Выделение эксплуатационных объектов

 

В действующем проектном документе – «Анализ разработки Западно-Сургутского месторождения», утвержденном в 2005 году, в качестве эксплуатационных объектов были выделены АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, ЮС₁ и ЮС₂.

В настоящее время объекты АС_9, БС₁, БС_2-3, БС₄ находятся в заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции превышает 90%, а большая часть извлекаемых запасов уже отобрана.

Для данной стадии процесс управления добычей нефти, как правило, характеризуется планированием воздействий на небольшие участки пласта и отдельные скважины.

Вопрос выделения эксплуатационных объектов постепенно утрачивает свою актуальность, а наивысший приоритет приобретает задача локализации остаточных извлекаемых запасов.

Переоценка балансовых запасов нефти по объектам АС_9, БС₁, БС_2-3, БС₄ не внесла, каких-либо существенных изменений в представлениях о геологическом строении указанных пластов.

По большому счету, распределение запасов нефти по пластам и залежам, а также основные емкостные и фильтрационные характеристики рассматриваемых объектов сохранились.

Таким образом, изменять предыдущее проектное решение по выделению на Западно-Сургутском месторождении в качестве эксплуатационных объектов АС_9, БС₁, БС_2-3, БС₄ нет никаких оснований.

В настоящее время пласты БС₁₀, БС₁₁ находятся в третьей стадии разработки, большая часть извлекаемых запасов отобрана, обводненность продукции составляет около 70%.

Для данной стадии процесс управления выработкой запасов, как правило, характеризуется планированием воздействий на отдельные скважины и локальные части разреза.

Для пластов БС₁₀ и БС₁₁, начиная с 1993 года, была реализована обширная программа геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, включая гидравлический разрыв пластов.

Наиболее эффективной явилась технология зарезки боковых горизонтальных стволов. Во многом, благодаря данному мероприятию добыча нефти с 1999 года до настоящего времени увеличилась в 1.5 раза.

Переоценка балансовых запасов нефти внесла существенные уточнения в представления о геологическом строении горизонта БС_10-11 Западно-Сургутского месторождения.

В результате изменения корреляции доля запасов нефти пласта БС₁₁ в общей величине запасов горизонта снизилась с 6.3 до 2.9%. При этом в зонах совместного залегания пласты имеют общий водонефтяной контакт.

Средние фильтрационные характеристики пластов одного порядка. В разрезах скважин с близкими характеристиками пласты эксплуатируются совместно (40% добывающих и 45% нагнетательных скважин пласта БС₁₁).

При переоценке геологических и извлекаемых запасов нефти пласты БС₁₀ и БС₁₁ были объединены в единый подсчетный объект, который в данной работе рассматривается в качестве основного эксплуатационного объекта Западно-Сургутского месторождения.

Пласт БС₁₂ в разработку в настоящее время не вовлечен. Пласт ЮС₁ находятся в промышленной, а объект ЮС₂ в опытно-промышленной эксплуатации.

Изменять предыдущее проектное решение по выделению в качестве отдельных эксплуатационных объектов БС₁₂, ЮС₁ и ЮС₂ также нет достаточных оснований.

Таким образом, в качестве эксплуатационных объектов рассматриваются: АС_9, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС_10-11, БС₁₂, ЮС₁ и ЮС₂.

До 1982 года пласты БС₁₀ и БС₁₁ эксплуатировались единым объектом. Решение о выделении пласта БС₁₁ в самостоятельный объект разработки было принято в проекте разработки 1991 года.

В соответствии с решениями проекта разработки в целях разукрупнения была пробурена 61 скважина. По результатам бурения были установлены низкие добывные возможности пласта БС_11.

В связи с особенностями геологического строения проектное разукрупнение объекта БС_10-11 с организацией самостоятельных сеток скважин на каждый пласт в полной мере не реализовано. На отдельных участках система воздействия на пласт усилена скважинами пласта БС₁₀. За период 1992 – 2014 годов совместно с пластом БС₁₀ эксплуатировалось около 40% фонда скважин пласта БС₁₁. По состоянию на 1.01.2016 года из 132 действующих добывающих скважин пласта БС₁₁ совместно с пластом БС₁₀ эксплуатируется 47 скважин (36% фонда). Из 56 действующих нагнетательных скважин в 23 скважинах (41% фонда) осуществляется совместная закачка воды в пласты БС₁₀ и БС₁₁.

