Анализ выполнения мероприятий по контролю над разработкой.
За отчетный период промыслово-геофизические исследования по контролю над разработкой Северо-Кожвинского месторождения выполнялись в 19 скважинах, из них 12 добывающих и 7 нагнетательных. Всего 62 исследования по контролю над разработкой.
Исследования по определению качества цементирования колонны выполнены в трех скважинах (скв. 7, 11/2, 12). Качество цементирования в интервале продуктивных отложений пластов D2dz в скв. 11/2 неудовлетворительное.
ГИС с целью отбивки положения забоя, места установки пакера, проведены в 7 скважинах, всего 15 исследований.
Перфорация выполнена в 8 скважинах (11 мероприятий).
В скв. 7 выполнен дострел пласта D3jar с изоляцией D2dz.
В нагнетательной скв. 12 выполнены РИР D2dz и дострел пласта D3jar (под отбор).
В нагнетательной скв. 203Н выполнен дострел пласта D3jar, без изоляции пласта D2dz (под закачку).
В скв. 207 перфорация проводилась дважды. При первом подходе при перфорации инт.: 1906–1909 м (D3jar) получен прорыв газа. После чего выполнен РИР интервала 1906–1909 м и дострел 1922–1930, 1945–1964 м пласта D3jar.
Потокометрические исследования проводились в 3 добывающих скважинах (скв. 7, 12 и 209) и 5 нагнетательных скважинах (скв. 203, 205, 211, 216 и 223).
В скв. 7 профиль притока регистрировался после дострела пласта D3jar и изоляции D2dz. Отобрав свабированием при запакерированном затрубье 6 м3 жидкости и снижении уровня до 320 м, скважина вышла на режим фонтанирования. Состав флюида: нефть. Q=30 9 м3/сут при Рдепр=2,4МПа, Кохв=22%.
По скв. 12 профиль притока регистрировался дважды в июне и ноябре 2015 г. Первый профиль притока регистрировался после дострела пласта D3jar и изоляции D2dz. Свабированием при запакерированном затрубье отобрано 13,4 м3 скважинной жидкости. Состав отбираемого флюида: мин. вода с пленкой нефти. Снизить уровень жидкости ниже глубины 520 м не удалось, т.к. скважина вышла на стабильный отбор. Спущенная в скважину компоновка не предусматривала проведение ОПП, поэтому профиль не зарегистрирован. В последующем, с июня по сентябрь, скв. 12 работала с ободненностью более 87%, что позволило сделать предположение о негерметичности изоляционных работ D2dz. Следующие исследования по ОПП методом термометрии при нагнетании проводились после повторной установки цементного моста в ноябре 2015 г. Нижняя граница приемистости по ВЧТ. 1940,1 м. Забой скважины герметичен. Изменение термоградиента в интервале 1940,1-1966,0 м может быть связано с незначительной заколонной циркуляцией, что однозначно оценить не удалось ввиду низкой приемистости скважины. Коэффициент охвата работающей толщины составил 100%. После проведенных РИР обводненность снизилась до 6%, что подтвердило предположение о негерметичности забоя после первого РИР.
В скв. 209 исследования по проведению профиля притока планировались дважды после дострела пласта D3jar, без изоляции D2dz. Первое и второе непрохождение шаблона Д=58 мм (ниже глубины 100 м) и прибора Сова-5 Д=38мм (ниже глубины 1263,7 м), 30.06.2015 г.), связанное (предположительно), с наличием в НКТ парафиновых пробок. После чего выполнено 2 цикла промывки теплой водой, в связи, с чем работы ПГП были приостановлены. Повторные исследования проводились 03.07.2015 г. Свабированием при запакерированном затрубье отобрано 40 м3 жидкости, уровень снижен до глубины 610 м. На режим стабильного отбора скважина не вышла. Профиль притока построен по СТИ. Наиболее интенсивный приток по данным СТИ наблюдается из интервала 1920,0–1924,0 м (D3jar). Состав притока по ПГИ: интервалы 2070,0–2073,0 м, 2083,5–2085,0 м, 2086,6–2089,0 м – вода; наличие нефтяной составляющей в составе притока наблюдается с глубины 2060,5 м. Кохв=43%. По ПГИ обводненность 80%, режим работы после ПГИ 14%.
Запись профиля приемистости в скв. 223 выполнена при частично перекрытых интервалах. Нижняя граница приемистости по ВЧТ. ниже текущего забоя. Замеры РГД ниже глубины 1998 м не зарегистрированы из-за забития датчиков прибора. Работающие мощности выделены ориентировочно по комплексу замеров ВЧТ. и СТИ. Q=88 м3/сут при Рдепр=3,2 МПа, Кохв=26%.
