- рассматривать пласты БС₉¹ и БС₉⁰ в качестве самостоятельных объектов промышленной эксплуатации, БС₉² - как объект опытно-промышленной эксплуатации.

Состояние разработки объекта БС1

Пласт БС₁. Рассмотрено 3 варианта.

Вариант 1 - базовый при сложившихся условиях: 81 скважина, в т.ч. 64 добывающие.

В варианте 2 за прогнозный период разработки планируется:

- вернуть из неработающего фонда (из консервации и бездействия) 27 добывающие скважины;

- перевести с нижележащих объектов и ввести из освоения 45 добывающих скважин;

- перевести в ППД 39 скважин после отработки на нефть.

В варианте 3 дополнительно к варианту 2 за прогнозный период разработки планируется:

- пробурить боковых стволов с горизонтальным окончанием - 40, в т.ч. 15 стволов из скважин, введенных из неработающего фонда, и 25 стволов из скважин, намеченных к переводу с других пластов;

- провести комплекс мероприятий на переходящем и вводимом в эксплуатацию фонде скважин в соответствии с рекомендациями, обоснованными в раздел.

Пласт БС₁

92 мероприятия по повышению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на пласте БС₁ позволили получить 203,7 тыс. тонн дополнительной нефти (6,4% от всей дополнительной добычи нефти по месторождению за анализируемый период) при средней технологической эффективности 2214 тонн нефти/1 скважино-операцию.

Гидродинамические методы

В результате форсированного отбора жидкости на скважине 5220 в 2010 году было добыто 1692,6 т дополнительной нефти.

Возврат и приобщение

Более половины всей накопленной добычи нефти пласта БС₁ за анализируемый период было получено за счет возвратов скважин на пласт и приобщений. 66 этих мероприятий позволили дополнительно получить 169,8 тыс. тонн нефти, что составляет 2573,3 тонн нефти/1 скважино-операцию. Наибольшее количество этих работ выполнено в 2010 году (88% от общего количества возвратов и приобщений).

Гидроразрыв пласта

В 2010 гг. было проведено 5 ГРП. Дополнительная добыча нефти составляет 8,5 тыс. тонн, средняя технологическая эффективность 2752,7 тонн нефти/1 скважино-операцию.

Рис. 3.3.3.1. Распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта БС₁ за период 2010-2011 гг.

ОПЗ химреагентами

За анализируемый период было проведено 22 ОПЗ химреагентами, в том числе глинокислотные обработки - 12 скважино-операций, солянокислотные обработки - 4 скважино-операции и 6 мероприятий по ликвидации гидратных

пробок, АСПО, солеотложений. В результате было получено 24,2 тыс. тонн дополнительной нефти, что составляет 1100 т нефти/1 скважино-операцию. Наибольший эффект был получен от мероприятий по ликвидации гидратных пробок, АСПО, солеотложений - 14,7 тыс. тонн дополнительной нефти, или 2457 тонн нефти на 1 скважино-операцию. Дополнительная добыча нефти от ГКО составила 6,9 тыс. тонн, или 575,9 тонн нефти на 1 скважину-операцию. В результате СКО дополнительная добыча нефти составила 2,6 тыс. тонн, технологический эффект - 644,8 тонн нефти/1 скважино-операцию.

На рисунок 3.3.3.2. представлены данные о количестве проведенных мероприятий и величине дополнительно добытой нефти за период 2010-2011 гг.

Рис. 3.3.3.2. Распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта БС₁ за период 2010-2011 гг.

Таблица 3.3.3. Результаты исследований скважин пласта БС₁

3.4 Контроль за разработкой месторождения

Контроль за разработкой продуктивных пластов на месторождении осуществляется гидродинамическими, геофизическими и промыслово-химическими методами.

Гидродинамические исследования включают комплекс работ по контролю энергетического состояния пласта, за изменением гидродинамических параметров в пластовых условиях и технологических параметров работы скважин.

