Текущее состояние разработки Тромъеганского месторождения

Анализ текущего состояния разработки месторождения выполнен по состоянию на 01.01.2014 г.

Добыча нефти осуществлялась только из пласта АС102.

В настоящее время разрабатываемый пласт АС₁₀² находится в стадии снижающейся добычи нефти, т.е. в третьей стадии разработки. По состоянию на 01.01.2014 отбор от НИЗ составляет 70% при обводненности продукции за 2010 г. – 90%. Средний дебит нефти составил 10,5 т/сут, жидкости – 107,3 т/сут. Закачка воды в пласт АС 10 ² начата в сентябре 2000 г.

На 01.01.2014 г. проектный фонд скважин разбурен полностью. Зарезки боковых стволов выполнены на 71%. По проекту фонд скважин с боковыми стволами по состоянию на 01.01.2011 должен составлять 14, плюс 3 БС предусматривались проектом для зарезки в 2011г. Фактически на 01.01.2011 г. выполнено 12 зарезок БС. Таким образом, осталось выполнить 5 зарезок БС.

Период разработки Тромъеганского месторождения с 1999 по 2004 г. характеризуется плавным ростом добычи нефти. В 2004 г. на месторождении был достигнут максимальный уровень добычи нефти – 503 тыс.т при темпе отбора от НИЗ – 9,1%, от ТИЗ – 12,2%. С 2006 г. месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти.

За 2013 г. на месторождении добыто 173 тыс.т нефти. Накопленная добыча нефти за историю составила 3870 тыс.т или 70% от НИЗ категории В, текущий КИН – 0,284.

Объем добываемой жидкости в течение всего периода разработки постепенно увеличивался и в 2013г. составил 1768 тыс.т, накопленный отбор жидкости – 11337 тыс.т. Накопленный ВНФ по месторождению в целом – 1,9 т/т.

На ЧНЗ приходится значительная часть (62%) как годовой, так и накопленной на 01.01.2014 г. добычи нефти месторождения. Из распределения добычи в водонефтяной зоне на ВНЗ-1 и ВНЗ-2 /т.е. зоны с неконтактными и контактными запасами/ видно, что основной объем добычи нефти (90% от добычи нефти по ВНЗ) приходится на ВНЗ-1. Минимальный накопленный ВНФ отмечается в ЧНЗ – 1,1 т/т, максимальный в ВНЗ-2 – 14,8 т/т, в ВНЗ-1 он составил – 2,7 т/т.

В связи с истощением запасов, ростом обводненности для стабилизации текущего темпа отбора необходимо проводить геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи [1-9].

За историю в эксплуатации на нефть на месторождении перебывала 81 скважина и 12 БС. Накопленная добыча нефти по скважинам изменяется от 9 тонн (скв. 1023) до 250,4 тыс.т (скв. 1067), в среднем – 42 тыс.т/скв.

Из распределения скважин по накопленному отбору следует:

• -    высокие отборы – более 100 тыс.т имеют 15 скважин (16% фонда). Они расположены в ЧНЗ (12

скважин) и в ВНЗ – близко к внутреннему контуру нефтеносности (3 скважины) и вскрыли повышенные нефтенасыщенные толщины (от 8 до 14 м);

• -    средние отборы – 35-100 тыс.т достигнуты в 13 ННС и 4 БС (19% фонда);

• -    невысокие отборы – 5-35 тыс.т имеют 22 ННС и 6 БС (или 30% от фонда).

Наименьшие отборы (менее 5 тыс.т) получены по наибольшей части фонда – в 31 ННС и 2 БС (35% фонда). Указанные ННС расположены в при-контурной зоне, имеют высокую входную обводненность продукции и высокие темпы ее роста. После достижения предельной обводненности (в среднем по скважинам на дату остановки обводненность составила более 98%) 17 скважин переведены под нагнетание, 12 – в пьезометрический фонд. Таким образом, значительная часть фонда (37%) характеризуется низкими отборами нефти.

