Характеристика структуры фонда скважин, их текущих дебитов

 

На месторождении Северные Нуралы было пробурено 11 скважин. Из них: 2 скважины №3-Н и 18-Н ликвидированные по техническим и геологическим причинам, 9 скважин: №№1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 - находились в консервации.

За период пробной эксплуатации фонд скважин увеличился до 17 единиц за счет ввода из бурения 6-ти новых скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116, 133), которые уточнили геологическое строение залежи месторождения Северный Нуралы. В таблице 3.1.1 приведена характеристика фонда скважин месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.

Таблица 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009 г.

Характеристика фонда скважин	горизонт J2ds
	количество скважин	№ скважины
Фонд добывающих скважин	13
Действующих фонтанных	9	2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133
В консервации	4	1, 6, 8, 11
Ликвидированные	4	13, 14, 3-Н, 8-Н
Всего пробурено:	17

 

Из 6-ти новых скважин разведочные скважины №№ 13 и 14 были ликвидированы по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны, т.к. по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы. На 01.01.09 фонд добывающих скважин составил 13 единиц, из них 9 скважин - действующие. Скважины №№ 12, 116 и 133 были введены в пробную эксплуатацию из бурения и 6 скважин: №№ 2, 3, 4, 7, 9 и 10 - из консервации.

Пробная эксплуатация осуществляется на режиме истощения - растворенного газа.

Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и жидкости по состоянию на 01.01.09 приведено в таблице 3.1.2.

Таблица 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Распределение скважин по дебиту нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.

Диапазон изменения обводненности, %	Распределение скважин (№ скв.) по диапазонам дебитов нефти, т/сут				Итого, кол. - во скважин
	5-10	10-20	20-50	>50
до 2	3	7	116	2, 12	5
2-10	10	9		4	3
10-20	133				1
Итого, количество	3	2	1	3	9

 

Как видно из таблицы 3.1.2, по состоянию на 01.01.09, скважин, работавших с дебитом нефти до 10 т/сут насчитывалось 3 единицы (33%), с дебитом 10-20 т/сут - 2 скважины (22%), 20-50 т/сут - 1 скважина (11%). С дебитом нефти более 50 т/сут работали 3 скважины (№№ 2, 4,12), что составляет 33% от всего фонда действующих добывающих скважин на месторождении.

Максимальный дебит нефти на анализируемый период отмечается в скважине №12, он составил 131.8 т/сут, минимальный - в скважине №10, он составил 5.9 т/сут.

Большинство скважин - 5 единиц (56%) работали с обводненностью нефти меньше 2%. Скважин, работавших с обводненностью нефти 2-10%, насчитывалось 3 (33%) и 1 скважина (11%) работала с обводненностью нефти 15.1%.

Ниже приведена характеристика работы скважин месторождения Северный Нуралы за 9 месяцев пробной эксплуатации.

Скважина №2. Скважина №2 введена в пробную эксплуатацию из консервации 27.04.2008 г. График её работы приведен на рисунке 3.1.1.

 

Рисунок 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №2

Скважина №2 за анализируемый период работала с коэффициентом эксплуатации равным 0.9.

За период пробной эксплуатации дебит нефти скважины изменялся в пределах 50.8 - 141.2 т/сут и по состоянию на 01.01.09 составлял 113.9 т/сут. Газовый фактор увеличился с 111 до 338 м³/т. Обводненность нефти на протяжении 8 месяцев составляла 0.1%, а в декабре увеличилась до 0.9%. Максимальное количество нефти из скважины №2 было отобрано в июне (4.2 тыс. т), затем объемы добычи нефти постепенно уменьшились до 2.8 тыс. т в декабре. За анализируемый период из скважины добыли 27.6 тыс. т нефти и 27.7 тыс. т жидкости, 7.19 млн. м³ попутного газа, газовый фактор составил 260 м³/т.

Скважина №3. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в сентябре 2008 г. График работы скважины №3 приведён на рисунке 3.1.2.

 

Рисунок 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №3

В течение 4-х месяцев работы дебит нефти скважины №3 уменьшился с 18.1 до 8.1 т/сут, дебит жидкости - с 18.3 до 8.2 т/сут, обводненность нефти изменялась в пределах от 1% до 4.5%, газовый фактор уменьшился с 377 до 204 м³/т. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.8 д. ед.

За период пробной эксплуатации из скважины добыли 0.87 тыс. т нефти, 0.89 тыс. т жидкости, попутного газа - 0.29 млн. м³.

