Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 18 из 29)

 При высоких средних значениях дебитов жидкости и нефти действующего фонда (52 и 27,7 т/сут), достигнутых на Хохряковском месторождении отмечается ряд проблем:

- С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 41 скважин (10,8 % от действующего фонда), из них 19 скважины имеют обводненность менее 60% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

- В период с 2002 по 2004 год значительно сократилась доля безводных

скважин (обводненность 0-10 %) с 26 до 4% и более чем в два раза увеличилась доля высокообводненных скважин (80-100 %).

- В 46 скважинах (12 % действующего фонда) накопленные отборы нефти не превышают 20 тыс. т, из них 24 скважины (6 % от действующего фонда) характеризуются низкими текущими дебитами нефти (меньше 10 т/сут).

• Все это свидетельствует о необходимости проведения программы ГТМ, включающей в себя мероприятия по ограниченю водопритоков и интенсификации добычи на действующем фонде.

• В период с 2002 по 2004 год произошло улучшение структуры добывающего фонда, произошло сокращение доли бездействующего фонда и доли скважин в консервации, но в то же время К исп. -0,72 говорит о недостаточно эффективном использовании эксплуатационного фонда.

В целом на месторождении существует потенциал дальнейшего увеличения добычи нефти, связанный в первую очередь с проведением ГТМ на бездействующем и малодебитном фонде.

Анализ структуры нагнетательного фонда скважин

С целью интенсификации системы разработки на Хохряковском месторождении последним проектным документом (протокол № 1877 от

25.09.95 г.) закреплена реорганизация системы ППД путем формирования блочно-замкнутой системы заводнения (рис. 4.16). На данный момент проектная система ППД практически реализована. С 1998 года после пятилетней (с 1995 по 1997 г.г.) снижающейся годовой закачки воды наметился ее постепенный рост. В 2004 году закачка воды составила 9 230 м3 (рис.4.17). Несмотря на значительное увеличение закачки в последние годы, текущая компенсация отборов жидкости закачкой по сравнению с 1999 годом уменьшилась, составив в 2003г -113 % (по проекту – 130 %) и в 2004г – 110% (по проекту –130 %). Накопленная компенсация при этом к концу 2004г снизилась до 117 % (по проекту – 129 %).

Рис. 4.16 Схема реализованной системы ППД Хохряковского

месторождения по состоянию на 1.01.2005г

Рис. 4.17. Динамика закачки и компенсации

На 1.01.2005 г. фонд нагнетательных скважин составил 260 скважин (табл. 4.6), в т.ч. эксплуатационный фонд - 252 скважины (по проекту - 156

скважин). Действующий фонд нагнетательных скважин составил 200 скважин, в бездействии находится 47 скважин и в освоении – 5.

Таблица 4.6

Структура нагнетательного фонда скважин по состоянию на 1.01.2005 г.

Характер скважин	Количество скважин
	проект	факт
Фонд нагнетательных скважин		260
Эксплуатационный фонд	156	252
в том числе: - действующий	143	200
бездействующий		47
в освоении		5
Пьезометрические		4
В консервации		4

Фактически реализованный нагнетательный фонд, в том числе эксплуатационный и действующий превышает проектный фонд, это объясняется следующими факторами: Фактически на Хохряковском месторождении реализовано, помимо основного, 75 % резервного фонда.

1) На месторождении в последние три года применяется очаговое заводнение внутри сформированных блоков. Интенсивное развитие системы ППД началось с 1999 года. Всего в период с 1999 по 2004 год фонд нагнетательных скважин увеличился с 123 до 260 скважин, то есть более чем в два раза, при этом действующий нагнетательный фонд увеличился со 104

до 200 скважин. Соотношение действующего нагнетательного и добывающего фонда к концу 1999 года составляло 1 : 4 , а по состоянию на 1.01.2005 года уменьшилось до 1 : 1,9. Всего за этот период в ППД переведено 137 скважин. Под закачку переводились как предусмотренных проектом скважины поперечных разрезающих рядов, так и скважины внутри блоков с формированием очагового заводнения. Динамика изменения коэффициента использования нагнетательного фонда по годам приведена на рис. 4.18. В последние годы нагнетательный фонд характеризуется достаточно высоким коэффициентом эксплуатации 0,95-0,97 д.ед. В 2004 году коэффициент использования нагнетательного фонда скважин Хохряковского месторождения составил в среднем 0,74. Анализ распределения действующего фонда нагнетательных скважин по

приемистости показал, что при среднем значении приемистости за 2004 год

3

144 м /сут, часть скважин (16,5 % всего действующего фонда)

3 4.19). В эксплуатируется с приемистостью, превышающей 250 м /сут (рис.

отдельных случаях приемистость скважин достигает значений более 500

3

м /сут (скв. №№ 278,704,760,822,1024,1040), что нехарактерно для пластов Хохряковского месторождения, обладающих низкой проницаемостью.

30.0

25.0

20.0

0 - 50 50 - 100100 - 150150 - 200200 - 250250 - 700

Интервал приемистости, м3/сут

20

02

Рис. 4.19. Гистограмма распределения приемистости нагнетательных скважин Хохряковского месторождения на 2002- 2004 гг.

Как видно из распределения, в 40 % случаев (80 скважин) нагнетательные скважины эксплуатируются с приемистостью ниже 100

3 3

м /сут, из них 47 скважин работают с приемистостью ниже 50 м /сут. Таким образом, с учетом скважин, находящихся в бездействии по причине отсутствия приемистости, около 50 % эксплуатационного фонда нагнетательных скважин имеют весьма низкую приемистость (ниже 100

3

м /сут). Основная часть нагнетательного фонда скважин по данным промысловой геофизики требует регулирования профилей приемистости как в плане кольматации зон повышенной фильтрации, так и в плане разглинизации поровой матрицы. На рисунке 4.20 приведено распределение действующего фонда нагнетательных скважин по давлениям нагнетания.

4.20. Распределение скважин нагнетательного фонда по давлениям нагнетания

Как видно из распределения только 24,5 % фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания 14-15 МПа, при этом 40 скважин (20 % фонда) эксплуатируются с давлениями нагнетания выше 16 МПа. Значительная часть скважин (28 %)

эксплуатируется при давлениях ниже 13 МПа, в основном это скважины эксплуатирующиеся в условиях ограничения закачки (штуцера 3-5 мм) и имеющие достаточно высокую приемистость 230-250 м3/сут. Данные промысловой геофизики подтверждают, что значение Р _нагн. = 14 – 15 МПа, определенное предыдущим проектом [1] является оптимальным. Анализ разработки залежи и данные промысловых геофизических исследований скважин позволяют сделать вывод о том, что высокие давления закачки являются причиной появления техногенных трещин в продуктивном пласте и ухода в них закачиваемой воды. Помимо этого, за счет продвижения фронта

закачиваемой воды по маломощным высокопроницаемым прослоям, происходит преждевременное обводнение добывающих скважин. В настоящее время в консервации и бездействии по причине обводнения находятся 62 скважины, а 97 скважин действующего фонда эксплуатируются с обводненностью выше 80 %.

Во многих скважинах, по данным ПГИС, отмечено снижение принимающих толщин при увеличении давления нагнетания выше 14-15 МПа. Примером такого изменения принимающего интервала пласта могут служить результаты профиля приемистости на скважине № 516, проведенные на различных режимах закачки – 17,15 и 13 МПа При снижении давления нагнетания с 17 МПа до 15 МПа происходит увеличение работающих толщин с 8 до 11,3 м, Крт. при этом увеличивается с 0,60 до 0,66. При дальнейшем снижении давления закачки с 15 МПа до 13 МПа происходит отключение части ранее работающих интервалов пласта, снижение мощности работающих интервалов фильтра до 2,6 м и Крт до 0,34. Такое изменение характера работы скважины встречается в 22 % случаев исследования профилей приемистости и может быть связано с образованием и открытием трещин при давлении нагнетания выше 15 МПа. Анализ промысловогеофизических исследований, проведенных в рамках работы показал, что при увеличении Р_нагн выше 15 МПа, коэффициент охвата пласта процессом заводнения снижается на 30 %. Таким образом, в случаях работы

нагнетательных скважин при Р _нагн. > Р _{нагн. опт.}, значительные объемы пласта остаются не вовлеченными в разработку и не охваченными заводнением.