Анализ текущего состояния разработки объекта БВ7 на одном из месторождений Западной Сибири

Разработка объекта БВ 7 ведется с 2000 г., на его долю приходится 94,6% геологических и 95,3% начальных извлекаемых запасов месторождения. На объект приходится 95,1% текущей и 92,4% накопленной добычи нефти месторождения. За 2011 г. добыча нефти из объекта составила 198,2 тыс. т, жидкости – 456,3 тыс. т при среднегодовой обво-денности 56,6%. Закачано 506,1 тыс. м³ воды, что обеспечило текущую компенсацию 110,7%.

С начала разработки отобрано 1016 тыс. т нефти и 2250 тыс. т жидкости, закачано 1937 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила 80,2%, водонефтяной фактор – 1,2.

• -    действующий фонд добывающих скважин в 2011 г. составил 39 ед., что ниже проектной величины – 42 ед. на 7,1%;

• -    фактические дебиты нефти и жидкости в 2011 г. были выше ожидаемых по проекту. Средний дебит жидкости составил 35.9 т/сут, при проектном значении – 27,7 т/сут. Средний дебит нефти – 15,6 т/сут, при 9,6 т/сут по проекту;

• -    фактический уровень обводненности скважинной продукции в 2011 г. ниже проектного уровня (факт – 56,6 %, проект, 64,6 %).

По состоянию на 01.01.2012 на объекте числятся 72 скважины, из них 55 добывающих и 17 нагнетательных.

В целом по объекту средний дебит жидкости действующих скважин в 2011 г. составил 35,9 т/сут.

Наибольшее количество скважин работают с дебитом жидкости в интервале 20-50 т/сут (16 ед.). Дебит нефти скважин действующего фонда в среднем за год составил 15,6 т/сут. С дебитом нефти более 2,5 т/сут эксплуатируется 37 скважин, в том числе: 9 скважин с дебитом нефти 10-20 т/сут, и 9 скважин с дебитом нефти более 20 т/сут. У 2 скважин величина дебита нефти не превышает 1 т/сут.

С начала эксплуатации в добыче нефти из объекта БВ7 участвовала 71 скважина. Накопленный отбор нефти на 01.01.2012 составил 1016 тыс. т, жидкости – 2250 тыс. т. Средняя добыча нефти с начала разработки на 1 скважину – 14,3 тыс. т, жидкости – 31,7 тыс. т.

При текущейобводненности 56,6%, отбор от начальных извлекаемых запасов составил 6,1%, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,019.

Остаточные извлекаемые запасы объекта составляют 15623 тыс. т. На одну добывающую скважину действующего фонда приходится 400,6 тыс. т неизвлеченных запасов нефти.

Общая площадь нефтегазоносности объекта БВ 7 – 266,1 км², разработкой охвачено 13,4%.

Для более детального анализа выработки запасов объекта все скважины, принимавшие участие в его эксплуатации, были разделены на 2 участка. С применением объемного метода подсчета запасов, по этим участкам были рассчитаны запасы нефти.

Участок 1 находится в разработке с 2000 года. На его долю приходится 6,3% начальных геологических запасов нефти объекта БВ7, 11,4% текущей и 47,6% накопленной добычи нефти по объекту. В данный участок вошло 27 скважин, в том числе 21 добывающая и 6 нагнетательных. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 составила 484 тыс. т. Участок находится в разработке с 2000 года.

Нефтенасыщенная толщина пласта в среднем по участку составляет 6,1 м, начальная нефтенасыщен-ность 47%, коэффициент пористости – 0,175 д. ед.

За 2011 год скважинами участка добыто 22,5 тыс. т нефти и 53,5 тыс. т жидкости, закачано 209,8 тыс. м3 рабочего агента.

