Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

Проектный фонд - 324 скважин, в том числе 255 добывающих, 69 нагнетательных

По состоянию на 1.01.03 года в работе на пласт находилось 241 скважина, в том числе 181 добывающих, 60 нагнетательных.

Разбуривание залежи проходило в 3 этапа.

1. Бурение основного фонда, блоки 1-4,1965 -1973 гг.
2. Добуривание залежи за пределами объекта БС2-3, 1978-1982гг. блоки 5, 6; уплотнение сетки и усиление системы воздействия 1980 -1985 гг. (очаговое);
3. Вторичное уплотнение сетки скважин 1993 -1997 г.

Из 383 скважин, перебывавших в эксплуатации на нефть на 1.01.2004 г. работает 181.

Горизонт БC1 введен в разработку в 1965 году. За 39 лет добыто 49280 тыс.т нефти. Текущий КИН равен 50,2% от запасов на балансе ГКЗ при проектном текущем КИН 49,1%. Обводненность 92,2% при проектной – 93,2%. Жидкости добыто 141224 тыс.т.

Воды закачано 3,2 м3 на тонну нефти, всего 157696 тыс.м3.

Максимальные отборы нефти в 1972 -1973 гг. составляли 3089 - 3186 т/год, темп отбора 3-3.3%.

Бурение дополнительного фонда в 1978 - 1985 гг. и ввод новых площадей позволили поднять уровни добычи в 1980 - 1981 гг. до 2000 тыс.т/год, стабилизировать обводненность на уровне 60%.

Практически стабильная добыча на уровне 560-580 тыс.т/год в 1990 - 1997 гг. обеспечена:

• бурением уплотняющих скважин;
• интенсификацией отбора жидкости, дебит жидкости возрос до 95-107 т/сут (после 65-70 т/сут), темпы отбора жидкости после семилетнего снижения возросли до 5.6 - 5.8% в год.

В целом отборы нефти и жидкости идут в соответствии с проектными документами, при фондах скважин ниже проектных, добывающий - на 29%, нагнетательный - на 15% (за счет интенсификации отбор жидкости).

Для горизонта БС1 характерна четкая зависимость интенсивности отбора нефти от темпов отбора жидкости.

Уплотнение сетки скважин по горизонту БC1 проводилось в два этапа: 1981-1985 гг. и 1993-1997 гг. Максимальными начальными дебитами характеризуются скважины I и II очереди уплотнения, попавшие в зоны стягивания. Очень неустойчиво работают скважины в полосе между линией нагнетания и первым рядом, начальные дебиты нефти по ним равны 5-6 т/сут. Небольшие дебиты получены также по скважинам в приконтурных зонах.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.2

Текущее состояние разработки  Западно-Сургутского месторождения

ПОКАЗАТЕЛИ	Ед. изм.	П Р О Е К Т Н Ы Е									Ф А К Т И Ч Е С К И Е
		АС9	БС1	БС2+3	БС4	БС10	БС11	ЮС1	ЮС2	Всего	АС9	БС1	БС2+3	БС4	БС10	БС11	ЮС1	ЮС2	Всего
Годовая добыча нефти	т.т.	1,1	402,0	189,5	5,1	1515,7	69,6	0	0	2183,0	1,690	623,651	429,631	18,687	2073,989	209,983	25,228	95,815	3478,674
Темп отбора от нач.извл. запасов	%	1,6	0,8	0,7	1,4	1,6	2,0	0	0	1,2	2,4	1,2	1,6	3,7	2,1	3,0	100	1,7	1,8
Темп отб.от текущ. извл. запасов	%	6,3	11,3	10,5	18,9	8,5	16,1	0	0	7,9	100	29,4	100	28,0	6,9	9,1	100	1,9	9,0
Добыча нефти из новых скважин	т.т.	0,0	8,4	0,0	0,0	57,0	0,0	0	0	65,4	0	0,008	0	0	35,766	0	0	5,712	41,486
Ввод новых скважин	скв.	0	6	0	0	45	0	0	0	51	0	1	0	0	11	0	0	2	14
Ср. дебит 1 нов. скв. по нефти	т/сут	0	8,7	0	0	8	0	0	0	7,0	0	0,001	0	0	22,0	0	0	14,9	20,2
Число дней работы 1 новой скв.	скв.	0	160	0	0	160	0	0	0	160	0	13	0	0	148	0	0	192	147
Фонд добывающих скважин	скв.	2	255	129	15	1006	23	0	0	1430	1	181	118	6	800	167	2	44	1210
Фонд нагнетательных скважин	скв.	1	69	39	5	356	7	0	0	477	0	60	20	0	216	53	0	5	330
Добыча нефти с нач. разработки	т.т.	55	48029	26983	336	74188	3207	0	0	152797	79	49280	28790	455	68738	4881	51	873	153147
Отобрано от извлек-х запасов	%	76,4	93,1	93,8	93,8	80,7	89,9	0	0	84,3	111,3	97,0	103,9	90,4	71,2	69,8	242,1	15,0	81,3
Обводненность продукции	%	96,4	93,2	94,0	92,8	76,0	84,8	0	0	86,3	98,0	92,2	92,5	93,8	68,4	52,0	15,4	27,1	83,6
Ср. дебит 1 скважины по нефти	т/сут	1,9	6,1	5,5	1,1	4,0	2,0	0	0	4,2	5,2	10,0	10,2	10,5	7,4	3,6	34,6	6,8	8,2
Ср. дебит 1 скважины по жидк.	т/сут	51,0	89,5	92,3	15,5	18,0	13,2	0	0	30,9	259,7	127,0	136,4	167,3	23,4	7,5	40,9	9,3	50,3
Добыча жидкости	т.т.	32	5939	3175	72	6258	458	0	0	15934	83,897	7950,319	5747,017	298,927	6565,030	437,853	29,818	131,494	21244,355
Закачка воды	т.м3	41	7012	3743	63	7715	546	0	0	19120	0	7677,382	3777,187	0	7707,341	552,112	0	53,596	19767,618
Компенсация текущая	%	130	117,0	117,0	87,0	119,0	115,0	0	0	117,0	0	94,8	64,6	0	108,5	112,1	0	34,3	89,3
Компенсация с нач. разработки	%	92,0	105,0	112,0	43,0	124,0	115,0	0	0	112,0	0	98,8	96,2	0	112,5	111,8	0	66,8	101,9
Процент падения	%	-4,3	-6,7	-15,2	-6,0	-8,7	-16,9	0	0	-8,5	-58,3	-4,3	-6,1	42,5	1,8	-6,0	128,2	29,3	0,1

