В процессе разработки добычи нефти, основные запасы углеводородов истощаются. В следствие этого выявляются расхождения между проектными и фактическими показателями. Для того чтобы привести в соответствие фактические и проектные данные применяются мероприятия по регулированию разработки нефтяных месторождений. Одним из таких методов является уплотнение сетки скважин.
На 01.01.2017 г. из 12 наклонно-направленных скважин, пробуренных для уплотнения сетки скважин, эксплуатируются 9 скважин, 3 скважины было ликвидировано по причине низкого дебита и высокой обводненности:
Так, например, скважина № 347 выбыла в 2004 году вследствие низкого дебита — 0.1 т/сут. и высокой обводненности — 98.9 %. Также скважина № 318 и скважина № 314. Также у двух скважин наблюдается увеличение дебита за счет проведения ГРП: скважина № 312 и скважина № 316. Их начальный дебит составлял 1.4 т/сут., а текущий 6.1 т/сут. и 5.4 т/сут. соответственно.
На 01.01.2017 года фонд уплотняющих наклонно-направленных скважин составил 9 шт. По данным этих скважин были проведены исследования, которые показали, что средний дебит нефти составляет — 2.8 т/сут. при средней обводненности 93.9 %, а добыча нефти за 2016 год составила 9.1 тыс. т при средней добыче нефти на 1 скважину в 1.0 тыс. т/год. Детальный анализ распределения по обводненности характеризуется следующими данными:
2 скважины за 2016 год добыли 4.2 тыс. т при среднем суммарном дебите 5.7 т/сут. Диапазон обводненности данных скважин составил 70–90 %. С обводненностью 90–95 % работает 1 скважина, дебит нефти которой составляет 2.1 т/сут., и добыча нефти за 2016 год равна 0.7 тыс. т. И с обводненностью выше 95 % работают 6 скважин, средний дебит нефти которых равен 1.9 т/сут.., и добыча нефти за 2016 год составила 4.1 тыс. т.
Также было проведено распределение фонда по дебитам нефти (а) и жидкости (б), ниже приведены данные скважин.
Так на 01.01.2017 г. с дебитами нефти 0–2 т/сут. работают 4 скважины, средняя обводненность которых составила 96.3 % и добыча нефти за 2016 год — 2.1 тыс. т. С дебитами нефти в диапазоне 2–5 т/сут. работают 3 скважины, средняя обводненность которых составила 96.3 % и добыча нефти за 2016 год — 2.8 тыс. т. С дебитами нефти больше 5 т/сут. работают 2 скважины, средняя обводненность которых равна 74.9 и добыча нефти за 2016 год — 4.2 тыс. т.
С дебитами по жидкости в диапазоне 20–40 т/сут. работают 5 скважин, добыча нефти за 2016 год составила 6.0 и добыча жидкости — 53.5 тыс. т. С дебитами жидкости в пределах 40–60 т/сут. работают 2 скважин, добыча нефти за 2016 год составила 1.0 и добыча — 34.6 тыс. т. С дебитами жидкости больше 60 т/сут. работают 2 скважины, добыча нефти за 2016 год составила 2.1 и добыча жидкости — 60.4 тыс. т. В целом за 2016 год добыча жидкости составила 148.5 тыс. т при среднем дебите 45.7 т/сут. и средней добыче жидкости на 1 скважину в 16.5 тыс. т/год. (Рисунок 1)
Рис. 1. Распределение уплотняющего фонда наклонно-направленных скважин по обводненности, дебитам нефти (а) и жидкости (б). Камынское месторождение, объект АС 11 , залежь 1
Стоит отметить, что большинство забуренных скважин для уплотнения сетки показали высокую эффективность. Так для примера рассмотрим динамику дебита нефти и обводненности некоторых скважин:
Скважина № 317 была забурена в 1997 году и ее входной дебит составлял 10.8 т/сут., а начальная обводненность 18.6 %. Из графика видно, что в период с 1997 по 2001 гг. идет увеличение дебита до 53,1 т/сут., обводненность минимальна — всего около 5 %. (Рисунок 2)
Рис. 2. Динамика дебита нефти (а) и обводненности (б). Камынское месторождение, объект АС 11 , скв № 317
Также рассмотрим скважину № 325, она тоже была забурена в 1997 году и ее начальный дебит был равен — 12,9 т/сут. и обводненность 23.1 %. Дальше со временем дебит начал расти и в 2003 году составлял — 52.9 т/сут., обводненность в свою очередь равна — 29.6 %. (рисунок 3)
Рис. 3. Динамика дебита нефти (а) и обводненности (б). Камынское месторождение, объект АС 11 , скв № 325
Также был проведен анализ эффективности всех наклонно-направленных скважин и боковых горизонтальных стволов. Данные по средним дебитам и обводненности представлены ниже. (Рисунок 4)
Рис. 4. Динамика дебита нефти (а) и обводненности (б). Камынское месторождение, объект АС 11 , фонд наклонно-направленных скважин
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе изучены и проанализированы данные по залежи 1 пласта АС 11 Камынского нефтяного месторождения.
В результате проделанной работы можно сделать выводы:
- Скважины уплотняющего фонда (12 скважин, 6 % перебывавшего в эксплуатации фонда) обеспечили 794.7 тыс.т нефти (8 % в общем объеме накопленной добычи). При среднем отработанном времени 17.4 года накопленная добыча нефти на 1 скважину уплотняющего фонда составляет 66.2 тыс.т. По состоянию на 01.01.2017 это самый высокий удельный показатель по видам скважин, применяемых на залежи. С 1996 года из эксплуатации выбыли 3 скважины уплотняющего фонда, в том числе скважина № 347 по техническим причинам. Остальные скважины эксплуатировались в 2016 году со средним дебитом нефти 2.8 т/сут., при обводненности продукции 93.3.
- В целом применение уплотняющего фонда являлось высокоэффективным геолого-техническим мероприятием для залежи 1. Данный метод рекомендован для увеличения нефтеотдачи, коэффициента охвата, на схожих по геолого-физическим характеристикам месторождениям, и схожей по расположению сеткой скважин.
