Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения

3.2 Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения

На Барсуковском месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. пробурено 572 скважины, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС₈¹ – 26, БС₁₀² – 34, БС₁₁ – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС₈¹ – 16, БС₁₀² – 27, БС₁₁ – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС₈¹ – 10, БС₁₀² – 7, БС₁₁ – 60 скважин. В освоении находится 1 скважина на пласте БС₁₁.

В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом, 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 - на пласт БС₈¹, 18- на пласт БС₁₀² и 138 - на БС₁₁.

Фонд контрольных и пьезометрических скважин составляет 14 скважин.

Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины.

По состоянию на 1.01.2006 г. на Барсуковском месторождении эксплуатационный фонд нагнетательных скважин представлен 78 скважинами (БС₈¹ – 3, БС₁₀² – 10, БС₁₁ – 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС₈¹ – 1, БС₁₀² – 6, БС₁₁ – 23), в бездействующем фонде - 48 скважин (БС₈¹ – 2, БС₁₀² – 3, БС₁₁ – 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС₁₀² – 3, БС₁₁ – 34) и 10 скважин пласта БС₁₁ - в ликвидации.

В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины.

Водозаборный фонд отсутствует.

Структура фонда скважин по каждому из пластов и по всему месторождению приведена в таблице 3.2.

Месторождение является четырехпластовым. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеется 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21- добывающая и 2- нагнетательных.

За 2005 год в целом по месторождению средний дебит по нефти составил 22 т/сут, по жидкости – 67,4 т/сут при обводненности 67,3 %.

Утвержденные проектные и фактические показатели в целом по месторождению за период с 2001 по 2005 гг. приведены в таблице 3.3.

С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22630 тыс.т, а по пластам БС₈¹, БС₁₀² и БС₁₁ - 772, 3584 и 18274 тыс.т, соответственно. Фактическая добыча по месторождению на 4924 тыс.т. меньше проектной, наибольшее отставание наблюдается по основному пласту БС₁₁ – 5133 тыс.т.

Объемы закачки отличаются более заметно – вместо проектных 106,7 млн.м³ закачено всего 64,1 млн.м³, а в прокаченных объемах проект/факт– 0,79 / 0,44.

Добыча нефти по месторождению за 2004-2005гг. превышает проектные показатели. В 2005 г. она составила 924 тыс.т. (35% от максимального), темп отбора от НИЗ – 2,1 %, вместо 1,6 % проектных для этого года. Добыча жидкости и закачка воды составили 2824 тыс.т. и 2802 тыс.м³ – практически вдвое меньше соответствующих проектных показателей. Компенсация с начала разработки превышает проектную и составляет 114 %, поэтому текущая компенсация несколько ниже 100 %.

Действующий фонд нефтяных скважин значительно меньше проектного– более чем в три раза. Значительная часть скважин находится в консервации и бездействии, самый низкий процент действующего фонда на объекте БС₁₁.

 Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов месторождения. Периферийные области и в особенности западная часть основного пласта БС₁₁ преимущественно находятся в ВНЗ, с высокой средней водонасыщенностью, коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.

Также можно отнести к трудноизвлекаемым, запасы пласта БС₈¹, особенностью которого является сочетание следующих отрицательных факторов: наличие активной подошвенной воды; ухудшение фильтрационных свойств коллектора по разрезу снизу-вверх; высокая переходная зона смешанного насыщения нефть+вода.

Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г

Помимо геологических причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность скважин и их низкие дебиты приводили к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи.

Таблица 3.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Барсуковского месторождения

В 2003 году в связи с вовлечением в разработку новых запасов северных залежей пластов БС₁₀² и БС₁₁наблюдалось увеличение добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449 тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т. Рост добычи нефти и жидкости продолжился и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих скважин увеличился более чем в 2 раза ( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22 т/сут в 2005г.).

Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%.

В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний дебит нефти вырос, в связи с сокращением числа действующих высокообводненных скважин и составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС₁₁ с обводненностью более 90 - 95%.

Разработка северного купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная скважина. Бурение новых скважин в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м³.

Следует отметить, что в последние годы на месторождении проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2].

Похожие работы

Анализ и прогнозирование развития российского рынка газа

Скачать

181085

4

4

... значений добычи при заданных уровнях инвестирования для ДАО Пурнефтегаз. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:   1. Баранов В.Н. «Независимые производители и перспективы развития газовой отрасли России». 2. Сборник докладов и выступлений « Развитие российского рынка газа: ценообразование и перспективы биржевой торговли» 3. Язев В. «Природный газ». 4. Ермолов О.В., Миловидов К.Н., Чугунов Л.C., ...

Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

Скачать

84004

2

12

... данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо ...