Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Гремихинское месторождение в промышленную разработку введено в июне 1981 года. Закачка теплоносителя в пласты ведется с 1983 года.
В первые два года месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1983-1988 г. г., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. За последние пять лет пробурены:
– шесть скважин и два боковых ствола в 2008 году;
– две скважины и один боковой ствол в 2009 году;
– два боковых ствола в 2012 году.
С начала освоения месторождения в добыче нефти учавствовали 885 скважин, закачка воды осуществлялась в 251 скважину. Месторождение практически полностью разбурено, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 98,5 %. Под закачкой находилось 89,6 % от пробуренных нагнетательных скважин.
В соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [6]на месторождении выделеночетыре объекта разработки: верейский, башкирский, визейский и турнейский.
По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по месторождению с начала разработки добыто 22,4 млн. т нефти, текущий КИН 0,249, отбор от НИЗ 69,9 % при достигнутой среднегодовой обводненности 94,5 %, накопленная добыча жидкости составила 138,1 млн. т, накопленная закачка составляет 72,3 млн. м3, в том числе закачка теплоносителя – 30,3 млн. м3 и пресной холодной воды – 9,6 млн. м3.
Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Основные технологические показатели разработки месторождения в целом
Месторождение находится в третьей стадии разработки. Максимальная годовая добыча нефти по месторождению составила 1033 тыс.т (1991 год), темп отбора от НИЗ – 3,2 %.
Динамика добычи нефти по месторождению в целом имеет следующий вид:
– период роста добычи (1981-1989 г.г.) связан с интенсивным разбуриванием месторождения;
– период 1989-1994 г.г. характеризуется так называемой "полочкой" стабильной максимальной добычи;
– с 1995 года по 2002 год наблюдается ежегодное снижение объемов добычи на 1-7 % (в среднем около 5 % в год), вызванное, главным образом, падением добычи по основному башкирскому объекту разработки;
– с 2003 года годовая добыча нефти стабилизируется на уровне около 700 тыс. т нефти, что определяется стабилизацией добычи нефти на башкирском объекте.
Динамика добычи жидкости согласуется с динамикой закачки (рис. 5.1), что может свидетельствовать о языковом характере вытеснения, прорывам закачиваемой воды к добывающим скважинам, а также о формировании значительного количества промытых зон в процессе разработки башкирского объекта. Начиная с 2004 года, наблюдается увеличение темпов роста объемов добываемой жидкости, что связано как со значительным увеличением охвата заводнением на основном башкирском объекте, так и с переводом значительного количества скважин на форсированный отбор. Годовой отбор жидкости по месторождению в целом в 2011 году достиг 12 млн. т.
Обводненность до 1994 года растет высокими темпами, что связано с интенсивным расширением системы ППД на основном башкирском объекте и интенсивным ростом текущей компенсацией отборов закачкой. Последующая стабилизация компенсации с 2005 года привела с снижению темпов роста обводненности.
Динамика среднегодового дебита по нефти имеет тенденцию к снижению. Наиболее высокие дебиты поддерживались в период интенсивного разбуривания месторождения и в первую очередь наиболее продуктивных зон. Последующее снижение дебитов нефти вызвано освоением периферийных и малопродуктивных участков, а также преждевременным обводнением добывающих скважин. В период 2003-2007 г. г. имеет место некоторый рост дебита, что связано с увеличения охвата воздействием на основном башкирском объекте, а также с интенсивным переводом скважин на верейский объект. Средний дебит по нефти по сравнению с начальным за весь период разработки снизился в 3,6 раза.
Освоение системы ППД на месторождении началось с 1983 года – на башкирском объекте начато формирование системы площадной закачки теплоносителя. В настоящее время с поддержанием пластового давления разрабатываются все объекты: на верейском объекте имеет место система очагового заводнения в неполных семиточечных элементах, на башкирском – площадное тепловое воздействие на северном участке залежи и площадное заводнение подтоварной водой на остальной площади залежи, на визейском– очаговое заводнение.
Всего с начала заводнения закачано 72,3 млн. м3 агентов (98 % общего объема закачки приходится на башкирский объект), в том числе 39,9 млн. м3 теплоносителя (практически весь объем закачанного теплоносителя относится к башкирскому объекту) и 32,4 млн. м3 подтоварной воды (96 % общего объема – башкирский объект). Последние пять лет текущая компенсация в целом по месторождению поддерживается на уровне 55 %.
За 2012 год по месторождению добыто 662,4 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 2,1 %), 12127 тыс. т жидкости, в пласты закачано 5909,5 тыс. м3 агентов (из них 372,6 тыс. м3 теплоносителя и 178,1 тыс. м3 пресной холодной воды), в том числе по объектам:
– верейский – добыто 117,1 тыс.т нефти (17,7 % от добычи нефти по месторождению в целом) и 358,3 тыс. т жидкости, закачано 488,2 тыс. м3 агентов (из них 29,4 тыс. м3 теплоносителя и 13,4 тыс. м3 пресной холодной воды);
– башкирский – добыто 476 тыс.т нефти (71,8 % от добычи по месторождению) и 11428,4 тыс. т жидкости, закачано 5369,6 тыс. м3 агентов (из них 343,2 тыс. м3 теплоносителя и 164,6 тыс. м3 пресной холодной воды);
– визейский – добыто 64,3 тыс.т нефти (9,7 % от добычи по месторождению) и 327,5 тыс. т жидкости, закачано 51,7 тыс. м3 подтоварной воды;
– турнейский – добыто 5 тыс.т нефти (0,8 % от добычи по месторождению) и 13 тыс. т жидкости.