По состоянию на 01.01.2012 в действующем фонде участка числится 17 скважин, в том числе 11 добывающих и 6 нагнетательных. Средний дебит нефти добывающих скважин участка за 2011 год составил 5,9 т/сут, жидкости – 14,1 т/сут, обводненность скважинной продукции – 57,9%. Динамика основных технологических показателей разработки по участку 1 приведена ниже. На участке организована трехрядная система заводнения с элементами очаговогозаводнения. Закачка воды в пласт производится с конца 2001 года. Фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно 1,8:1. По данному участку был произведен расчет начальных извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения. Величина НИЗ по действующему на 01.01.2012 фонду (776,4 тыс. т) была рассчитана как среднее значение величин, полученных по нескольким различным характеристикам вытеснения.

НИЗ нефти по участку получены суммированием НИЗ по действующему на 01.01.2012 фонду и накопленной добычи нефти по неработающему фонду.

Полученная в результате расчетов величина НИЗ участка 1, составила 976,6 тыс. т, при этом КИН составит 0,292 д. ед., что ниже утвержденного КИН (0,315 д. ед.) для объекта БВ 7 в целом.

Остаточные запасы нефти по участку на 01.01.2012 составляют 492,7 тыс. т или 44,8 тыс. т на одну действующую добывающую скважину. По уровню добычи нефти 2011 г., обеспеченность добычи нефти запасами – 21,9 лет.

Разбуривание участка 2 началось в 2007 г. На его долю приходится 8,2% начальных геологических запасов нефти объекта БВ7, 35,9% текущей и 33,2% накопленной добычи нефти по объекту. Закачка организована в 2008 г. Общий фонд скважин на участке – 18 ед., в т.ч. 14 добывающих и 4 нагнетательных.

Нефтенасыщенная толщина пласта в среднем по участку составляет 9,4 м, начальная нефтенасыщен-ность 51 %, коэффициент пористости – 0,174 д. ед.

На 1.01.2012 накопленная закачка воды по участку составила 536 тыс. м3, текущая компенсация составила 87,9%, накопленная 63,1%. На 1.01.2012 пластовое давление в зоне отбора снизилось до 17,6 МПа, что свидетельствует о недостаточной компенсации отборов.

За 2011 год по участку добыто 71,1 тыс. т нефти и 155,0 тыс. т жидкости, закачано 163,9 тыс. м3 рабочего агента. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 по участку составила 337 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2012 в действующем фонде участка числится 15 скважин, в том числе 12 добывающих и 3 нагнетательных. Средний дебит нефти добывающих скважин участка за 2011 год составил 17,1 т/сут, жидкости – 37,2 т/сут, обводненность скважинной продукции составила 54,2%. Средняя приемистость нагнетательных скважин по участку за 2011 год составила 163,2 м3/сут.

По данному участку был произведен расчет начальных извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения. Величина НИЗ по действующему на 01.01.2012 фонду (1288,8 тыс.) была рассчитана как среднее значение величин, полученных по различным характеристикам вытеснения.

НИЗ нефти по участку получены суммированием НИЗ по действующему на 01.01.2012 фонду и накопленной добычи нефти по неработающему фонду. Полученная в результате расчетов величина НИЗ участка 2, составила 1322,0 тыс. т, при этом КИН составит 0,304 д.ед., что ниже утвержденного КИН (0,315 д. ед.) для объекта БВ 7 в целом. Остаточные запасы нефти по участку на 01.01.2012 составляют 985 тыс. т или 70,4 тыс. т на одну действующую добывающую скважину. По уровню добычи нефти 2011 г., обеспеченность добычи нефти запасами – 13,9 лет.

Анализ текущего состояния разработки отдельных участков позволяет сделать выводы о необходимости проведения мероприятий, направленных на оптимизацию системы поддержания пластового давления [1-6], вовлечение недренируемых запасов нефти [7-16], доизвлечения остаточных запасов, таких как: регулирование объемов закачки, организация нестационарного заводнения, ФХМУН

(потокоотклоняющие технологии), повторный ГРП на низкопродуктивных добывающих скважинах.