Анализ выполнения мероприятий по контролю над разработкой.

 

За отчетный период промыслово-геофизические исследования по контролю над разработкой Северо-Кожвинского месторождения выполнялись в 19 скважинах, из них 12 добывающих и 7 нагнетательных. Всего 62 исследования по контролю над разработкой.

Исследования по определению качества цементирования колонны выполнены в трех скважинах (скв. 7, 11/2, 12). Качество цементирования в интервале продуктивных отложений пластов D₂dz в скв. 11/2 неудовлетворительное.

ГИС с целью отбивки положения забоя, места установки пакера, проведены в 7 скважинах, всего 15 исследований.

Перфорация выполнена в 8 скважинах (11 мероприятий).

В скв. 7 выполнен дострел пласта D₃jar с изоляцией D₂dz.

В нагнетательной скв. 12 выполнены РИР D₂dz и дострел пласта D₃jar (под отбор).

В нагнетательной скв. 203Н выполнен дострел пласта D₃jar, без изоляции пласта D₂dz (под закачку).

В скв. 207 перфорация проводилась дважды. При первом подходе при перфорации инт.: 1906–1909 м (D₃jar) получен прорыв газа. После чего выполнен РИР интервала 1906–1909 м и дострел 1922–1930, 1945–1964 м пласта D₃jar.

Потокометрические исследования проводились в 3 добывающих скважинах (скв. 7, 12 и 209) и 5 нагнетательных скважинах (скв. 203, 205, 211, 216 и 223).

В скв. 7 профиль притока регистрировался после дострела пласта D₃jar и изоляции D₂dz. Отобрав свабированием при запакерированном затрубье 6 м³ жидкости и снижении уровня до 320 м, скважина вышла на режим фонтанирования. Состав флюида: нефть. Q=30 9 м³/сут при Рдепр=2,4МПа, Кохв=22%.

По скв. 12 профиль притока регистрировался дважды в июне и ноябре 2015 г. Первый профиль притока регистрировался после дострела пласта D₃jar и изоляции D₂dz. Свабированием при запакерированном затрубье отобрано 13,4 м³ скважинной жидкости. Состав отбираемого флюида: мин. вода с пленкой нефти. Снизить уровень жидкости ниже глубины 520 м не удалось, т.к. скважина вышла на стабильный отбор. Спущенная в скважину компоновка не предусматривала проведение ОПП, поэтому профиль не зарегистрирован. В последующем, с июня по сентябрь, скв. 12 работала с ободненностью более 87%, что позволило сделать предположение о негерметичности изоляционных работ D₂dz. Следующие исследования по ОПП методом термометрии при нагнетании проводились после повторной установки цементного моста в ноябре 2015 г. Нижняя граница приемистости по ВЧТ. 1940,1 м. Забой скважины герметичен. Изменение термоградиента в интервале 1940,1-1966,0 м может быть связано с незначительной заколонной циркуляцией, что однозначно оценить не удалось ввиду низкой приемистости скважины. Коэффициент охвата работающей толщины составил 100%. После проведенных РИР обводненность снизилась до 6%, что подтвердило предположение о негерметичности забоя после первого РИР.

В скв. 209 исследования по проведению профиля притока планировались дважды после дострела пласта D₃jar, без изоляции D₂dz. Первое и второе непрохождение шаблона Д=58 мм (ниже глубины 100 м) и прибора Сова-5 Д=38мм (ниже глубины 1263,7 м), 30.06.2015 г.), связанное (предположительно), с наличием в НКТ парафиновых пробок. После чего выполнено 2 цикла промывки теплой водой, в связи, с чем работы ПГП были приостановлены. Повторные исследования проводились 03.07.2015 г. Свабированием при запакерированном затрубье отобрано 40 м³ жидкости, уровень снижен до глубины 610 м. На режим стабильного отбора скважина не вышла. Профиль притока построен по СТИ. Наиболее интенсивный приток по данным СТИ наблюдается из интервала 1920,0–1924,0 м (D₃jar). Состав притока по ПГИ: интервалы 2070,0–2073,0 м, 2083,5–2085,0 м, 2086,6–2089,0 м – вода; наличие нефтяной составляющей в составе притока наблюдается с глубины 2060,5 м. Кохв=43%. По ПГИ обводненность 80%, режим работы после ПГИ 14%.