Для сопоставления проектных и фактических показателей разработки были использованы показатели, утвержденные в дополнении к технологической схеме 2006 года[4] (2008 год), в авторском надзоре [5] (период 2009-2010 г.г.) и в дополнении к технологической схеме 2011 года [6] (2011-2012 г.г.), Сопоставление проектных и фактических показателей по месторождению представлено в таблице 5.1 и на рисунке 5.2.
Таблица 5.1 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом
Рисунок 5.2 – Сопоставление проектных и фактических показателей по месторождению в целом
В 2008 году:
– фонд действующих добывающих скважин ниже проектного на 7 % по причине невыполнения проектных решений по разбуриванию верейского объекта самостоятельной сеткой скважин;
– фонд действующих нагнетательных скважин выше проектного на 7 % по причине интенсивного перевода под закачку нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть;
– отставание от проектной добычи нефти на 9,6 % (на 75 тыс. т), добыча жидкости на проектном уровне;
– дебиты нефти и жидкости ниже проектных (на 16 % и 9 % соответственно), обводненность немного выше проектной (на 0,6 %);
– фактические объемы закачки и уровень компенсации значительно ниже проектных значений (на 17,5 % и 10 % соответственно).
Отставание добычи в 2008 году объясняется как невыполнением проектных решений по разбуриванию верейского объекта самостоятельной сеткой скважин, так иснижением уровня добычи на башкирском объекте по причине более резкого роста обводненности, чем было предусмотрено проектном, и снижения средних отборов жидкости из-за продолжающегося падения пластового давления в первой половине 2008 года, связанного с дефицитом закачки.
В 2009 году:
–фонды действующих добывающихи нагнетательных скважин на уровне проектных (выше на 2 % и ниже на 2 % соответственно);
– фактическая добыча нефти соответствует проектной (превышение на 9,6 тыс. т или на 1,4 %), добыча жидкости на уровне проектной (отклонение 3,1 %);
– дебиты нефти и жидкости немного ниже проектных (на 2 % и 4 % соответственно), обводненность соответствует проектной;
– закачка ниже проектной на 3,1 %.
В 2010 году:
– действующие добывающий и нагнетательный фонды скважин на уровне проектных показателей (выше на 3 % и 1 %, соответственно);
– фактическая добыча нефти соответствует проектной (превышение на 25,4 тыс. т или на 4 %), добыча жидкости в пределах допустимых отклонений от проектной (отклонение 10 %);
– дебит нефти соответствует проектному, дебит жидкости в пределах допустимых отклонений от проектного (отклонение 8 %), обводненность близка к проектной (отклонение 0,3 %);
–закачка выше проектной на 5 % при текущей компенсации отбора ниже проектной (на 4,2 %).
В 2011 году:
– действующий добывающий фонд скважин на проектном уровне, действующий нагнетательный фонд скважин больше на 9 скважин (на 4 %);
– фактический уровень добычи нефти в пределах допустимых отклонений от проектного (на 3,5 % меньше), фактический уровень жидкости соответствует проектному;
– фактический дебит нефти соответствует проектному, дебит жидкости в пределах допустимых отклонений от проектного (отклонение 4,4 %);
–закачка и текущая компенсация отбора закачкой на проектном уровне.
В 2012 году:
– действующий добывающий фонд скважин на проектном уровне, действующий нагнетательный фонд скважин больше на девять скважин (на 4 %);
– фактические уровни добычи нефти и жидкости соответствуют проектным;
– дебиты нефти и жидкости соответствуют проектным;
–закачка ниже проектной на 3,1 % при близком к проектному уровню текущей компенсации.
Таким образом, в целом за период 2009-2012 г.г. имеет место соответствие фактических уровней показателей разработки уровням проектных документов.
Подробнее сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам, а также причины отклонений будут рассмотрены в разделах, посвященных анализу текущего состояния объектов разработки.
Верейский объект разрабатывается,в основном, скважинами, переведенными с башкирского объекта, с поддержанием пластового давления путем организации очагового заводнения. Агентом закачки является попутно-добываемая вода и теплоноситель.Башкирскийосновной объект разработки практически полностью разбурен по треугольной сетке с расстоянием 173 м, на нем реализована система обращенных семиточечных элементов, поддержание пластового давления осуществляется путем закачки теплоносителя и подтоварной воды. На визейском объекте разработки северная, западная и центральная часть разбурены по треугольной сетке с расстоянием 300-350 м, частично не разбурена центральная часть и не разбурена южная часть залежи. На объекте сформирована система очагового заводнения, агентом закачки является попутно-добываемая вода. В 2012 году начата разработка турнейского объекта одной добывающей скважиной, переведенной с визейского объекта.
Анализ выработки запасов выполнен на балансовые запасы, числящиеся на государственном балансе в распределенном фонде. На указанную дату из залежей верейского объекта добыто 840,6 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,095 и 31,6 % отбора от НИЗ при среднегодовой обводненности 67,3 %. Из залежей башкирского объекта добыто 20383,7 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,27 и 75 % от НИЗ при уровне среднегодовой обводненности, равном 95,8 %. Из залежей визейского объекта добыто 1199,7 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,233 и 55,8 % от НИЗ при уровне среднегодовой обводненности, равном 80,4 %.Из залежей турнейского объекта добыто 5 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,012 и 5,7 % от НИЗ при уровне среднегодовой обводненности, равном 61,6 %.
Наилучшим образом выработаны запасы пластов башкирского объекта, наименьшей выработкой запасов характеризуется турнейский и верейский объекты разработки, эксплуатирующиеся скважинами, переведенными с других объектов. В ходе разработки существенно изменилось соотношение извлекаемых запасов по объектам разработки (рис. 5.3): увеличилась доля по пластам верейского горизонта и визейского яруса, уменьшилась – по пластам башкирского яруса.
Рисунок 5.3 – Структура начальных и текущих извлекаемых запасов по объектам разработки