Исследования энергетического состояния пласта осуществляются путем проведения замера пластового давления, статического и динамического уровней и составления карты изобар на конец каждого квартала.

Контроль за изменением продуктивности (приемистости) скважин проводится исследованием методом неустановившихся отборов (закачек) во всех категориях работающего фонда.

Режим работы добывающих и нагнетательных скважин контролируется снятием замеров дебитов (приемистости), буферных и затрубных давлений и отбором проб добываемой продукции на водосодержание, проводится химический анализ попутно добываемой и закачиваемой воды.

Отчёт о выполнении гидродинамических и промыслово-химических исследований по контролю за разработкой Суторминского месторождения в 2011 году представлен в таблице 3.3.1.

Методами промысловой геофизики в процессе разработки месторождения решались следующие задачи:

а) определение профиля притока в безводных скважинах;

б) выявление источника обводнения и профиля отдачи в обводненных скважинах;

в) определение профиля поглощения в нагнетательных скважинах;

г) исследования по контролю текущего положения ВНК, а также оценка нефтенасыщенности пласта;

д) определение технического состояния обсадных колонн, контроль положения забоя и интервала перфорации при проведении капитального ремонта скважин.

В 2011 году по основным объектам разработки Суторминского месторождения были произведены промыслово-геофизические исследования 275 скважинам, отчёт о выполненных исследованиях по пластам представлен в таблице 3.3.2.

Как видно из вышеуказанных таблиц 3.3.1. и 3.3.2. комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических работ на Суторминском месторождении в 2011 году выполнялся не в полном объеме по ряду технических и технологических причин, что негативно сказалось на качестве карт распределения пластового давления.

Основные причины невыполнения и неудачных гидродинамических исследований следующие:

1) Нехватка техники для исследования скважин.

2) Неисправность запорной арматуры и задвижек на скважинах.

3) Неподготовленность площадок при выезде операторов ЦНИПР на скважину.

Нагнетательный фонд скважин в 2011 году полностью охвачен замерами.

В достаточном количестве проводились физико-химические анализы на определение попутно добываемой воды, что позволило более точно определить состав и тип добываемой воды.

Основные причины невыполнения и некачественного выполнения промыслово-геофизических работ:

Негерметичность запорной арматуры.

Загрязнение интервалов перфорации.

Непроход приборов в НКТ.

Отсутствие компрессоров СД-9-1, ППУ.

Недостаточное количество геофизических партий.

Профиль приемистости не строится, если приемистость менее 100м³.

Засорения зумпфа скважины.

Нарушение режимов измерений.

Отказ геофизической аппаратуры.

Для решения задач контроля разработки необходимо внедрять и другие виды исследований, позволяющие полнее познать процессы выработки продуктивных пластов, например: индикаторные исследования по трассированию фильтрационных потоков, определение коэффициента светопоглощения нефти, гидропрослушивание пластов, определение оптимальных давлений нагнетания воды в пласт и другие.

Для Суторминского месторождения характерен рост числа скважин, работающих совместно на несколько пластов. До 2002 г., число таких скважин не превышало 10% от действующего фонда добывающих скважин. В скважине 7043 перфорированы в 2003 г. и работают до настоящего времени пласты БС_0-0, БС_9-1, БС_10-1, БС_10-2, БС₁₁, в скв. 9023 в 2004 г. - БС_9-0, БС₈, БС_9-1, БС_10-1, БС₁.