 

 

 

За период 1977-2005 гг. по уплотняющим скважинам добыто 4861 тыс.т нефти или 10.7% накопленного отбора, в среднем на одну скважину - 31.8 тыс.т (по основному 176.2 тыс.т). По скважинам второй очереди уплотнения интенсивность работы выше 14.4 т/сут против 11.9 т/сут.

Эффективность бурения уплотняющих скважин по мере роста степени выработки запасов снижается. Дебиты нефти, полученные по вводимым скважинам 1993-2005 гг. находятся ниже или на грани рентабельных.

Остаточные извлекаемые запасы равны 1501 тыс.т.

Достижение утвержденной величины КИН=53.1% планировалось при обводненности 99%. Оценка КИН по характеристикам вытеснения, то есть по фактической динамике добычи, показывает, что при такой обводненности это возможно. Однако, расчеты, проведенные с учетом экономических ограничений, показали, что рентабельная эксплуатация горизонта БС1 возможна только до обводненности 95.2%. В этом случае КИН=51.1%, что согласуется с оценкой по характеристикам вытеснения.

Объект БС2-3

Характер выработки запасов определяется наличием обширной ВИЗ и невысокой подвижностью нефти - 0.023 Д/спз (К=177 мкм2, µн=7.68 МПа-с).

Проектный фонд - 168 скважин, в том числе 129 добывающих и 39 нагнетательных. Плотность сетки 23.8 га.

С начала разработки добыто 28790 тыс.т нефти. От НИЗ на балансе ВГФ отобрано 95,2% при обводненности 92,5% (от уточненных НИЗ отобрано 103,9%).

Воды закачано 2,7 м3 на тонну нефти, всего 78770 тыс.м3. Максимальный отбор нефти 1463 тыс.т был получен в 1976 году и составил 2.4% от балансовых и 5.1% от НИЗ (по ВГФ).

На уровне 2-2,5% от НБЗ отборы нефти поддерживались в течение 13 лет, с 1972 года по 1983 года, с двумя периодами максимальных отборов 1976г.-1463 тыс.т, 1981 г. -1400 тыс.т.

Второй период стабилизации отборов нефти отмечается в 1991-1997 гг., ежегодно отбирается 1.7-1.6% от НИЗ и 8.6-12.8% жидкости.

Уплотняющие скважины вводились в три этапа: в 1981-1985 гг. введена 51 скважина, в 1987-1990 гг. - 9 скважин и в 1993-1997 гг.- 17 скважин. За период 1981-1997 гг. в приконтурных зонах пробурено 17 скважин. Весь уплотняющий фонд составил 92 скважины.

Скважины вступали в эксплуатацию, как правило, с водой, причем каждая третья - с обводненностью более 50%.

За весь период по уплотняющим скважинам добыто 4739 тыс.т или 16% от общей добычи. Основная доля 3391 тыс.т или 13% от общей получена по скважинам 1981-1985 гг. Обводненность по скважинам этой группы в начальный период не превышала 30-40%. Годовой отбор по уплотняющим скважинам составляет 20-36%, в 1997 году - 33% дали скважины 1981-1985 гг. Из 93 скважин действующего фонда на 1.01.2004 года - 54 скважины (58%) приходится на уплотняющий фонд. Интенсивность работы уплотняющих скважин свидетельствует, что наиболее эффективно уплотнение, проводимое до обводненности в 50%.

Дебиты нефти, полученные в 1993-1997 гг. свидетельствует о низкой эффективности и нерентабельности бурения новых скважин (6 скв. по 2.4 т/сут и 7 скв. по 5.1 т/сут, 3 скв. по 4.5 т.сут).

По объекту БС2-3 утвержденный КИН составлял 48%, конечная обводненность 99%.

Технико-экономическая оценка КИН - 51.3%, что выше утвержденной величины. На 1.01.06 г. нефтеотдача по северной части залежи уже на уровне утвержденной - 48.1%.

Учитывая неточное распределение добычи между объектами, проведена суммарная оценка КИН для горизонтов БС1 и БС2-3

Общий утвержденный и расчетный КИН равен 51.2%, средний по характеристикам вытеснения 50.5%, что свидетельствует о достоверности проведенных расчетов.

Объект БС10 

Самый крупный эксплуатационный объект, содержащий 54.4% балансовых запасов категории C-1, представлен пятью пластами – БС101, БС102, БС103, БС104 и БС105.

Литологическая изменчивость горизонта БС10 является существенным фактором, осложняющим процесс выработки запасов, обуславливающим его неравномерность как по площади, так и по разрезу.

В связи со сложностью строения, горизонт БС10 разрабатывается по комбинированной системе, сформировавшейся по мере уточнения размеров залежи с учетом особенностей геологического строения.

В настоящее время по рядной системе разрабатывается центральная и восточная части залежи, блоки 1-8, плотность сетки от 11 до 25 га/скв.

По площадной системе разбурена западная часть залежи, значительную часть площади которой занимает ВИЗ. Плотность сетки 17 га/скв.

Общая система воздействия представляет сочетание внутриконтурного и законтурного заводнения в сочетании с очаговым.

Проектный фонд утвержден в количестве 1437 скважины, в том числе 1006 добывающих, 356 нагнетательных, 5 контрольных и 70 скважин - дублеров.

Объект введен в эксплуатацию в 1965 году.

В 1967 - 1982 гг., в основном, завершено разбуривание части залежи, разрабатываемой по рядной системе. С 1981 года вводится в эксплуатацию западная часть залежи, где реализуется площадная система с сеткой скважин 500x500 м.

В период 1980-1985 гг. проводится бурение уплотняющих эксплуатационных и нагнетательных рядов, проводится реорганизация системы воздействия в 3 блоке и организация очагового заводнения

В период 1993 - 1997 гг. проводится бурение уплотняющих скважин по всей площади.

В работе на объект БС10 перебывало 1364 скважины, в том числе в эксплуатации на нефть - 1291 скважина. Под нагнетание было освоено 324 скважины, на 1.01.2006 года в действующем фонде числится 985. Действующих добывающих - 785, на одну нагнетательную приходится 3,7 добывающих, при проектном соотношении 1:3. Общая плотность сетки - 20-га/скв.

Проектный фонд скважин освоен на 80%. Практически безводных скважин нет, в последние 8 лет 41-47% фонда дают более 50% воды. Средние дебиты нефти в 1995-1998 гг. составляли 7.2-6.3 т/сут см.

На 1.01.2006 года по горизонту БС10 отобрано 68738 тыс.т, что составляет 27,3% от балансовых запасов объекта при обводненности 68.4%.

Накопленная добыча жидкости равна 104265 тыс.т, с одной тонной нефти добыто 0.66 т воды.

Длительный период ввода (1965-1985 гг.) обусловил низкие величины максимальных отборов -1.8% от НБЗ в 1985-1986 гг. (3800-3676 тыс.т). На уровне 1.5% в год отборы держались еще 5 лет. Одновременно длительный ввод, то есть постепенное вовлечение запасов, способствовал медленному росту средней обводненности по залежи, которая в 1981 году (за 20 лет работы) составила 33.1%.

Выработка запасов по блокам идет неравномерно. Блоки 1, За и 7 характеризуются наибольшей степенью промывки и соответственно величинами КИН, равными 37.5-42.5%. По второй группе, блоки 2, 4, 36, получена нефтеотдача 27.8-31.9% и блоки 5 и 6, имеющие при равной степени промывки нефтеотдачу 20-27%.

Разделение блоков по интенсивности выработки запасов обусловлено темпами отбора жидкости, которые по группе с максимальными КИН равны 3-4.5% в последние 10 лет, в группе с минимальными КИН - темп равен 1.2-2%.