Выполненные исследования (08.08.2015 г.) профиля приемистости в скв. 203 при сравнении с исследованиями 2013 г. не претерпели изменений, весь объем нагнетаемой жидкости принимает III пачка пласта D2dz, при том, что 03.08.2015 г. был выполнен дострел пласта D3jar. Q=150 м3/сут при Ррепр=13,9 МПа, Кохв=20%.
По скв. 205 (D2dz) профиль приемистости регистрировался при репрессии 15,6 МПа, Q=344 м3/сут. Кохвата составил 32%, работающие толщины выделены на качественном уровне. Объем закачки распределен между II и III пачками, перфорированная
пачка V не принимает. Предыдущий профиль приемистости от 2014 г. так же был оценен на качественном уровне, в связи с чем оценить изменения не представляется возможным.
Результаты ОПП в скв. 211 (D3dzr+dm) получены на качественном уровне, как и годом ранее, принимающие интервалы выделены по СТИ (ВЧТ), т.к. скважина сильно загрязнена. Техническое состояние зумпфа по исследованиям не оценивалось, т.к. кривые ВЧТ искажены влиянием осадка. Коэффициент охвата работающей толщи составил 45%, при репрессии 6 МПа. По сравнению с исследованием годом ранее принимающие толщины не изменились.
По исследованию ОПП в скв. 216 работающий интервал 1912–1928 м (D3dm), выделен ориентировочно по ВЧТ, т.к. скважина сильно загрязнена АСПО (в ППД с января .2014 г.). Q=110 м3/сут при репрессии 2,2 МПа, Кохв=31%.
Информативных гидродинамических исследований (КВД, КВУ) по залежам D3jar+dzr в текущем году не было. Пластовое давление селективно оценивалось в четырех скважинах (скв. 7, 12, 217 и 226), что недостаточно для построения актуальных карт изобар по залежам.
В 2015 г. по залежи D2dz выполнено 8 гидродинамических исследования в 5 скважинах (три добывающих и две нагнетательных), что составляет всего 25% от действующего фонда.
В скв. 209 исследования проведены методом КВД. По результатам исследований проницаемость составила 8,2×10-3 мкм2; гидропроводность – 2,99×10-14 м3/(мПа×с), скин-эффект – -4,35.
Нагнетательные скв. 46 и 205 исследовались методом КПД. Призабойная зона по данным исследованиям «чистая» (скин-фактор отрицательный). Рпл по скв. 46 – 19,4 МПа, по скв. 205 – 16,6 атм (выросло на 0,1 МПа с 2014 г).
За год выполнено 362 замера забойного давления. Значения получены со СКАДов (оборудовано 17 скважин) и пересчетным способом по динамическому уровню. Охват забойными давлениями достаточен.
В целом добывающий и нагнетательный фонд недостаточно освещен замерами Рпл и гидродинамическими исследованиями по обоим объектам разработки.
На 01.01.2016 г. средневзвешенное текущее пластовое давление, рассчитанное по карте изобар D2dz, составило 16,0 МПа, при начальном – 20,5 МПа. Пластовое давление относительно начального снизилось на 4,2 МПа, что связано с недостаточной компенсацией накопленных отборов закачкой (72,8%). За год пластовое давление не снизилось.
Распределение и причины невыполнения ПГИ по типам решаемых задач представлены в таблице 1.2:
Таблица 1.2- Распределение и причины невыполнения ПГИ по типам решаемых задач
| Вид исследования | Количество исследований | Количество скважин | Не выполнено | Причина невыполнения |
| Определение профиля и интервалов притока | скв. 209 – непрохождение прибора скв. 12 – технологическая | |||
| Определение профиля Приемистости | скв. 46 – непрохождение прибора скв. 203 – загрязнена | |||
| Определение состояния цементного камня | - | |||
| Перфорация | скв. 207 – непрохождение прибора | |||
| Установка взрыв-пакера и цементного моста желонкой | - | |||
| ГДИ | скв. 11/2 – Рпл завышено скв. 12 – негерметичность забоя скв. 209 – непрохождение прибора скв. 221 – отсутствие притока | |||
| ИТОГО: |
Основная причина невыполнения ГДИ связана с плохой подготовкой скважин к исследованиям (малый зумпф, АСПО).