Число совместных скважин на 01.01.2011 г. составило 213 или 19,4% от числа перебывавших в эксплуатации в течение 2011 г. добывающих скважин. В течение 2011 года приобщение было выполнено в 14 скважинах:

Число скважин, находившихся в 2011 году в совместной эксплуатации сократилось, на 4 единицы за счет перевода скважин на пласт БС_1:

Фактическая накопленная добыча нефти на 01.01.2011 г. в целом по месторождению составила 125,8 млн. т, добыча жидкости - 290,8 млн. т, всего в пласты месторождения закачано 338 млн. м³ воды. Более 70% отобранной на Суторминском месторождении нефти обеспечили разработка объектов БС₇, БС₁₀², БС₉¹. Текущий коэффициент нефтеотдачи по отношению к утвержденным в 2010-2011 гг. балансовым запасам категории БС₁ составляет 0.223, по отношению к запасам, числящимся на балансе ГПП Росгеолфонда - 0,217. От извлекаемых запасов (утвержденных в 1990-1995 гг. и числящихся на балансе ГПП Росгеолфонда на 01.01.2005 г., соответственно) отобрано 62% и 74,8%.

На 01.01.2011 г. на 1 действующую нагнетательную скважину приходилось 3 добывающие скважины.

В 2011 г. большая часть добывающих скважин работала с водой, причем 85% скважин имеют обводненность, превышающую 50%, а по 19% скважин содержание воды в продукции достигло значения 95% и более.

3.5 Анализ разработки пластов Суторминского месторождения

В 2011 году на месторождении было добыто 4383,5 тыс. тонн нефти, что на 6987 тыс. тонн меньше максимального уровня. Текущий темп отбора составил 2,6% от начальных и 6,1% от текущих извлекаемых запасов.

Среднегодовая обводненность составила 72,0% и увеличилась за год с 68,6 до 70,94%. Среднесуточная добыча за год снизилась с 12695 до 12010 т/сут.

Рассмотрим состояние разработки месторождения и пластов.

Пласт БС7

Утвержденные балансовые запасы по состоянию на 21.07.2010 г.

по категории В+СI - 131778040 тонн,

извлекаемые запасы В+С1 - 46122040 тонн.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,35.

По состоянию на 01.01.2011 г. с начала разработки извлечено 30284210 т, то есть текущий коэффициент составил 0,23. Извлекли 65,7% от начальных извлекаемых запасов. По состоянию на 01.01.11 г. компенсация с начала разработки составляет 100,8%.

Обводненность по пласту на конец года составляет 80,3%, а выработка извлекаемых запасов - 64,1%. Причем выработка и обводненность по блокам различна. Поэтому проблема регулирования выработки пласта закачиваемой водой весьма актуальна.

Считаем необходимым остановить закачку в летний период по наиболее обводненному блоку с отслеживанием уровней Н_д, Н_ст, замеров дебитов.% воды и пойти на заведомое снижение отборов жидкости.

Второй проблемой пласта БС7 является наличие перетоков в пласт БС8 и отсутствие технологий РИР по их ликвидации.

Третья проблема - отсутствие технологий ОПЗ добывающих скважин с обводненностью 60-80%, что приводит к росту обводненности после проведения ОПЗ пласта.

Четвертая проблема - наличие рыхлосвязанной воды в подошве пласта, что приводит к интенсивному обводнению при осуществлении закачки. Поэтому необходимо разработать «жесткие» ВУС для увеличения охвата заводнением.

Пласт БС8-1БС9

Утвержденные балансовые запасы по состоянию на 21.07.10 г. по категории В+С1 - 106066090 т, извлекаемые запасы - 33662090 т. Конечный эффект нефтеотдачи по объекту БС8+1БС9 - 0,32.

По состоянию на 01.01.11 г. с начала разработки по данному объекту добыто 22252920 т, то есть текущий коэффициент составил 0,21, выработка извлекаемых запасов составила 63,7% при обводненности на конец года 67,9%, что несколько лучше проектных показателей. Компенсация с начала разработки составляет 112,6%

Основная проблема пласта БС8 - это наличие перетоков в 0БС9 как в нефтяном, так и в нагнетательном фонде. Наличие четырёхметровой перемычки между 0БС9 и 1БС9 не дает возможности с высокой эффективностью проводить РИР.

