3.2 Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения

На Барсуковском месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. пробурено 572 скважины, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС81 – 26, БС102 – 34, БС11 – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС81 – 16, БС102 – 27, БС11 – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС81 – 10, БС102 – 7, БС11 – 60 скважин. В освоении находится 1 скважина на пласте БС11.

В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом, 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 - на пласт БС81, 18- на пласт БС102 и 138 - на БС11.

Фонд контрольных и пьезометрических скважин составляет 14 скважин.

Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины.

По состоянию на 1.01.2006 г. на Барсуковском месторождении эксплуатационный фонд нагнетательных скважин представлен 78 скважинами (БС81 – 3, БС102 – 10, БС11 – 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС81 – 1, БС102 – 6, БС11 – 23), в бездействующем фонде - 48 скважин (БС81 – 2, БС102 – 3, БС11 – 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС102 – 3, БС11 – 34) и 10 скважин пласта БС11 - в ликвидации.

В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины.

Водозаборный фонд отсутствует.

Структура фонда скважин по каждому из пластов и по всему месторождению приведена в таблице 3.2.

Месторождение является четырехпластовым. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеется 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21- добывающая и 2- нагнетательных.

За 2005 год в целом по месторождению средний дебит по нефти составил 22 т/сут, по жидкости – 67,4 т/сут при обводненности 67,3 %.

Утвержденные проектные и фактические показатели в целом по месторождению за период с 2001 по 2005 гг. приведены в таблице 3.3.

С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22630 тыс.т, а по пластам БС81, БС102 и БС11 - 772, 3584 и 18274 тыс.т, соответственно. Фактическая добыча по месторождению на 4924 тыс.т. меньше проектной, наибольшее отставание наблюдается по основному пласту БС11 – 5133 тыс.т.

Объемы закачки отличаются более заметно – вместо проектных 106,7 млн.м3 закачено всего 64,1 млн.м3, а в прокаченных объемах проект/факт– 0,79 / 0,44.

Добыча нефти по месторождению за 2004-2005гг. превышает проектные показатели. В 2005 г. она составила 924 тыс.т. (35% от максимального), темп отбора от НИЗ – 2,1 %, вместо 1,6 % проектных для этого года. Добыча жидкости и закачка воды составили 2824 тыс.т. и 2802 тыс.м3 – практически вдвое меньше соответствующих проектных показателей. Компенсация с начала разработки превышает проектную и составляет 114 %, поэтому текущая компенсация несколько ниже 100 %.

Действующий фонд нефтяных скважин значительно меньше проектного– более чем в три раза. Значительная часть скважин находится в консервации и бездействии, самый низкий процент действующего фонда на объекте БС11.

 Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов месторождения. Периферийные области и в особенности западная часть основного пласта БС11 преимущественно находятся в ВНЗ, с высокой средней водонасыщенностью, коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.

Также можно отнести к трудноизвлекаемым, запасы пласта БС81, особенностью которого является сочетание следующих отрицательных факторов: наличие активной подошвенной воды; ухудшение фильтрационных свойств коллектора по разрезу снизу-вверх; высокая переходная зона смешанного насыщения нефть+вода.

Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г

Характеристика фонда скважин

БС8

БС101

БС102

БС11

Всего
фонд добывающих скважин всего 43 0 53 371 446

в том числе:

нагнетательн в отработке на Нефть

3 0 6 23 32
действующие 16 0 27 93 120
 из них ЭЦН 16 0 27 75 102
 ШГН 0 0 0 18 18
 фонтанные 0 0 0 0 0
бездействующие 10 0 7 60 74
в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1
в консервации 10 0 18 138 164
пьезометрические и контрольные 2 0 0 12 14
ликвидированные и в ожидании ликвидации 5 0 1 67 73
фонд нагнетательных скважин всего 3 0 12 112 125

в том числе:

действующие

1 0 6 23 29
бездействующие 2 0 3 44 48
в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1
в консервации 0 0 3 34 37
пьезометрические и контрольные 0 0 0 0 0
ликвидированные и в ожидании ликвидации 0 0 0 10 10

Помимо геологических причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность скважин и их низкие дебиты приводили к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи.


Таблица 3.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Барсуковского месторождения

Показатели 2001 2002 2003
проект факт проект факт проект факт
добыча нефти, тыс.т 820,6 381,9 776,4 349 728,4 448,7
добыча нефти с начала разработки, тыс.т 24666 20049 25442 20398 26171 20847
добыча жидкости всего, тыс.т 5291 1511 5433 1484 5526 1677
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 67188 40484 72622 41968 78148 43645
средняя обводненность продукции действующих скважин, % 84,5 74,7 85,7 76,5 86,8 73,2

закачка воды, тыс.м3

5745 1728 5882 1463 5955 1627

закачка воды с начала разработки, тыс.м3

83025 55981 88907 57444 94862 59071
компенсация отбора с начала разработки, % 111 118 111 117 110 116
ввод новых добывающих скважин всего, шт 13 0 13 6 0 11
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 115 419 136 420 146
ввод нагнетательных скважин, шт 5 1 5 1 1 4
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 158 42 163 31 163 33
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 7,8 9,6 6 8,2 5,6 9,1
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут 50,3 38 41,9 35 42,3 34,2

средняя приемистость скважин по воде, м3/сут

168 146 167 120 168 154
текущий КИН 0,232 0,178 0,239 0,182 0,246 0,186
отбор от НИЗ, % 59,6 45,9 61,5 46,7 63,2 47,7
темп отбора от НИЗ, % 2 0,9 1,9 0,8 1,8 1
добыча нефти, тыс.т 705,8 859,7 678,2 923,5
добыча нефти с начала разработки, тыс.т 26877 21707 27555 22630
добыча жидкости всего, тыс.т 5546 2144 5571 2824
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 83694 45790 89264 48613
средняя обводненность продукции действующих скважин, % 87,3 59,9 87,8 67,3

закачка воды, тыс.м3

5938 2233 5929 2802

закачка воды с начала разработки, тыс.м3

100800 61304 106729 64106
компенсация отбора с начала разработки, % 110 115 109 114
ввод новых добывающих скважин всего, шт 0 4 0 1
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 129 418 120
ввод нагнетательных скважин, шт 0 2 0 2
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 163 30 163 29
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 5,4 18,5 4,6 22
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут 42,8 46,2 37,6 67,4

средняя приемистость скважин по воде, м3/сут

168 208 137 253
текущий КИН 0,253 0,193 0,259 0,201
отбор от НИЗ, % 64,9 49,6 66,6 51,8
темп отбора от НИЗ, % 1,7 2 1,6 2,1

В 2003 году в связи с вовлечением в разработку новых запасов северных залежей пластов БС102 и БС11наблюдалось увеличение добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449 тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т. Рост добычи нефти и жидкости продолжился и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих скважин увеличился более чем в 2 раза ( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22 т/сут в 2005г.).

Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%.

В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний дебит нефти вырос, в связи с сокращением числа действующих высокообводненных скважин и составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС11 с обводненностью более 90 - 95%.

Разработка северного купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная скважина. Бурение новых скважин в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м3.

Следует отметить, что в последние годы на месторождении проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2].


Информация о работе «Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении»
Раздел: Промышленность, производство
Количество знаков с пробелами: 56180
Количество таблиц: 11
Количество изображений: 8

Похожие работы

Скачать
181085
4
4

... значений добычи при заданных уровнях инвестирования для ДАО Пурнефтегаз. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:   1. Баранов В.Н. «Независимые производители и перспективы развития газовой отрасли России». 2. Сборник докладов и выступлений « Развитие российского рынка газа: ценообразование и перспективы биржевой торговли» 3. Язев В. «Природный газ». 4. Ермолов О.В., Миловидов К.Н., Чугунов Л.C., ...

Скачать
84004
2
12

... данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо ...

0 комментариев


Наверх