Запись профиля приемистости в скв. 223 выполнена при частично перекрытых интервалах. Нижняя граница приемистости по ВЧТ. ниже текущего забоя. Замеры РГД ниже глубины 1998 м не зарегистрированы из-за забития датчиков прибора. Работающие мощности выделены ориентировочно по комплексу замеров ВЧТ. и СТИ. Q=88 м³/сут при Рдепр=3,2 МПа, Кохв=26%.

Выполненные исследования (08.08.2015 г.) профиля приемистости в скв. 203 при сравнении с исследованиями 2013 г. не претерпели изменений, весь объем нагнетаемой жидкости принимает III пачка пласта D₂dz, при том, что 03.08.2015 г. был выполнен дострел пласта D₃jar. Q=150 м³/сут при Ррепр=13,9 МПа, Кохв=20%.

По скв. 205 (D₂dz) профиль приемистости регистрировался при репрессии 15,6 МПа, Q=344 м³/сут. Кохвата составил 32%, работающие толщины выделены на качественном уровне. Объем закачки распределен между II и III пачками, перфорированная
пачка V не принимает. Предыдущий профиль приемистости от 2014 г. так же был оценен на качественном уровне, в связи с чем оценить изменения не представляется возможным.

Результаты ОПП в скв. 211 (D₃dzr+dm) получены на качественном уровне, как и годом ранее, принимающие интервалы выделены по СТИ (ВЧТ), т.к. скважина сильно загрязнена. Техническое состояние зумпфа по исследованиям не оценивалось, т.к. кривые ВЧТ искажены влиянием осадка. Коэффициент охвата работающей толщи составил 45%, при репрессии 6 МПа. По сравнению с исследованием годом ранее принимающие толщины не изменились.

По исследованию ОПП в скв. 216 работающий интервал 1912–1928 м (D₃dm), выделен ориентировочно по ВЧТ, т.к. скважина сильно загрязнена АСПО (в ППД с января.2014 г.). Q=110 м³/сут при репрессии 2,2 МПа, Кохв=31%.

Информативных гидродинамических исследований (КВД, КВУ) по залежам D₃jar+dzr в текущем году не было. Пластовое давление селективно оценивалось в четырех скважинах (скв. 7, 12, 217 и 226), что недостаточно для построения актуальных карт изобар по залежам.

В 2015 г. по залежи D₂dz выполнено 8 гидродинамических исследования в 5 скважинах (три добывающих и две нагнетательных), что составляет всего 25% от действующего фонда.

В скв. 209 исследования проведены методом КВД. По результатам исследований проницаемость составила 8,2×10^-3 мкм²; гидропроводность – 2,99×10^-14 м³/(мПа×с), скин-эффект – -4,35.

Нагнетательные скв. 46 и 205 исследовались методом КПД. Призабойная зона по данным исследованиям «чистая» (скин-фактор отрицательный). Рпл по скв. 46 – 19,4 МПа, по скв. 205 – 16,6 атм (выросло на 0,1 МПа с 2014 г).

За год выполнено 362 замера забойного давления. Значения получены со СКАДов (оборудовано 17 скважин) и пересчетным способом по динамическому уровню. Охват забойными давлениями достаточен.

В целом добывающий и нагнетательный фонд недостаточно освещен замерами Рпл и гидродинамическими исследованиями по обоим объектам разработки.

На 01.01.2016 г. средневзвешенное текущее пластовое давление, рассчитанное по карте изобар D₂dz, составило 16,0 МПа, при начальном – 20,5 МПа. Пластовое давление относительно начального снизилось на 4,2 МПа, что связано с недостаточной компенсацией накопленных отборов закачкой (72,8%). За год пластовое давление не снизилось.