В 2014 – 2016 годах ТО СургутНИПИнефть на основе трехмерных моделей пластов проведен пересчет запасов месторождения. При создании геологической модели было уточнение корреляции пластов БС₁₀ и БС₁₁. По уточненной корреляции более половины пропластков, ранее отнесенные к пласту БС₁₁ была передана на пласт БС₁₀. В результате произошло уменьшение нефтенасыщенных толщин пласта БС₁₁ и сокращение контуров нефтеносности пласта БС₁₁. Объем нефтенасыщенных коллекторов и геологические запасы нефти пласта БС₁₁ уменьшились на 56%. При этом на отдельных участках глинистые разделы между пластами БС₁₀ и БС₁₁ составляют порядка 0.5 – 1.5м. Средние коллекторские свойства подошвенной части пласта БС₁₀ не отличаются от коллекторских свойств пласта БС₁₁. В зонах совместного залегания пласты БС₁₀ и БС₁₁ имеют общий ВНК.

Исходя из вышеизложенных факторов при обоснованном КИН в подсчете запасов в 2014 году пласты БС₁₀ и БС₁₁ были объединены в один эксплуатационный объект. Извлекаемые запасы нефти и коэффициенты нефтеизвлечения в ГКЗ были утверждены в целом по объекту БС_10-11 (протоколы №1656 – дсп от 04.06.2016г). Анализ текущего состояния разработки месторождения в целом и по объектам проводится на утвержденные в 2016 году запасы нефти. В связи с тем, что запасы нефти пластов БС₁₀ и БС₁₁ утверждены в целом по объекту БС_10-11, анализ текущего состояния так же проведен по пластам БС₁₀ и БС₁₁ и в целом по объекту БС_10-11.

4.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Варианты продолжения разработки объекта БС_10-11 аналогичны рассмотренным вариантам объекта БС₁. Второй вариант в соответствии с действующим проектным документом предполагает зарезку 57 боковых стволов в зонах сосредоточения остаточных запасов нефти. В третьем прогнозном варианте предлагается разместить 171 боковой ствол.

На объекте реализуется программа геолого-технических мероприятий, включающая наряду с обработкой призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин и гидравлический разрыв пластов. Отключение скважин планируется при увеличении обводнености свыше 98.5%.

 

4.3 Технологические показатели расчетных вариантов

Объект БС_10-11 введен в разработку в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти по объекту в объеме 3966 тыс.т достигнут в 1985 году. С 1986 года уровни добычи нефти снижаются, достигая минимального значения 1763 тыс.т в 2000 году. С 2001 года объем добычи нефти постепенно возрастает и достигает значения 2741 тыс.т в 2014 году. Увеличение добычи нефти достигается с наращиванием объемов добычи жидкости. Добыча жидкости постепенно возрастает до уровня 5964 тыс.т в 1986 году, затем снижается до значения 4937 тыс.т в 1995 году. Снижение добычи жидкости связано с уменьшением дебитов жидкости скважин. В период 1984 – 1992 годов фонд добывающих скважин находится на уровне 825 единиц. Согласно проекта разработки с 1992 года начинается бурение уплотняющих скважин на пласт БС₁₀, а так же с целью разукрупнения пласта БС₁₁, бурение 61 «самостоятельной» скважины. При этом фонд добывающих скважин возрастает до 820 единиц. Из-за низкой эффективности новых скважин, увеличение фонда добывающих скважин порядка на 200 единиц не привело к возрастанию добычи жидкости. С 2000 года со вводом в разработку запасов нефти Восточной залежи (11 участок) и зарезкой боковых стволов, добыча жидкости начинает расти и достигается до уровня 10228 тыс.т в 2014 году. Увеличение объемов добычи жидкости достигается за счет эффективности зарезки боковых стволов и ввода в разработку новых запасов нефти, а так же эффективности геолого – технологических мероприятий. Дебиты скважин по жидкости возрастают в два раза, с 18.1 т/сут (1995 год) до 36.2 т/сут (2014 год)

За период 1988 – 2003 годов введено в эксплуатацию 419 уплотняющих скважин, в том числе: из бурения – 411, переводом с других объектов – 8.