Рекомендуется усилить контроль за подготовкой скважин к ПГИ. В качестве профилактических мероприятий, повышающих результативность исследований, можно рекомендовать шаблонирование, промывки и т.п. В скважинах дренирующих совместно несколько пластов необходимо проводить селективные исследования (КВД, КВУ, КПД). Также следует увеличить объемы замеров Рпл. и ГДИ.
Таблица 1.3- Результаты гидродинамических исследований скважин Северо-Кожвинского месторождения
| № скв | Пласт | Дата | Нстат | Рзатр (Pуст) | Рпл ВИП | Рпл СИП | Рпл ВНК | Рзаб ВИП | Рзаб ВНК | Q жид. | Депр (репр) | Коэф. продукт. | Коэф. гидропр. | Коэф. пьезопр. | Коэф. прониц. | Скин-эффект | Вид исслед-я | Примечание | |
| м | ат | ат | ат | ат | ат | ат | м3/сут | ат | м³/ (сут∙МПа) | м3/мПа с *10-14 | м²/сек*10-4 | м2*10-15 | |||||||
| Добывыющие скважины пласта D2dz и D2dz+D3jar | |||||||||||||||||||
| 11/2 | D2dz | 05.05.15 | Рпл | давление завышено | |||||||||||||||
| 11/2 | D2dz | 06.05.15 | Рпл | рабочее затрубное | |||||||||||||||
| D2dz | 10.05.15 | Рпл | до дострела | ||||||||||||||||
| D2dz+D3jar | 30.06.-3.07.15 | КВД | непрохождение | ||||||||||||||||
| D2dz+D3jar | 03.07.15 | 42,9 | 2,99 | 8,16 | -4,35 | КВД | КНГФ зад №28 | ||||||||||||
| D2dz | 30.04-2.05.15 | КВД | отсутствие притока при УЭГИС, замена на сваб | ||||||||||||||||
| Нагнетательные скважины пласта D2dz | |||||||||||||||||||
| D2dz | 30.08-1.09.15 | 105,7 | 30,95 | 17,43 | 2,04 | -3,48 | КПД | КНГФ зад №39 | |||||||||||
| D2dz | 14-16.10.15 | 22,04 | 24,11 | 10,2 | -1,35 | КПД | КНГФ зад.№39 | ||||||||||||
| Добывыющие скважины пласта D3jar | |||||||||||||||||||
| D3jar | 15.04.15 | 24.49 | 12,86 | ИД | КНГФ зад №2/8 | ||||||||||||||
| D2dz+D3jar | 13.06.05 | 60,9 | 13,37 | 42,84 | 0,14 | КВД | негермет. забой | ||||||||||||
| D3dzr | 12.12.15 | Рпл | перед глушением | ||||||||||||||||
| D3dzr | 12.12.15 | Рпл | |||||||||||||||||
| D3dzr+jar | 10.12.15 | Рпл | скад |
В таблице 1.4 указаны результаты гидродинамических исследований скважин на месторождении Северная Кожва
Таблица 1.4 - Результаты гидродинамических исследований скважин Северо-Кожвинского месторождения
| № скв | Пласт | Дата | Нстат | Рзатр (Pуст) | Рпл ВИП | Рпл СИП | Рпл ВНК | Рзаб ВИП | Рзаб ВНК | Q жид. | Депр (репр) | Коэф. продукт. | Коэф. гидропр. | Коэф. пьезопр. | Коэф. прониц. | Скин-эффект | Вид исслед-я | Примечание | |
| м | ат | ат | ат | ат | ат | ат | м3/сут | ат | м³/ (сут∙МПа) | м3/мПа с *10-15 | м²/сек*10-5 | м2*10-16 | |||||||
| Добывыющие скважины пласта D2dz и D2dz+D3jar | |||||||||||||||||||
| 11/2 | D2dz | 05.05.15 | 44,87273 | Рпл | давление завышено | ||||||||||||||
| 11/2 | D2dz | 06.05.15 | 43,48182 | Рпл | рабочее затрубное | ||||||||||||||
| D2dz | 10.05.15 | 42,09091 | Рпл | до дострела | |||||||||||||||
| D2dz+D3jar | 30.06.-3.07.16 | 40,7 | КВД | непрохождение | |||||||||||||||
| D2dz+D3jar | 04.07.15 | 39,30909 | 174,9538462 | 21,6156 | 8,16 | 0,7604 | КВД | КНГФ зад №29 | |||||||||||
| D2dz | 30.04-2.05.16 | 37,91818 | 202,1115385 | 23,2024 | 1,4316 | КВД | отсутствие притока при УЭГИС, замена на сваб | ||||||||||||
| Нагнетательные скважины пласта D2dz | |||||||||||||||||||
| D2dz | 30.08-1.09.16 | 35,13636 | 138,9236 | 125,609 | 256,4269231 | 13,13 | 26,376 | 2,04 | 2,774 | КПД | КНГФ зад №40 | ||||||||
