Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта АСії Назаргалеевского месторождения

Исследования проводились на объекте АС 11 Назаргалеевского месторождения. Объект введен в эксплуатацию в 2000 г., на котором реализуется блоковая трехрядная система разработки с квадратной сеткой плотностью 25 га/скв в сочетании с приконтур-ным и очаговым заводнением.

Эксплуатационное бурение на объекте осуществлялось в период 2000-2008 г. В период 2000-2004 гг. бурение проводилось в центральной части залежи объекта, в дальнейшем добуривались краевые участки, в основном на севере и востоке залежи. В настоящее время система разработки объекта практически сформирована. Проектный фонд скважин по объекту реализован на 92%, фонд скважин для бурения расположен в краевых участках залежи. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 1055 тыс.т был достигнут в 2005 г. при темпе отбора нефти от НИЗ – 9,8%. В настоящее время объект находится в стадии снижающейся добычи нефти.

С начала разработки добыча нефти на объекте составила 6230,6 тыс.т, жидкости – 24074,5 тыс.т. С це- лью компенсации отборов жидкости в пласт закачано 28598,4 тыс.м3 воды. Текущий КИН (запасы категорий В+С1) – 0,230 при числящемся на Государственном балансе – 0,399. Отбор от НИЗ составил 57,7% при обводненности продукции 94,1%. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти – 1,4%.

Фактический уровень добычи нефти по объекту в 2015 г. составил 150,2 тыс.т при проектном – 193,5 тыс.т. Скважины эксплуатировались с дебитом нефти 3,8 т/сут при проектном – 4,7 т/сут. Фактическая добыча жидкости составила 2549 тыс.т при проектной – 2852,1 тыс.т. Скважины эксплуатировались с дебитом по жидкости – 64,7 т/сут (проект – 69,2 т/сут) при обводненности – 94,1% (проект – 93,2%). Недостижение проектных показателей обусловлено интенсивной обводненностью продукции скважин и соответственно меньшим фактическим дебитом нефти по сравнению с проектом.

Для поддержания пластового давления в пласт закачано 2916,4 тыс.м3 воды (проект – 3114,5 тыс.м3). Энергетическое состояние в целом по объекту удовлетворительное. Текущее пластовое давление соответствует начальному – 23 МПа. С начала разработки в эксплуатации на объекте перебывало всего 176 скважин, в том числе: добывающих – 159 (из них – 33 в отработке на нефть), нагнетательных – 50.

Всего по объекту в первых рядах было пробурено 80 скважин с основными стволами, 15 скважин с боковыми стволами; в стягивающих рядах – 41 скважина с основными, 43 скважины с боковыми стволами. Также в эксплуатации перебывало 33 нагнетательных скважин в отработке на нефть. Накопленная добыча нефти из скважин первого ряда составила – 2744,5 тыс.т, в том числе из скважин с основными стволами – 2391,5 тыс.т, из скважин с боковыми стволами – 352,9 тыс.т; из скважин стягивающего ряда – 2744,2 тыс.т, в том числе из скважин с основными стволами – 1448,4 тыс.т, из скважин с боковыми стволами – 1325,9 тыс.т; из нагнетательных скважин в отработке на нефть – 711,9 тыс.т. Удельная добыча нефти из скважин первого ряда составила – 28,9 тыс.т, в том числе из скважин с основными стволами – 29,9 тыс.т, из скважин с боковыми стволами – 23,5 тыс.т; из скважин стягивающего ряда – 32,7 тыс.т, в том числе из скважин с основными стволами – 35,3 тыс.т, из скважин с боковыми стволами – 30,8 тыс.т; из нагнетательных скважин в отработке на нефть – 21,6 тыс.т.

В первые четыре года разработки обводненность в первом и стягивающем рядах была стабильна и не превышала 20%. В период 2003-2007 гг. обводненность первого ряда интенсивно увеличивалась на 7-20% в год и достигла 83% в 2007 г. Обводнение стягивающего ряда началось на два года позже – с 2005 г., в период 2005-2007 гг. обводненность увеличилась до 76%. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в период 2005-2006 гг. фронт закачиваемой воды достиг скважин стягивающих рядов. В дальнейшем обводненность рядов увеличивалась на 1-3% в год и достигла 94-95%.

Интенсивное увеличение обводненности связано с контактностью запасов (в большинстве скважин толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК не превышает 2 метров).

Для повышения нефтенасыщенности на объекте проведено 12 дострелов в 12 добывающих скважинах объекта (в 9 основных и 3 боковых стволах). В основных стволах добывающих скважин был произведен дострел или приобщение нижнего, неперфорированного интервала пласта, в боковых стволах – преимущественно верхнего интервала по стволу скважины. Толщина вскрытых интервалов изменялась от 1 м до 7,7 м, нефтенасыщенность изменялась от 49,4 % до 76,1%. В большинстве случаев, после проведения мероприятия отмечается увеличение дебита жидкости, снижение обводненности продукции и соответственно увеличение дебита нефти. Проведение мероприятий по до-стрелу невскрытых интервалов позволяет вовлекать в разработку нижние нефтенасыщенные пропластки и может быть рекомендовано для дальнейшего применения в скважинах с несовершенством по степени вскрытия.

