.208 при текущей обводненности продукции 75.3%, отбор от НИЗ составил 52.9%.

На 01.07.2008 г. величина действующего добывающего фонда  составила 1332 скважин. Действующий  нагнетательный фонд составил 616 ед. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 2.1/1.

Закачка рабочего агента в пласт в течение периода  была достаточно стабильной на уровне 3378 тыс. м³/мес. Суточная закачка в среднем по месторождению составила 111.4 тыс. т/сут. Компенсация отборов закачкой воды составила 104.8%.

Максимальный  уровень добычи нефти достигнут  в 2005 г. (11442,8 тыс. т) при темпе отбора от геологических запасов – 1,6%, от НИЗ – 4,1% и текущей обводненности 54,7%.

В настоящий  момент месторождение находится в III стадии разработки.

I стадия – стадия растущей добычи нефти – продолжалась с 1986 по 1999 гг. В этот период отмечается увеличение годовых отборов до 9,2 млн. т, связанное, в основном, с вводом в разработку высокопродуктивных запасов объекта БС10^2-3. В этот период в эксплуатацию введено 1717 скважин, что составляет 74% от всех пробуренных на месторождении скважин.

II стадия длилась с 2000 по 2005 гг. Данный период делится на два этапа: 2000-2002 гг. – стабилизация отборов нефти на уровне 9,6-9,8 млн. т в год, 2003-2004 гг. – увеличение отборов до 11,4 млн. т, связанное с проведением большого объема мероприятий, направленных на интенсификацию отборов как по высокопродуктивной, так и по низкопродуктивной части запасов, оптимизацией системы ППД.

III стадия – стадия падающей добычи нефти – началась с 2006 года. Всего за 2006 г. было введено 87 добывающих скважин, за 2007 г. – 74, за 2008 г. - 90. Однако это не обеспечило стабилизации отборов нефти. Ввод новых скважин не компенсировал снижения добычи нефти по переходящему фонду.

Коэффициенты  использования эксплуатационного  фонда добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 83 до 99%, составляя  в среднем 96%. По нагнетательному  фонду – от 80 до 100%, в среднем  по месторождению – 98%. Коэффициенты эксплуатации добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 83 до 98%, составляя в среднем 95%. По нагнетательному фонду по всем объектам (кроме  БС10^2-3 (96%)) – 100%, по месторождению в целом – 97%.

Динамика показателей разработки и динамика суточной добычи нефти за 2003-2008 гг. приведены на рисунках 2.2 и 2.3.        

 

Рисунок 2.2 - Динамика показателей разработки

Тевлинско-Русскинского месторождения

Рисунок 2.3 –  Динамика суточной добычи нефти за 2007-2008 гг.

 

Использование фонда скважин на 01.01.2008 г  показано в таблице 2.2.

Проектными документами (Технологической схемой Тевлинско-Русскинского месторождения и Анализом разработки) предусмотрено применение на рассматриваемом объекте ГРП, зарезок вторых стволов, в т.ч. с горизонтальным и пологим окончанием, ремонтно-изоляционных работ, потокоотклоняющих технологий, гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи. Количество ГТМ и дополнительная добыча нефти (проектные и фактические значения на 2007 год) показаны в таблице 2.3. Эффективность применения ГТМ показана в таблице 2.4.