Скважина №4. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в начале мая 2008 г. График работы скважины №4 приведён на рисунке 3.1.3.

 

Рисунок 3.1.3 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №4

Дебит нефти изменялся в пределах от 29.5 до 94.6 т/сут, составив на 01.01.09 94.6 т/сут. Хороший эффект дало проведение ГТМ на скважине в сентябре 2008 г. (обработка НКТ горячей водой и нефтью), в результате дебит нефти увеличился с 29.5 до 94.6 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.6-2.4%, газовый фактор - от 125 до 449 м³/т, составив на дату анализа 346 м³/т.

За период пробной эксплуатации из скважины №4 добыли 10.9 тыс. т нефти, 11.1 тыс. т жидкости, газа - 3.42 млн. м³.

Скважина №7. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №7 приведён на рисунке 3.1.4.

Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №7 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 14.8 до 6.0 т/сут и на конец анализируемого периода составил 10.5 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.8%, газовый фактор увеличился с 465 до 1017 м³/т.

Всего за анализируемый период из скважины добыли 0.67 тыс. т нефти, 0.68 тыс. т жидкости, 0.57 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.5 д. ед.

Скважина №9. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №9 приведён на рисунке 3.1.5.

Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №9 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 36 до 12.4 т/сут, на конец анализируемого периода дебит нефти составил 13.3 т/сут.

 

Рисунок 3.1.4 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №7

Рисунок 3.1.5 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №9

Обводненность нефти изменялась в пределах 1.1-5.6%, газовый фактор в пределах 385-1320 м³/т. Из скважины №9 добыли 1.41 тыс. т нефти, 1.45 тыс. т жидкости и 0.84 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.

Скважина №10. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в конце мая 2008 г. График работы скважины №10 приведён на рисунке 3.1.6.

 

Рисунок 3.1.6 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №10

За рассматриваемый период наблюдается уменьшение дебита нефти с 17.1 до 5.9 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-3.1%, газовый фактор - от 232 до 466 м³/т, составив в декабре 2008 г.395 м³/т.

За период пробной эксплуатации из скважины добыли 1.06 тыс. т нефти, 1.07 тыс. т жидкости и 0.4 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.

Скважина №12. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в мае 2008 г. График работы скважины №12 приведён на рисунке 3.1.7.

Из рисунка видно, что дебит нефти скважины изменялся в пределах: 63.3-166.7 т/сут, составив на конец анализируемого периода 131.8 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.4%, газовый фактор увеличивался с 153 до 410 м³/т, в декабре составил 270 м³/т.

Скважина работала с коэффициентом эксплуатации 0.9 д. ед. За период пробной эксплуатации из скважины добыли 20.5 тыс. т нефти, 20.6 тыс. т жидкости и 6.95 млн. м³ газа.

 

Рисунок 3.1.7 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №12

Скважина №116. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в конце мая 2008 г. График работы скважины №116 приведён на рисунке 3.1.8.

Дебит нефти скважины №116 изменялся от 36.1 до 55.5 т/сут, составив в декабре 2008 г.32.1 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-0.7%, газовый фактор увеличился с 275 до 391 м³/т, а в декабре уменьшился до 201 м³/т.

Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед. За анализируемый период из скважины было добыто 6.04 тыс. т нефти, 6.06 тыс. т жидкости и 1.96 млн. м³ газа.

 

Рисунок 3.1.8 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №116

Скважина №133. Введена в пробную эксплуатацию из бурения после проведения ГРП в сентябре 2008 г. График работы скважины №133 приведён на рисунке 3.1.9.

 

Рисунок 3.1.9 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №133

В сентябре 2008 г. скважина №133 отработала 2 суток с дебитом нефти 3.4 т/сут, обводненностю 0.2% и газовым фактором - 9054 м³/т, после чего была остановлена (высокий газовый фактор, отсутствие обустройства скважины). В декабре скважина вновь была введена в эксплуатацию с дебитом нефти 8.3 т/сут и обводенностью 15.1%, газовый фактор уменьшился до 2544 м³/т.

За рассматриваемый период из скважины отобрали 0.12 тыс. т нефти, 0.14 тыс. т жидкости и 0.34 млн. м³ газа.

Таким образом, самой высокодебитной скважиной за период пробной эксплуатации была скважина №12, средний дебит нефти которой составил 112.7 т/сут, малодебитной была скважина №10, которая работала со средним дебитом нефти 6.1 т/сут.