Распределение и причины невыполнения ПГИ по типам решаемых задач представлены в таблице 1.2:

Таблица 1.2- Распределение и причины невыполнения ПГИ по типам решаемых задач

Вид исследования	Количество исследований	Количество скважин	Не выполнено	Причина невыполнения
Определение профиля и интервалов притока				скв. 209 – непрохождение прибора скв. 12 – технологическая
Определение профиля Приемистости				скв. 46 – непрохождение прибора скв. 203 – загрязнена
Определение состояния цементного камня			-
Перфорация				скв. 207 – непрохождение прибора
Установка взрыв-пакера и цементного моста желонкой			-
ГДИ				скв. 11/2 – Рпл завышено скв. 12 – негерметичность забоя скв. 209 – непрохождение прибора скв. 221 – отсутствие притока
ИТОГО:

 

Основная причина невыполнения ГДИ связана с плохой подготовкой скважин к исследованиям (малый зумпф, АСПО).

Рекомендуется усилить контроль за подготовкой скважин к ПГИ. В качестве профилактических мероприятий, повышающих результативность исследований, можно рекомендовать шаблонирование, промывки и т.п. В скважинах дренирующих совместно несколько пластов необходимо проводить селективные исследования (КВД, КВУ, КПД). Также следует увеличить объемы замеров Рпл. и ГДИ.

 

 

Таблица 1.3- Результаты гидродинамических исследований скважин Северо-Кожвинского месторождения

№ скв

Пласт

Дата

Нстат

Рзатр (Pуст)

Рпл ВИП

Рпл СИП

Рпл ВНК

Рзаб ВИП

Рзаб ВНК

Q жид.

Депр (репр)

Коэф. продукт.

Коэф. гидропр.

Коэф. пьезопр.

Коэф. прониц.

Скин-эффект

Вид исслед-я

Примечание

м

ат

ат

ат

ат

ат

ат

м3/сут

ат

м³/ (сут∙МПа)

м3/мПа с *10-14

м²/сек*10-4

м2*10-15

Добывыющие скважины пласта D2dz и D2dz+D3jar

11/2

D2dz

05.05.15

Рпл

давление завышено

11/2

D2dz

06.05.15

Рпл

рабочее затрубное

D2dz

10.05.15

Рпл

до дострела

D2dz+D3jar

30.06.-3.07.15

КВД

непрохождение

D2dz+D3jar

03.07.15

42,9

2,99

8,16

-4,35

КВД

КНГФ зад №28

D2dz

30.04-2.05.15

КВД

отсутствие притока при УЭГИС, замена на сваб

Нагнетательные скважины пласта D2dz

D2dz

30.08-1.09.15

105,7

30,95

17,43

2,04

-3,48

КПД

КНГФ зад №39

D2dz

14-16.10.15

22,04

24,11

10,2

-1,35

КПД

КНГФ зад.№39

Добывыющие скважины пласта D3jar

D3jar

15.04.15

24.49

12,86

ИД

КНГФ зад №2/8

D2dz+D3jar

13.06.05

60,9

13,37

42,84

0,14

КВД

негермет. забой

D3dzr

12.12.15

Рпл

перед глушением

D3dzr

12.12.15

Рпл

D3dzr+jar

10.12.15

Рпл

скад

 

В таблице 1.4 указаны результаты гидродинамических исследований скважин на месторождении Северная Кожва

Таблица 1.4 - Результаты гидродинамических исследований скважин Северо-Кожвинского месторождения