Скважины вводились в эксплуатацию со средними дебитами: по нефти 13 т/сут, по жидкости – 20 т/сут. Среднегодовые дебиты нефти за историю разработки характеризуются невысокими значениями в пределах 11-30 т/сут. Дебит жидкости за историю увеличился с 19 т/сут (1999 г.) до 107 т/сут (2013г.). В 2013 г. средний дебит нефти составил 10,5 т/сут, по сравнению с 2009 г. он снизился на 28%, что связано с ростом обводненности продукции. Прирост дебита жидкости за 2010 г. по сравнению с 2009г. составил 9%.

За декабрь 2010 г. максимальный дебит нефти (54,3 т/сут) отмечен в скв. 1069 (БС), а минимальный дебит – 0,8 т/сут получен в скв. 1124, расположенной в ВНЗ.

Скважины вводились в эксплуатацию с обводненностью от 1 до 99% при средней за историю – 34%. За период разработки среднегодо-ваяобводненность увеличилась с 2 до 90%. На второй год эксплуатации обводненность составила 25%. В дальнейшем темпы роста обводненности снизились. Это связано, в первую очередь, с выводом высокообводненных скважин в категорию пьезометрических. За 2013 г. обводненность составила 90%. Высокий уровень обводненности после 12 лет эксплуатации связан с:

• -    невысокой начальной нефтенасыщенностью разреза;

• -    контактностью запасов (в 15-ти скважинах отсутствует глинистый раздел между нефте- и водонасыщенными пропластками);

• -    высокой неоднородностью разреза по коллекторским свойствам;

• -    негерметичностью эксплуатационных колонн в отдельных скважинах.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности за декабрь 2013 г. видно, что:

• -    почти половина (19 скважин и 1 БС или 44%) фонда работала с невысокими дебитами нефти

  – менее 5 т/сут, из них с повышенной обводненностью 90-98% работали 13 скважин (или 28% фонда), а с обводненностью более 98% работали 4 скважины и 1 БС (или 11% фонда);

• -    со средними дебитами нефти – 5-30 т/сут работали 13 скважин и 9 БС (48% фонда), из них с повышенной обводненностью более 90% работали 7 скважин и 4 БС или 24% фонда;

• -    с высокими дебитами нефти – 30-70 т/сут работали 2 скважины и 2 БС (или 8% фонда), из них продукция 1 скважины и 1 БС (4% фонда) имела обводненность до 60%.

Распределение дебитов нефти и жидкости и обводненности продукции за 2010 г. по участкам и зонам следующее. Скважины с максимальными средними дебитами нефти и жидкости (соответственно, 31 и 65 т/сут) и низкой обводненностью (53%) расположены в ЧНЗ. Малодебитные (средний дебит нефти – 3,5 т/сут) и высокообводнённые (94%) скважины расположены в ВНЗ-2 с контактными запасами.

Выводы:

• 1.    Месторождение введено в разработку в 1999 году. Объектом разработки является пласт АС₁₀², пласт АС₉ в добычу не введён. С 2007 года месторождение     разрабатывается     согласно

• 2.    С 2006 г. месторождение находится в 3^й стадии разработки – снижения добычи нефти.

• 3.    Фонд скважин полностью разбурен за 4 года 1999-2002 гг. зарезки боковых стволов на 01.01.2014 г. выполнены на 71%, осталось выполнить 5 зарезок БС.

• 4.    Эксплуатационный нагнетательный фонд – 24 скважины, из них 22 – действующие.

• 5.    Система ППД на месторождении организована в сентябре 2000 г.

• 6.    Максимальный уровень добычи нефти по пласту АС₁₀² – 503 тыс.т (при высоких темпах отбора: от НИЗ – 9,1%, от ТИЗ – 12,2%) достигнут в 2004 г. Темп отбора жидкости от НИЗ нефти в этот год был также высок – 17%.

«Дополнения к технологической схеме разработки».