Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

    Действующих фонд скважин по карбонатным отложениям среднего карбона на конец 2008 г. составил 25 нефтяных и 2 нагнетательные скважины накопленная добыча – 343 тт. тонн, что составляет 5,9 % от начальных балансовых запасов и 29,84 от начальных извлекаемых запасов. Скважины малодебитные, средний дебит по нефти на 1 скважину составил 1,3 т/сут., по жидкости 2,1 т/сут., при обводненности 36,7 %.

    Из  пластов нижнего карбона извлечено 18374 тыс. тонн нефти, что составляет 38 % от начальных балансовых запасов и 81,9 % от начальных извлекаемых запасов. Действующих фонд нефтяных скважин 241, нагнетательных 91 скважина. Дебит 1 скважины по нефти 2,6 т/сут., по жидкости 24 т/сут., обводненность весовая 89,1 %. За 2008 г. добыто 218 тыс. тонн нефти, что составляет 0,9 % от начальных извлекаемых запасов или 5,4 % от остаточных.

    Добыча  нефти по Кузбаевскому месторождению на конец 2008 года составила 217,5 тт. тонн нефти. Коэффициент  эксплуатации составил 0,950. Падение добычи нефти составило 16,1 тыс. тонн, процент падения добычи нефти 6,9 %. Добыча нефти с начала разработки 18949,2 тыс. тонн. Коэффициент использования запасов 79,2 %, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,91 %, темп отбора от  текущих извлекаемых запасов 4,19%. Обводненность весовая 89,4 %, компенсация отбора жидкости закачкой 114,6 %.

    Средний дебит действующей скважины по нефти 2,2 т/сут., по жидкости 21,1 т/сут. Остаточные извлекаемые запасы 5187 тыс. тонн.

    3.4. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

    (залежи 1-4,7-12)

    Первый  проектный документ на разработку Кузбаевского месторождения (залежи 1-4,7-12) комплексная  технологическая схема разработки Кузбаевского месторождения – был  составлен в 1973 г. Эта технологическая схема была составлена на базе оперативно подсчитанных запасов в размере 1,7 млн. т. В ней выделялись пласт СII угленосной толщи, верейский и каширский горизонты среднего карбона.

    Разработку  залежи нефти предусматривалось  проводить единой сеткой скважин, ППД  – путем внутриконтурного  очагового  заводнения. Проектировалась равномерная треугольная сетка 400х400 м.

    Всего предусматривалось бурение 85 эксплуатационных скважин (57 на пласт СII и 28 на средний  карбон). 10 резервных и 5 оценочных  скважин, всего предлагалось пробурить 122 скважины.

    Предлагалось 2 варианта разработки:

    Первый  вариант предусматривал разработку залежей нефти в угленосной толще  и каширских отложениях с применением  обычного заводнения.

    Второй  вариант предусматривал закачку  раствора ПАВ типа ОП-10 в пласт  СII угленосной толщи. Рекомендовался второй вариант разработки.

    В 1978 году была составлена уточненная технологическая  схема Кузбаевского месторождения. В ней предусматривалось бурение на нижний карбон: 117 эксплуатационных, 7 нагнетательных и 43  резервных скважин, на средний карбон: 60 эксплуатационных, 8 нагнетательных и 20 резервных скважин. Итого по месторождению  предлагалось пробурить 255 скважин, при общем проектном фонде 460 скважин.

    За  истекший период со времени принятия уточненной технологической схемы  1978 г. было пробурено 247 скважин, фонд скважин возрос в 2,4 раза.

    С целью оценки эффективности влияния  закачки воды в нагнетательные скважины по нижнему карбону был проведен анализ изменения дебитов жидкости соседних к нагнетательным добывающих скважин. Рассматривалась работа добывающих скважин до и после начала закачки воды в нагнетательные скважины, после пуска нагнетательных скважин в законтурных и контурных зонах отмечается рост дебитов  соседних добывающих скважин. Так например,  после пуска нагнетательной № 3023 наблюдается рост дебита по жидкости по скв. № 3035 с 47 т/сут до 68 т/сут через 3 месяца. После ввода под закачку  приконтурных скважин №№ 3127, 3143, 3144 дебиты по жидкости возросли по добывающим скважинам № 3125- с 48,4 т/сут до 102,3 т/сут, № 3128 – с 31,9 т/сут до 50,8 т/сут, скв№ 3142 – с 21,4 т/сут до 34,6 т/сут через 3-12 месяцев.