По состоянию на 1.01.2016 года зарезка боковых стволов проведена в 159 скважинах.

С начала разработки с объекта БС_10-11 добыто 84206 тыс.т. нефти, в том числе: с пласта БС₁₀ – 78487 тыс.т, с пласта БС₁₁ – 5719 тыс.т. Технологические показатели по пластам приведены по официальной отчетности согласно старой корреляции пластов. Основной объем (77.1%) добычи нефти обеспечен скважинами введенными из бурения 1967 – 1987 годов. При среднем отработанном 18.8 лет, добыча нефти на добывающую скважину составила 80.8 тыс.т. Уплотняющими добывающими скважинами всего отобрано 8591 тыс.т (10.2%) нефти. Добыча нефти на уплотняющую скважину из бурения, при отработанном времени 11.4 года, составила 22.6 тыс.т, на скважину переведенную из других объектов – 14.6 тыс.т. Скважинами с БС отобрано– 3852.6 тыс.т нефти, отбор нефти на БС при среднем отработанном времени 3 года составил 24.2 тыс.т.

В 2014 году с объекта БС_10-11 добыто 2740.7 тыс.т нефти, в том числе: 1070.3 тыс.т (39.1%) проектными скважинами из бурения 1967 – 1987 годов, уплотняющими скважинами – 668.9 тыс.т (24.4%), скважинами с БС – 880.7 тыс.т (32.1%). Средний дебит по нефти скважин основного фонда составил 8.6 т/сут, уплотняющих скважин – 7.2 т/сут, скважин с БС – 17.9 т/сут.

Таким образом, зарезка боковых стволов является эффективным мероприятием по выработке остаточных запасов нефти объекта и поддержания текущих отборов нефти на уровне 2700 тыс.т.

Утвержденный проектный фонд скважин скважин – 1382, в том числе: добывающие – 1014, нагнетательные – 368, совместный фонд на два пласта – 23 скважины, на три пласта – 13. Бурение проектных скважин на объект не предусмотрено. За период 2005 – 2014 годов переведено с других объектов 15 скважин, на другие объекты – 28 скважин, проведено 18 совместных скваженах изоляция объекта БС10-11, произведено в 6 скважинах приобщение объекта, введено из бурения – 1 скважина.

По состоянию на 1.01.2016 года на балансе находится 1368 скважин, в том числе: добывающих – 1020, нагнетательных – 347, контрольных – 1

В эксплуатационном фонде числится 1095 скважин (действующих – 1047, бездействующих – 48), в том числе: добывающих – 824 (действующих – 795, бездействующих – 29), нагнетательных – 271 (действующих – 252, бездействующих – 19). В консервации находится 17 добывающих и 8 нагнетательных скважин, в пьезометрическом фонде – 125 добывающих и 32 нагнетательных, ликвидированы 54 добывающих и 36 нагнетательных скважин. В неработающем фонде находится 171 добывающая скважина, потенциал суточной добычи нефти неработающего фонда скважин оценивается 114 т/сут

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0.96, нагнетательных – 0.93. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0.98, нагнетательных скважин – 0.99.

В 2014 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины. Средний дебит скважин по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости – 16.1 т/сут.

Средняя обводненность продукции составляет 73.2%. C обводненностью выше 95% эксплуатировалось 55 скважин. В 2014 году из этого фонда отобрано 63.1 тыс.т нефти (2% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 392 скважины (48% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 201 скважин (24% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 823 тыс.т (30% общего объема добычи).

С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 1513 скважины. При среднем отработанном времени – 13 лет, отбор нефти на одну скважину составил – 55.5 тыс.т, жидкости – 114.8 тыс.т