Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

Система заводнения формировалась по пластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 год закачено 1081.99 тыс.м3. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.( 3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.

Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевести под нагнетание скважины 2527\133 ( 7 блок), запустить из бездействия в работу 2552\137 ( 8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине 2554\137 ( 8 блок).

Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 2212\36 ( 11 блок), 2185\32 ( 10 блок), 2697\166 ( 12 блок), 2694\39 ( 12 блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок).

Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока.

По пласту 2БС10 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено 8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2001 года.

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку.

 По пласту 1БС11 компенсация составила  с начала разработки 52.5% по сравнению  с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Объект БС11. Текущие фактические уровни отбора нефти, кроме 1993 г., выше проектных на 0,1 - 0,4% по темпу отбора от НИЗ. Причинами превышения фактических показателей над проектными являются, во-первых, то, что фактические дебиты новых скважин по нефти и жидкости в среднем выше на 22%, во-вторых, ввод новых добывающих скважин выше на шестьдесят одну скважину, чем по проекту. Средний дебит скважин по нефти фактически выше за счет ввода новых высокодебитных скважин. На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти фактически превышает проектную незначительно, всего на 0,2%          (64,8 тыс.т). Фактическая добыча жидкости ниже проектной на 1316,7 тыс.т./год (133,5%). Среднегодовая обводненность также ниже проектной на 4,5%. Это связано с регулированием закачки и проведением разных геолого-технических мероприятий по снижению добычи попутной воды. Текущая компенсация отборов жидкости постепенно увеличилась до 109%, накопленная компенсация на 12,2% ниже, чем по проекту. Таким образом, фактические и проектные показатели по добычи нефти отличаются незначительно. Снижение добычи жидкости - результат регулирования процесса заводнения, не отражается отрицательно на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС11. Одним из основных объектов разработки (48,8% извлекаемых и 43% балансовых запасов), включающих залежи трех пластов  БС11 1, БС11 1а и БС11 2. Первые два пласта имеют подчиненное значение из-за незначительных запасов нефти (6,5% извлекаемых и 10% балансовых запасов объекта). По данным НГДУ накопленная добыча нефти по объекту БС11 составила 35541,4 тыс.т. Отобрано нефти 66,9% от извлекаемых и 25,7% - от балансовых запасов. По пласту БС11 1 добыто 1926,5 тыс.т. нефти, что составляет 54,5% от начальных извлекаемых и 13,6% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 4,5%, Средний дебит по нефти составляет 7,9 т/сут и по жидкости - 27,8 т/сут. Текущая обводненность составляет 71,6% (весовая). Закачка воды начата с 1989 г. Текущая компенсация 103%. По пласту БС11 2 добыто 33614,9 тыс.т нефти, что составляет 67,8% от начальных извлекаемых и 27,1% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 5,2%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 19,1 т/сут и по жидкости – 58,3 т/сут. Текущая обводненность 67,3%, текущая компенсация 103%, накопленная – 96,5%.

Объект БС10.Фактические показатели по добычи нефти выше проектных. Так, фактическая добыча нефти в 2001 г. составила 2675,9 тыс.т., по проекту-2436,7 тыс.т. Накопленная добыча нефти фактически превышает проектную на 1023,4 тыс.т. (3,3%). Более высокий уровень добычи нефти по отношению к проектному объясняется дополнительным бурением скважин. Так, фонд добывающих по проекту на конец 2001 г. принят пятьсот семи десятью семью скважинами, а фактически – составил семьсот тринадцать скважин. Кроме того, дебит новых скважин по нефти оказался выше в среднем в два раза. Действующий фонд нагнетательных скважин совпадает с проектным. Годовая закачка воды в 1994 г. ниже проектной на 42%. Обводненность добываемой продукции также меньше на 15,2% проектного значения. Превышение проектных показателей по добычи нефти – результат регулирования процесса заводнения и проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти, при этом уменьшение добычи жидкости не отражается на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС10. На данный объект приходится 48,5% начальных извлекаемых и 50,6% - балансовых запасов, из них на пласт БС11 - 35,6% и 28,7% соответственно извлекаемых и балансовых запасов нефти. Разработка ведется семьсот тринадцатью скважинами добывающего фонда. Фонд нагнетательных скважин составил сто шестьдесят две скважины. С начала разработки по объекту добыто 31998,3 тыс.т. нефти, что составляет 60,6% от НИЗ и 19,7% - от балансовых запасов. Уровень добычи нефти в 1994 году составил 2675,9 тыс.т. нефти. Темп отбора от НИЗ равен 5,1%. Максимальный уровень отбора нефти был достигнут в 1990 г и составил 7,9%. Объект находится на третьей стадии разработки, характеризующимся падением добычи нефти. Однако темп отбора от текущих запасов за последние пять лет держится на уровне в среднем 12,5%. Средний дебит по нефти составил 16,4 т/сут, по жидкости – 43,8 т/сут. Текущая весовая обводненность 62,7%. Среднегодовой дебит по жидкости снижается с 52,3 т/сут в 1990 г. до 43,8 т/сут в 1994г. Закачано с начала разработки          82906 тыс.м3 воды. Текущая компенсация 115%, накопленная - 123,3%. По данным НГДУ «Когалымнефть» по пласту БС10 1 добыто 3851,7 тыс.т. нефти, что составляет 27,5% от НИЗ и 5,5% - от БЗ. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 2,7%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 5,5 т/сут и по жидкости – 8 т/сут. На пласт БС10 1 приходится 26,5% ИЗ. Среднегодовая обводненность 31,6%. Обводненность и темп отбора нефти в два раза ниже, чем в целом по объекту. Пласт эксплуатируется сто семи десятью тремя скважинами и сто сорок восемью скважинами совместно с другими пластами. Целевая система закачки воды ведется в тридцать одну нагнетательных скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 27,4% в целом по объекту. По плату БС10 2 отобрано 28146,6 тыс.т. нефти. Коэффициент извлечения нефти равен 30,5%. Отбор нефти от НИЗ составляет 72,2%. Текущее значение темпа отбора около 5,9%. Средний дебит скважин по нефти 18,1 т/сут, и по жидкости – 51,9. Текущая обводненность 65,2%. С 1991 г. началось падение уровней добычи нефти. Закачка ведется в сто четырнадцати скважинах только в пласт БС11 2 и в четырнадцати скважинах - совместно с другими пластами.

Объект разработки ЮС1 .В виду слабой изученности геологического строения пласта ЮС1 разработка его ведется крайне низкими темпами. Балансовые запасы составляют 20140 тыс.т. Таким образом, на объект  ЮС1 1 приходится 2,6% извлекаемых и 6,3% балансовых запасов нефти месторождения. На 1.01.2002 г. темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,74%. С начала разработки добыто нефти 3,2% от НИЗ. Средний дебит составил по нефти 6,4 т/сут, по жидкости – 10,9. В 2001 г. освоено семнадцать добывающих скважин. Средний дебит новых скважин по нефти составил 4 т/сут и по жидкости – 8,2. Среднегодовая весовая обводненность составила 41,2%. Система закачки не освоена. Таким образом, объект находится на начальной стадии разработки и характеризуется небольшой величиной обводненности, продолжающимся бурением скважин и ростом добычи нефти и жидкости.

Таблица 2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению

На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

 В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 геолого-технических мероприятий с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 ГТМ за 2001 год

Как видно из таблицы 3.1. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие геолого-технические мероприятия, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.