    Основной  объем закачиваемой воды приходится на 4 участок. На 4 участке, где развит пласт СII сочетание законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения наиболее эффективно по всей площади. Система ППД представлена 62 нагнетательными скважинами, из них 2 скважины – законтурные, 11 – приконтурные скважины и 49 – очаговых.

    Из 49 внутриконтурных нагнетательных по 33 скважинам наблюдается эффект от закачки воды, по 10 скважинам –  незначительное влияние, по 6 скважинам  эффект не отмечен. Но в целом по участку внутриконтурное заводнение эффективно. Так, после пуска под закачку воды в 1978 г. скважин №№: 3159, 3160 дебиты жидкости добывающих скважин в этом районе значительно возросли.

    Здесь сказалось и влияние от закачки  в скважину № 3169, находящейся за контуром, дебиты возросли по скважинам  № 86 – с 11 т/сут до 42,1 т/сут, № 3158 –  с 15,2 т/сут до 88 т/сут, № 3165 – с 16,1 т/сут до 47,9 т/сут через 6-12 месяцев.

    На  юге и востоке 4 участка, связанного с переходной зоной замещения  пласта СII, установлены, в основном, зоны слабопроницаемых коллекторов, представленных песчаниками толщиной 2 м, характеризующихся значительной заглинизированностью, обуславливающей низкие фильтрационные свойства. В этой зоне, зоне с трудноизвлекаемыми запасами, был также проведен анализ работы добывающих скважин.

    После ввода под закачку нагнетательных скважин дебиты соседних добывающих скважин возросли. Таким образом, можно сделать вывод о достаточной эффективности реализуемой на Кузбаевском месторождении системы разработки, которая характеризуется правильным выбором и выделением эксплуатационных объектов, системой размещения и плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин, системой ППД.

    Положительными  свойствами сложившейся на Кузбаевском  месторождении системы разработки является интенсивное воздействие на залежи нижнего карбона системой заводнения, достаточно высокая плотность сетки скважин (400х400 на залежи 1-4, 7-12 и 300х300 на залежи 5 и 6), высокоэффективный механизированный способ эксплуатации скважин. Недостатком сложившейся системы разработки следует считать недостаточность системы ППД на залежах среднего карбона, недостаточная разукрупненность этого объекта.

    3.5. Варианты разработки и их исходные характеристики

    На  сегодняшний день площадь Кузбаевского месторождения разбурена более  чем на 90 %, месторождение вступило в стадию падения добычи нефти  и высокого уровня обводненности  продукции. Эти факторы, а также  то, что возможность дальнейшего уплотнения сетки скважин исключена применением плотной сетки размещения скважин с самого начала эксплуатации месторождения, предопределили ограниченность возможного выбора расчетных вариантов разработки.

    В связи с этим рассмотрены  следующие  варианты разработки Кузбаевского месторождения:

    нижний  карбон (пласты СП, СIВ, CВ, CВIо).

    По  нижнему карбону рассмотрено  два варианта:

    Первый  вариант – базовый, так как  он предусматривает разбуривание новых участков залежей по сложившейся треугольной сетке скважин и исходя из принципов разработки, принятых в уточненной технологической схеме 1978 г.

    Кроме бурения скважин на новых участках по первому варианту предусматривается бурение скважин в краевых зонах на старых залежах (в основном на 4 залежи).

    Всего предусмотрено бурение 72 добывающих скважин. В целях усиления системы  заводнения предусмотрен перевод из добывающих под закачку 42 скважин. Предусматривается  бурение 2 водозаборных и 10 резервных  скважин. В связи с неудовлетворительным состоянием колонн нагнетательных скважин  предлагается бурение 20 скважин-дублеров. Система поддержания пластового давления – внутриконтурное очаговое давление. С учетом ранее пробуренных  фонд  скважин составит 504 скважины. Конечная плотность сетки в контуре  нефтеносности составит 14,3 га/скв. Соотношение  нагнетательных и эксплуатационных скважин  составит 1:3 (сейчас соотношение 1:3,5), КИН (КНО) равен 0,474.

    Второй  вариант с учетом мероприятий  первого предусматривает циклическое воздействие на пласт с изменением потоков фильтрации на четвертой залежи.