| D2dz | 14-16.10.16 | 33,74545 | 135,9574 | 120,811 | 146,9933 | 283,5846154 | 4,22 | 27,9628 | 10,2 | 3,4452 | КПД | КНГФ зад.№40 | |||||||
| Добывыющие скважины пласта D3jar | |||||||||||||||||||
| D3jar | 15.04.15 | 30,96364 | 24.50 | 12,87 | 31,1364 | 4,7876 | ИД | КНГФ зад №2/9 | |||||||||||
| D2dz+D3jar | 13.06.05 | 29,57273 | 60,9 | 32,7232 | 42,84 | 5,4588 | КВД | негермет. забой | |||||||||||
| D3dzr | 12.12.15 | 28,18182 | Рпл | перед глушением | |||||||||||||||
| 233,5 | D3dzr | 12.12.15 | 26,79091 | Рпл | |||||||||||||||
| D3dzr+jar | 10.12.15 | Рпл | скад |
2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ
Месторождение открыто в 1977 г., в эксплуатацию введено в 1998 г.
На разработку месторождения утверждено шесть проектных документов в 2000, 2001, 2003, 2006 , 2009 и 2011 гг.:
– «Проект пробной эксплуатации Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР МТЭ РФ №2573 от 19.04.2000 г.);
– «Авторский надзор за проведением пробной эксплуатации Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР МЭ РФ №2757 от 25.10.2001 г.);
– «Технологическая схема разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №286 от 25.12.2003 г.);
– «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №489 от 13.09.2006 г.);
– «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №639 от 29.09.2009 г.);
– «Дополнение к технологической схеме разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения» (протокол СЗ ТО ЦКР Роснедр по УВС №712 от 28.06.2011 г.) принято со следующими основными положениями:
– максимальные проектные уровни (представлены в таблице 2.1) :
Таблица 2.1- Максимальные проектные уровни
| Добыча нефти, тыс. т | 217,6 | (2015 г.) |
| Добыча жидкости, тыс. т | 352,8 | (2015 г.) |
| Закачка воды, тыс. м3 | 513,8 | (2015 г.) |
| Добыча растворенного газа, млн нм3 | 19,9 | (2015 г.) |
| Использование растворенного газа | 95 % | (с 2012 г.) |
– в продуктивном разрезе месторождения выделить три эксплуатационных объекта (снизу вверх):
залежь нефти в дзельских отложениях (D2dz);
залежи нефти в яранских и джъерских отложениях (D3jаr+dzr);
залежь нефти в тимано-саргаевских отложениях (D3tm+sr);
– система размещения скважин – треугольная, равномерная с расстоянием между скважинами от 400 до 600 м;
– система воздействия – комбинированное заводнение в сочетании с избирательным;
– фонд добывающих скважин –27;
– фонд нагнетательных скважин –8;
– фонд скважин для бурения с ГРП, всего – 14, в т.ч.: добывающих – 12, нагнетательных – 2;
– выполнение комплекса ГТМ и МУН;
– достижение КИН по категории запасов. В+С1 – 0,378, в т.ч. по объектам:
Таблица 2.2- Объекты достижения КИН по категории запасов
| Объект | КИН | Квыт | Кохв |
| D2dz | 0,412 | 0,589 | 0,700 |
| D3jаr+dzr | 0,353 | 0,576 | 0,613 |
| D3tm+sr | 0,258 | 0,576 | 0,448 |
На нижний объект (D2dz) бурение 5 скважин, из них 4 добывающих и 1 нагнетательная. Общий фонд 24 скважины, из них 17 добывающих, 7 нагнетательных. ПСС 14 га.
На средний объект (D3jar+dzr) бурение 9 скважин, из них 8 добывающих и 1 нагнетательная. Общий фонд 31 скважина, из них 24 добывающих и 7 нагнетательных. ПСС 23 га.
На верхний объект (D3tm+sr)перевод 5 скважин с нижних пластов. Общий фонд 6 скважин, из них 4 добывающих и 1 нагнетательная. ПСС 20 га.
– способ эксплуатации – механизированный (ЭЦН и ШГН).