С 2004 года на объекте применяется технология зарезки боковых стволов с горизонтальным окончанием при капитальном ремонте скважин. По настоящее время была произведена зарезка 58 боковых стволов с горизонтальным окончанием при капитальном ремонте скважин в 57 скважинах. Накопленная добыча нефти из скважин с боковыми стволами составила 1678,8 тыс.т (26,9% от накопленной добычи по объекту).

Максимальные входные дебиты в первый год эксплуатации после зарезки боковых стволов получены по скважинам 2004-05 гг. – до 70,3 т/сут, минимальные входные дебиты получены в 2010-11 гг. – до 7 т/сут. В связи с высокой выработкой запасов нефти входная обводненность в 2010-2012 годах была в полтора раза выше, чем на начальном этапе применения данной технологии и изменялась в пределах 81-92%. В 2004 и в 2007 гг. были пробурены две горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации горизонтальных скважин неоднозначны, эффективность бурения горизонтальных скважин – 50%. Анализ прогнозных величин извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения показал, что расчетные НИЗ нефти изменяются от 7045 тыс.т до 8615 тыс.т при среднем значении 7507 тыс.т, расчетное среднее значение КИН составляет 0,277.

На Государственном балансе по объекту числится 10804 тыс.т извлекаемых запасов нефти (запасы категорий В+С 1 ). Пробуренный фонд скважин обеспечивает отбор от НИЗ на 69,5%. Для достижения утвержденного значения КИН необходима реализация проектных решений по вовлечению в разработку краевых частей залежи, проведение дополнительных мероприятий на пробуренном фонде скважин. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,5 м до 5,5 м. Толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК не превышает 2 метров и в среднем составляет 1,3 метра, что обуславливает высокую входную обводненность.

В центральной части залежи выработка идет удовлетворительно. Отбор от НИЗ составляет 85-95% при сопоставимой обводненности 90-95%. В краевых частях залежи ситуация менее благоприятная, отбор от НИЗ незначительный – в пределах 40% при обводненности более 90%.

Первые три-четыре года разработки динамика добычи нефти характеризовалась умеренным ростом, по мере реализации проектного фонда скважин и выполнения программы по зарезке боковых стволов, в последующие годы добыча снизилась в связи с интенсивным увеличением обводненности до 90%. Основной источник обводнения скважин – пластовая вода, прохождение фронта закачиваемой воды и отсутствие непроницаемой перемычки на уровне ВНК (средняя толщина – 1,3 м).

В ряде районов отмечаются скважины неработающего фонда с низкой накопленной добычей нефти, характеризующиеся интенсивным обводнением (до 95%) за небольшой период времени (6-9 мес.). Анализ показал, что данные скважины не отобрали запасы участка и могут быть перспективны для ввода в эксплуатацию и в дальнейшем зарезке из них боковых стволов.

В 2012 г. были проведены зарезки боковых стволов из ряда скважин, что позволило увеличить добычу нефти с 0,7 тыс.т в 2011 г. до 4,6 тыс.т в 2012 г., дебит нефти с 2,1 т/сут до 11,1 т/сут соответственно. В отдельных районах отмечается невскрытый нефтенасыщенный нижний интервал продуктивного пласта. Основной объем остаточных запасов сосредоточен в неразбуренных краевых частях блоков, характеризующихся низкой начальной нефтенасыщенностью – 4550%.

На отдельных участках залежи объекта можно выделить зоны с подвижными остаточными запасами нефти более 20 тыс.т. Основные подвижные запасы нефти сосредоточены как в первых, так и в стягивающих рядах. Источник обводнения скважин – в основном пластовая вода, а также смесь пластовой и сеноманской в случае прорыва закачиваемой воды (скважины первых рядов).

Проведенный анализ показал, что на объекте эксплуатируются 6 добывающих скважин с невскрытым нижним нефтенасыщенным интервалом пласта. В четырех скважинах с боковыми стволами не перфорирован верхний продуктивный интервал пласта. Всего до 2017 г. предлагается провести 10 скважино-операций по дострелу невскрытых интервалов пласта.

Выявлены скважины неработающего фонда с низкой накопленной добычей нефти, характеризующиеся интенсивным обводнением (до 95%) за небольшой период времени (6-9 мес.). К зонам дренирования этих скважин могут быть приурочены подвижные остаточные запасы нефти. Всего до 2017 г. предлагается запустить в работу четыре добывающие скважины. На отдельных участках залежи отмечается непроизводительная закачка воды в пласт. Для сокращения непроизводительной закачки предлагается вывод из эксплуа- тации одной нагнетательной скважины, ограничение закачки в шести скважинах.

Таким образом, для повышения эффективности разработки и оптимизации процесса заводнения предложена адресная программа геолого-технических мероприятий по реализации проектного фонда скважин, ограничению водопритока в обводненных скважинах, регулированию закачки воды нагнетательными скважинами, зарезке боковых стволов, селективной изоляции обводненных и дострелу нижних невскрытых продуктивных интервалов пласта, ввод в эксплуатацию и проведение мероприятий по неработающим скважинам.