Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Основная часть эксплуатационного фонда скважин Осинского месторождения пробурена в 1964 - 1986 гг. Бурение основного фонда скважин проводилось в соответствии с утвержденными вариантами технологических схем (протокол № 4262 от 22.02.1964 г. и протокол № 992 от 18.08.82 г.)

В настоящее время в эксплуатации находятся 4 пласта, которые объединены в 1 объект эксплуатации: Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Срп

На 01.01.2017 г на балансе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по Осинскому месторождению числится 734 скважины, из них в пределах центральной, разрабатываемой, части – 720 скважин. Весь действующий фонд добывающих скважин (227 шт.) насосный (1,3 % - ЭЦН (3шт), 91,6 % - ШГН(208шт), 7% - ШВН(16шт)). Дебиты нефти по скважинам изменяются от 0,1 т/сут до 15,4 т/сут; средний дебит скважин по нефти – 2,66 т/сут (ЭЦН – 1,7 т/сут, ШГН – 2,6 т/сут, ШВН – 3,76 т/сут); средний дебит по жидкости – 7,6 т/сут (ЭЦН – 56,3 т/сут, ШГН – 6,5 т/сут, ШВН – 12,6 т/сут). Средняя обводненность добываемой продукции – 64 %. 

Согласно дополнительной записке к проекту разработки от 2015 года (прот. ЦКР №3185 от 24.08.2016 г.) для разбуривания осталось 449 добывающих и 123 нагнетательные скважины основного фонда.

Из 243 скважин добывающего фонда 227 скважин - действующие. Механизированный фонд составляет 227 скважин. Все скважины добывающего фонда пробурены на объект Бш - Срп. Из 96 нагнетательных скважин 86 действующих, из них под закачкой нагнетаемого агента 64, 1 скважина в освоении.

Характеристика текущего фонда скважин по месторождению представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Характеристика фонда скважин Осинского месторождения

Обводнение скважин на уровне 64 %. Фонд добывающих скважин используется достаточно эффективно. С 2010 г. в эксплуатации находится по 200-240 скважин, минимальный коэффициент использования фонда составил 0, 72 в 2010 г., в 2016 г. – 0,934.

Все скважины вступали и продолжают работать механизированным способом.

Освоение скважин производилось с помощью компрессора после соляно-кислотных обработок.

Скважины вводились в эксплуатацию с начальными дебитами от 0,7т/сут до 20 т/сут.

Все скважины вводились в эксплуатацию без воды. Безводный период по скважинам составляет 2 года

В 2017 г. фактический средний дебит скважин по нефти – 2,7 т/сут, по жидкости – 7,6 т/сут.

На 01.10.2016 г. дебиты нефти по скважинам изменяются от 0,1 т/сут до 15,4 т/сут.

Распределение фонда скважин по дебиту нефти, жидкости по состоянию на 01.10.2017 приводится в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Распределение фонда скважин по дебиту

Из таблиц видно, что основная часть действующего фонда скважин (37%) работает с дебитами по жидкости менее 3 м³/сут, и 23,8 % с дебитами 5-10 м3/сут. Причина низкой производительности скважин – недостаточная эффективность системы поддержания пластового давления, в результате чего 80 % скважин действующего фонда работает с низкими динамическими уровнями (от 800 м и ниже). Более половины действующего фонда скважин (70 %) работает с дебитами по нефти менее 3 т/сут.

С целью повышения продуктивности скважин на ряде скважин проведены радиальное бурение, кислотный гидроразрыв пласта. Эффективность ГТМ составляет от 50 до 100 %. Средний прирост дебита нефти – 4 т/сут (в среднем в 2 раза).

На дату проведения анализа весь действующий фонд скважин работает с водой, из них 44,7 % с обводненностью продукции выше 50 %. Скважины в основном обводняются закачиваемой водой (g=1,003-1,17 г/см³). В целом по объекту обводненность добываемой продукции на дату анализа равна 64 %.

Распределение фонда скважин по проценту обводненности приводится в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Распределение фонда скважин по обводненности

С целью снижения обводненности добываемой продукции проводились изоляционные работы. Наиболее применяемый вид изоляционных работ – отсечение обводнившегося интервала цементным мостом.

Разработка месторождения производится согласно проектным документам при забойном давлении добывающих скважин 4,0 МПа.

В таблице 2.5 приведено распределение фактических забойных давлений по скважинам действующего фонда.

Таблица 2.5 – Данные по забойным давлениям по фонду скважин

Давление на забое добывающих скважин изменяется от 1,01 МПа (скв. 511) до 12,8 МПа (скв. 2243); 130 скважин (60 %) работают с давлением на забое ниже проектного.

Из таблицы видно, что 44,7 % скважин забойное давление выше 4,0 МПа, т.е. полностью не реализуется использование пластовой энергии. Большинство этих скважин дает высокообводненную продукцию (70- 95 %), поэтому снижение забойного давления в этих скважинах до 4,0 МПа, вероятнее всего, приведет только к интенсификации отборов воды.

Газовый фактор по скважинам низкий и колеблется в пределах 12,6-20,9 м³/т.  

Накопленный отбор нефти по скважинам составил от 0,5 тыс. т (скв. 488) до 459,7 тыс. т. (скв. 262)

За 2016 г. отобрано 207,2 тыс. т нефти, 567,4 тыс. м³ жидкости. Темп отбора составил 0,3 %.