Пласт 1БС10

Утвержденные балансовые запасы по состоянию на 21.07.10 г. по категории В+С1 - 101430830 тонн, извлекаемые запасы - 26989830 тонн, конечный эффект нефтеотдачи - 0,27.

По состоянию на 01.01.11 г. с начала разработки извлечено из пласта 11186990 тонн, текущий коэффициент составил 0,11. Выработка извлекаемых запасов составила 41,5% при обводненности на конец года 54,7%. Средний дебит нефти на 1 скважину - 7,4 т/сут. жидкости - 16,0 т/сут. Компенсация с начала разработки составляет 134,1%, что должно было бы привести к росту пластового давления Р_{пл. первонач.}=259 ат, однако текущее средневзвешенное давление по залежи составило 253,5 ат. По всей вероятности, необходимо увеличить пересчетный коэффициент.

Проблема пласта 1БС10 - это быстрое обводнение пресной водой южной части пласта, а также снижение продуктивности скважин после ГРП. Вторая проблема - это низкая эффективность от ОПЗ пласта.

Пластовое давление пласта представлено на Рис. 3.5.1.

Пласт 2БС10

Утвержденные балансовые запасы по состоянию на 21.07.10 г. по категории В+С1 - 148361370 тонн, извлекаемые запасы - 37090370 тонн, конечный эффект нефтеотдачи - 0,25.

По состоянию на 01.01.11 г. с начала разработки по данному объекту добыто 24463080 т, текущий коэффициент - 0,21. Извлекли 66,0% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность по пласту на конец года - 82,4%. Средний дебит нефти на 1 скважину - 4,3 т/сут (минимальный среди всех объектов разработки), жидкости - 23,8 т/сут. Компенсация с начала разработки составляет 101,4%. Текущее средневзвешенное пластовое давление по залежи составляет 264,0 ат, при первоначальном Р_пл.=264,0 ат.

Характерной проблемой пласта 2БС10 является очень быстрый прорыв воды при осуществлении процесса поддержания пластового давления. Влияние ППД происходит через 1 месяц, максимум - 2 месяца. Нефтяные скважины обводняются через год, максимум - 2 года. Считаем, что в нефтяных коллекторах с понижением нефтесодержания в подошве пласта, а иногда и вообще наличием пластовой воды, поддержание пластового давления пресной водой явно нецелесообразно. Можно было решиться на это только при условии пятирядной системы заводнения.

Проблема также в малоэффективности ВУС из-за его малого срока эффекта (1-2 месяца).

Еще одной проблемой является ОПЗ пласта в обводненных скважинах.

Пластовое давление пласта представлено на Рис. 3.5.2.

Пласт БС11

Утвержденные балансовые запасы по состоянию на 21.07.10 г. - 61043,64 тонн, начальные извлекаемые запасы - 16916640 тонн, конечный эффект нефтеотдачи - 0,28.

По состоянию на 01.01.11 г. с начала разработки извлечено 10377420 тонн, то есть текущий коэффициент составил 0,17, выработка извлекаемых запасов составила 61,3%. Средний дебит нефти 8,3 т/сут, процент воды по пласту - 56,9%, что ниже проектных показателей. Накопленная компенсация - 119,7%.Первоначальное пластовое давление - 268 ат, текущее - 263,1 ат. Считаем, что разработка пласта БС11 осуществляется в пределах проектных показателей.

Основная проблема пласта БС11 - участок №7 (средняя часть - высокопродуктивная часть). Это выравнивание профиля приемистости высокопродуктивных нагнетательных скважин с приемистостью 500 м³ и выше.

Необходимы ВУС с длительностью эффекта 5-7 месяцев, так называемые «жесткие» гели. Южная часть пласта БС11 резко отличается от северной части по продуктивности пласта при в общем-то выдержанных толщинах пласта. Хорошо интенсифицируется пласт только при гидроразрывах пласта, что на сегодня и осуществляется. Необходимо тщательно исследовать керн и подобрать технологии ОПЗ.