    Для этой цели на четвертой залежи организуется система заводнения из 9 рядов нагнетательных скважин, которые образуют 8 очагов циклического заводнения. Всего по четвертой залежи переводится 38 скважин из добывающих в нагнетательные. По остальным участкам и залежам сохраняются все мероприятия первого варианта. Всего по второму варианту предусматривается бурение 72 добывающих, 3 водозаборных и 10 резервных скважин. Также предлагается к бурению 20 скважин-дублеров – нагнетательных.

    Предусмотрен  перевод из добывающих в нагнетательные 58 скважин (из них 38 – по четвертой  залежи).

    По  организации рядов нагнетательных скважин для циклического заводнения нагнетательные скважины, расположенные между радами переводятся в добывающий фонд. Общее число переводимых скважин из нагнетательных в добывающие 21.

    Вместо  этих 21 скважины осваиваются под  закачку 21 добывающая скважина, расположенная в ряду. Для организации правильных рядов нагнетательных скважин осваиваются под закачку 17 добывающих скважин.

    С учетом ранее пробуренных фонд скважин  составит 505 скважин. С учетом перевода нагнетательных скважин в добывающие, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:3 как и в первом варианте. Как и КИН (КНО) для этого варианта равен 0,507.

    3.6.  Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования

    С целью контроля за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин  составлены мероприятия на основе принципиального  комплекса гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений.

    Мероприятия делятся на две группы исследований и измерений: единичные (разовые) и систематические (периодические).

    Первая  группа исследований предусматривается  на скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, и на скважинах, по которым  проводятся геолого-технические мероприятия.

    Вторая  группа – на добывающих и нагнетательных скважинах действующего фонда.

    При бурении скважин необходимо обеспечить выполнение обязательного комплекса  промыслово-геофизических исследований.

    Разовые исследования проводятся также на скважинах  непосредственно до проведения геолого-технических  мероприятий (ГТМ) и сразу после  вывода скважин на режим после  ГТМ.

    1.Замер  дебита жидкости по добывающим  и приемистости по нагнетательным скважинам.

    2.Замер  пластового давления.

    3.Отбор  устьевых проб добываемой жидкости  и определение обводненности, химический анализ попутно добываемой воды.

    4.Определение  газового фактора. 

    5. Исследование профиля поглощения  в нагнетательных, и по возможности, профиля притока в добывающих скважинах.

    По  обязательному комплексу систематических  промысловых замеров и исследований на добывающих и нагнетательных скважинах действующего фонда Кузбаевского месторождения необходимо:

1. Определение дебита жидкости и одновременный отбор устьевых проб жидкости один раз в неделю.
2. Определение приемистости по нагнетательным скважинам – ежедневно по скважинам с индивидуальным выводом, оборудованным стационарным расходомером; по скважинам, работающим от общего коллектора через распределительный пункт, один раз в месяц.
3. Определение обводенности добываемой жидкости и плотности попутной воды – по каждой отобранной пробе, химический анализ поверхностных проб нефти  - раз в год по скважинам опорной сети.
4. Определение пластового давления  в добывающих скважинах, замер пластового давления по нагнетательным скважинам – раз в полугодие, по пьезометричеким скважинам – один раз в квартал.
5. Определение забойного давления – по добывающим скважинам отбивка динамического уровня, по нагнетательным – замер давления закачки – раз в квартал по действующему фонду.
6. Исследование методом восстановления давления, по нагнетательным скважинам – не реже одного раза в год, по добывающим – по необходимости.
7. Построение индикаторных кривых по нагнетательным скважинам – не реже одного раза в год.
8. Исследование профилей поглощения нагнетательных скважин и профилей притока добывающих скважин – раз в год по действующему фонду.
9. Определение пластовой температуры – раз в год по скважинам опорной сети.
10. Контроль положения ВНК – по наблюдательным скважинам опорной сети- раз в год.
11. Отбор глубинных проб нефти на физико-химический анализ – раз в год.
12. Анализ закачиваемой воды для определения КВЧ (коллоидно-взвешенных частиц). Содержания окиси железа, сероводорода – один раз в месяц, определение нефтепродуктов в сточной воде – ежедневно.
13. Обследование состояния  обсадных колонн нагнетательных скважин – один раз в год по действующему фонду.
14. С целью своевременного выявления межпластовых перетоков проводить исследования высокочувствительным термометром – один раз в два года по всему фонду скважин, а по длительно проработавшим (более 10 лет) скважинам – раз в год.