Надо отметить, чтоVаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводненияпо девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проектапозволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.
Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года ) колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа,что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонтразрабатывается в соответствии с проектом. Дляобеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.
Система ППДна месторождении применяется с 1973 года ( X, XIIгоризонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатываются шестьобъектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи нефти месторождения.
Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX) до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давлениепо горизонтам составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.
Приведенная выше характеристика текущего состоянияразработки месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению местаи количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а также возможного утока закачиваемой водыза контуримеет место несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по данным НГДУ.
За 1995 год по указанным горизонтамдобыча жидкости в пластовыхусловиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854 млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 приколебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целомпо месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть на вытеснение нефти расходуется только26%закачиваемой воды. Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при проектной величине потерь 30 %.
Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за контур оцениваетсяпо Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите таблицу 1.10.
Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.
Для сохранения потерь закачкипрежде всего необходимо определить источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению местаи количества воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс) ГИС наиболее информативен в этом плане.Все эти рекомендации по контролю за работойсистемы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены изапланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.
II.2.2.Выполнение проектных решений разработки месторождения.
В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений по системе разработки месторождения с точки зрения оценкистепени реализациизапроектированной технологии, соответствия фактических показателей разработки проектным и выявленияосновных причин их расхождения.
Основными элементами технологии разработки являются: разработка выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.
Анализсостояния разработки показывает, что все выделенные объекты эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI горизонты, на которых имеются 32 добывающихи 3 нагнетательные скважины, совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в, VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и рекомендаций авторского надзора.
Системазаводнения.По всем основным разрабатываемым объектам месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещениясоответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено технологически.
Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов, приуроченных к приконтурным зонами зонам с низко продуктивными коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдаетсяразрежение сетки за счет недоразбуренностипроектного фонда скважин( например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб, IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта). Анализ результатов буренияскважин на этих участках показывает, что добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале разработки этих зон.В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может быть отменено.
В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.
Осуществляемая система заводненияпо соотношению количества добывающих и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом соответствует проектным .
Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам месторождения фактическая плотность сетки скважинв разбуренной части залежи соответствует проектной величинеи изменяется от 15(VIII) до 20 га (IX) на скважину.
Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектамподдерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VIгоризонтовтекущее пластовое давление на уровне и выше начального. По остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7 (X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давленияпо Vабгоризонту носит растущий характер, по всем остальным - стабилизировалось за весь послепроектный периодна одном уровне.
Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление выше проектногона 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X)ниже проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения по этим горизонтам на2,4-5,0 МПаи составляющего 12,4-18,0 МПа ( против принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличиемежду фактическими и проектными забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С учетом текущего давлениянасыщения рекомендуемые уровни забойного давления по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.
Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаютсяи в целом по месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдении техники и технологиидобычи нефти.
Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давлениянагнетания по всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в1995 году при проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетанияне реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа. Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с 225 до 105 м3/сутки.
Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени- не реализована еще согласно проекту единая и стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки подавлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11 МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.
Сравнениепроектных и фактических показателей разработки за последние 10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам (горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-2,2,15,
Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146 миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемыхзапасов нефти месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано водыв пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет 923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.