Заключение по Суторминскому месторождению:

1. Добыто 17,5% балансовых и 59,8% извлекаемых запасов нефти.

2. Эксплуатационный фонд скважин выше проектного, а действующий фонд скважин ниже проектного из-за вывода скважин в бездействие по причине аварийности и обводнения.

3. Абсолютная, среднесуточная и на 1 скважину добыча жидкости и нефти ниже проектных показателей по причине уменьшения извлекаемых запасов и несоответствия проектных коллекторских характеристик отдельных пластов и их участков фактическим.

4. Обводнение пластов (за исключением 1БС10) ниже проектных показателей.

5. Компенсация отборов закачкой находится в пределах проекта (100,8-119,7%), за исключением пласта 1БС10 (134,1%).

6. Средневзвешенное пластовое давление по пластам близко к первоначальному (98,2-102,0%).

7. Выработка запасов по залежам нефти происходит неравномерно. Наибольшая выработка извлекаемых запасов достигнута по пластам 2БС10, БС7, 1БС9 (66,0%, 35,7%, 65,7%). По пластам БС8 и БС11 - 60% и 61,3% и наименьшая выработка извлекаемых запасов составила по 1БС10 - 41,5%.

8. Процесс выработки запасов (из соображений соответствия величин обводнения залежи и процента добычи извлекаемых запасов) проходит нормально по пластам БС11 и 1БС9 (величины, соответственно, 57,1%, 61,3%, 67,9% и 65,7%), а по остальным обводнение залежи превышает величину выработки извлекаемых запасов до 15%.

9. На современном этапе эксплуатации залежей актуальными проблемами являются разработка эффективных методов увеличения нефтеотдачи:

а) технология проведения ГРП

б) технология ремонтно-изоляционных работ при обводнении перетоков и подошвенной воды;

в) технология ОПЗ скважин, обводненность более 50%;

г) технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 700м³/сут., с обеспечением эффективности более 6 месяцев.

Изменение пластового давления показано в таблице 3.5.1

Таблица 3.5.1

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Стратиграфический разрез, литологическая характеристика, физико-механические свойства слагающих горных пород по всей площади Суторминского месторождения сходны. В связи с этим принимается единая конструкция скважин в целом для всего месторождения. Выбор конструкции скважин произведен с учетом геологической характеристики раздела, их назначения, способа эксплуатации.

Конструкция добывающих и нагнетательных скважин следующая:

· направление;

кондуктор спускается на глубину 500-850 м по вертикали для перекрытия зоны осыпей и обвалов и цементируется до устья;

для нагнетательных скважин кондуктор спускается на глубину 850 м с подъемом тампонажного раствора до устья;

эксплуатационная колонна спускается на глубину 2200-2990 м, уровень подъема цемента на 230 - 350 м выше башмака кондуктора.

диаметр кондуктора - 245 мм, эксплуатационной колонны - 146 мм.

Бурение скважин без направления допускается при условии выполнения подъема тампонажного раствора за кондуктором до устья. Если подъем не обеспечен, то производится исправительное цементирование. При бурении нагнетательных скважин предусматривается спуск эксплуатационной колонны стандарта АНИ с резьбой «Батресс» диаметром 139,7 мм или 168,3 мм.

В случае применения обсадных труб (ГОСТ 632-80 (Б)) с нормальной резьбой для добывающих скважин необходимо герметизировать резьбовые соединения.

В целях обеспечения сохранения естественного состояния призабойной зоны, исключения ее загрязнения и разрушения рекомендуется применять при первичном вскрытии продуктивных горизонтов естественные ингибированные буровые растворы, обработанные реагентами типа «Сайпан», «ДК-дрилл» с добавками катионноактивных ПАВ на основе аминовых соединений (ИВВ-1; ГИПХ-6Б; СНПХ 60-12 - флокулянты с высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами).