Анализ разработки пластов Суторминского месторождения - Разработка 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 НД, НСт, 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 четырехметровой 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 РПл. 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 РПл.=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

Пласт

Начальное пластовое давление

Текущее пластовое давление, кг/см2

На 01.01.08

На 01.01.09

На 01.01.10

На 01.01.11

БС7

250

253,7

252

250,7

249,6

БС8

250

253,9

252,2

250,2

249,7

1БС9

258

258

257,5

257,7

253,9

1БС10

259

253,5

255

256,1

252,2

2БС10

264

264

263,5

264,5

260

БС11

268

263,1

262,3

263

255

Похожие статьи




Анализ разработки пластов Суторминского месторождения - Разработка месторождения

Предыдущая | Следующая