№ скв	Пласт	Дата	Нстат	Рзатр (Pуст)	Рпл ВИП	Рпл СИП	Рпл ВНК	Рзаб ВИП	Рзаб ВНК	Q жид.	Депр (репр)	Коэф. продукт.	Коэф. гидропр.	Коэф. пьезопр.	Коэф. прониц.	Скин-эффект	Вид исслед-я	Примечание
м	ат	ат	ат	ат	ат	ат	м3/сут	ат	м³/ (сут∙МПа)	м3/мПа с *10-15	м²/сек*10-5	м2*10-16
Добывыющие скважины пласта D2dz и D2dz+D3jar
11/2	D2dz	05.05.15		44,87273													Рпл	давление завышено
11/2	D2dz	06.05.15		43,48182													Рпл	рабочее затрубное
	D2dz	10.05.15		42,09091													Рпл	до дострела
	D2dz+D3jar	30.06.-3.07.16		40,7													КВД	непрохождение
	D2dz+D3jar	04.07.15		39,30909							174,9538462		21,6156		8,16	0,7604	КВД	КНГФ зад №29
	D2dz	30.04-2.05.16		37,91818							202,1115385		23,2024			1,4316	КВД	отсутствие притока при УЭГИС, замена на сваб
Нагнетательные скважины пласта D2dz
	D2dz	30.08-1.09.16		35,13636	138,9236	125,609					256,4269231	13,13	26,376		2,04	2,774	КПД	КНГФ зад №40
	D2dz	14-16.10.16		33,74545	135,9574	120,811	146,9933				283,5846154	4,22	27,9628		10,2	3,4452	КПД	КНГФ зад.№40
Добывыющие скважины пласта D3jar
	D3jar	15.04.15		30,96364							24.50	12,87	31,1364			4,7876	ИД	КНГФ зад №2/9
	D2dz+D3jar	13.06.05		29,57273							60,9		32,7232		42,84	5,4588	КВД	негермет. забой
	D3dzr	12.12.15		28,18182													Рпл	перед глушением
233,5	D3dzr	12.12.15		26,79091													Рпл
	D3dzr+jar	10.12.15															Рпл	скад

 

 

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Месторождение открыто в 1977 г., в эксплуатацию введено в 1998 г.

На разработку месторождения утверждено шесть проектных документов в 2000, 2001, 2003, 2006, 2009 и 2011 гг.:

– «Проект пробной эксплуатации Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР МТЭ РФ №2573 от 19.04.2000 г.);

– «Авторский надзор за проведением пробной эксплуатации Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР МЭ РФ №2757 от 25.10.2001 г.);

– «Технологическая схема разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №286 от 25.12.2003 г.);

– «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №489 от 13.09.2006 г.);

– «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №639 от 29.09.2009 г.);

– «Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол СЗ ТО ЦКР Роснедр по УВС №712 от 28.06.2011 г.) принято со следующими основными положениями:

– максимальные проектные уровни (представлены в таблице 2.1):

Таблица 2.1- Максимальные проектные уровни

Добыча нефти, тыс. т	217,6	(2015 г.)
Добыча жидкости, тыс. т	352,8	(2015 г.)
Закачка воды, тыс. м3	513,8	(2015 г.)
Добыча растворенного газа, млн нм3	19,9	(2015 г.)
Использование растворенного газа	95 %	(с 2012 г.)

 

– в продуктивном разрезе месторождения выделить три эксплуатационных объекта (снизу вверх):

залежь нефти в дзельских отложениях (D₂dz);

залежи нефти в яранских и джъерских отложениях (D₃jаr+dzr);

залежь нефти в тимано-саргаевских отложениях (D₃tm+sr);

– система размещения скважин – треугольная, равномерная с расстоянием между скважинами от 400 до 600 м;

– система воздействия – комбинированное заводнение в сочетании с избирательным;

– фонд добывающих скважин –27;

– фонд нагнетательных скважин –8;

– фонд скважин для бурения с ГРП, всего – 14, в т.ч.: добывающих – 12, нагнетательных – 2;

– выполнение комплекса ГТМ и МУН;

– достижение КИН по категории запасов. В+С₁ – 0,378, в т.ч. по объектам:

Таблица 2.2- Объекты достижения КИН по категории запасов

Объект	КИН	Квыт	Кохв
D2dz	0,412	0,589	0,700
D3jаr+dzr	0,353	0,576	0,613
D3tm+sr	0,258	0,576	0,448

 

На нижний объект (D₂dz) бурение 5 скважин, из них 4 добывающих и 1 нагнетательная. Общий фонд 24 скважины, из них 17 добывающих, 7 нагнетательных. ПСС 14 га.

На средний объект (D₃jar+dzr) бурение 9 скважин, из них 8 добывающих и 1 нагнетательная. Общий фонд 31 скважина, из них 24 добывающих и 7 нагнетательных. ПСС 23 га.

На верхний объект (D₃tm+sr)перевод 5 скважин с нижних пластов. Общий фонд 6 скважин, из них 4 добывающих и 1 нагнетательная. ПСС 20 га.

– способ эксплуатации – механизированный (ЭЦН и ШГН).