Можно отметить, что:

- max КИН получены по блокам или с плотной сеткой скважин 11-13 га/скв (блоки 1, 2, За, 4), или при интенсивной системе воздействия, когда nh : Nэ = 1 -2 -3, блоки 7, 4.

- max степень промывки пласта и КИН отмечаются по блокам с max темпами отбора жидкости.

Проектный отбор на одну скважину должен был составить 50.7 тыс.т, на 1.01.2006 года отобрано по 45.6 тыс.т. При проектном отборе на одну добывающую скважину 68.5 тыс.т получено 52.4 тыс.т, то есть 76.5%.

Остаточные извлекаемые запасы равны 27838 тыс.т, каждая из 785 действующих скважин должна добрать еще по 35,5 тыс.т. Из 800 добывающих скважин по 207 (25%) накопленные отборы не превышают 5 тыс.т, 44.2% фонда обводнено более чем на 50%, в этих условиях достижение запланированного КИН становится трудной задачей.

Бурение дополнительных скважин с целью вовлечения запасов слабодренируемых зон проводится с 1991 года (до этого шло, в основном, преобразование системы разработки).

Уплотнение сетки скважин проведено в 1987-1988 гг. в зоне развития площадной системы  и в 1991-1997 гг. в рядных частях блоках. 

На обоих участках начальные дебиты нефти и обводненность свидетельствуют о низкой эффективности вводимых скважин и о нецелесообразности дальнейшего уплотнения на данной стадии эксплуатации.

В целом по горизонту БС10 бурение уплотняющих скважин позволило в последние 6 лет получать ежегодно от 5 до 23% годового отбора нефти, всего по ним добыто 4.2% накопленной добычи, 2516 тыс.т.

Особенности процесса выработки запасов по данным ГИС исследованы по 162 уплотняющим, 330 добывающим и 230 нагнетательным скважинам.

Отмечено, что выработка запасов пласта БС101 происходит по всей толщине пласта, охват выработки - 0.9, средний коэффициент вытеснения - 0.31. Менее эффективно вырабатываютя запасы пласта БС102, охват выработки равен 0.72, работает 0.9 толщины, коэффициент вытеснения - 0.3. Минимальное вытеснение отмечено по БС103 - 0.16.

Утвержденная величина КИН по горизонту БС10 – 40,4%, предельная обводненность - 98%. На 1.01. 04 года текущая нефтеотдача равна 26,5% при обводненности 68,4%.

Объект БС11

До 1991 года горизонт БС10 и пласт БС11 считались единым эксплуатационным объектом. Разделение технологических показателей за 1965-1991 гг. проведено с большой долей условности. И в последующие 1991-1997 гг. фонд совместных скважин составлял по пласту БС11 - 44%. Пласт БС11 представлен двумя гидродинамически изолированными залежами.

В эксплуатации перебывало 222 скважины, в том числе 63 нагнетательных, из них 50 были в отработке на нефть. В совместной эксплуатации с верхними пластами перебывало 109 добывающих и 32 нагнетательные.

За 34 года работы по пласту отобрано 4881 тыс.т нефти, или 14.2 тыс.т на одну скважину общего фонда, при проектном отборе - 24.3 тыс.т.

Максимальный отбор нефти был получен в 1982 году - 189 тыс.т, в 1997 году было добыто 240.5 тыс.т, значительная доля обеспечена эффективностью работ по ГРП.

Эксплуатация сопровождается небольшими отборами попутной воды. В 1997 году ВНФ составил 0.275 т/т, обводненность 22% при текущем КИН – 20,6. Доля обводненного фонда не превышает 40%.

На основной Южной залежи с 1987 года начинается бурение уплотняющих рядов и уплотнение существовавших. Начальная трехрядная система, сетка 700x700 м, преобразована в пятирядную, плотность сетки доведена до 20 га/скв. Одновременно организуется самостоятельная система воздействия - осевой нагнетательный ряд и уплотняющие в ранее работавших рядах. Из уплотняющих скважин добыто 1080.8 тыс.т нефти или 32.8% всей добытой нефти, годовая добыча по ним с 50% в 1992 году возросла до 80% в 1997 году.

Утвержденная величина КИН объекта БС11 равна 25,2%, расчетная с учетом экономических ограничений при обводненности 86.5% равна 21,9%. По данным характеристик вытеснения средняя величина колеблется в пределах 20,9-26,8%.

Небольшие залежи в пластах АС9 и БС4 разрабатываются на естественном режиме, фактические показатели добычи несколько выше проектных. По пласту АС9 добыто 79 тыс.т нефти, текущий КИН 34.5%, обводненность 98%. По пласту БС4 отобрано 455 тыс.т нефти, текущий КИН равен 35,2% при обводненности 93,8%. Расчетный коэффициент нефтеотдачи по АС9 составляет 37.2%, по БС4 - 38.1%.