Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Рисунок 15. Распределение действующего фонда добывающих скважин. Объект Ач31

Рисунок 16. Распределение добывающих скважин. Равенское месторождение. Объект Ач31

С начала разработки объекта Ач31 в добыче участвовало 28 скважин. У 20 скважин, накопленный отбор нефти не превышает 20 тыс. т, что составляет большую часть фонда (71,4%), (рисунок 4,9). 7,1% скважин (2 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 21,4% скважин (6 ед.) с отборами нефти более 50 тыс. т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 25,8 тыс. т.

Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 33.9 тыс.т. Накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т у большей части скважин (53,6% или 15 ед.), отбор от 20 до 100 тыс. т имеют 35,7% (10 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 10,7% (3 ед.). Максимальный отбор достигнут по скважине №109Г (119.7 тыс. т).

Все 5 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 4,12). Всего с начала разработки под закачкой находилось 5 скважин. В трех скважинах (рисунок 4,12) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м³ (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м³ - 1 скважина и с накопленной закачкой более 200 тыс. м³ - 20% (1 ед.).

Рисунок 17. Карта накопленных отборов жидкости. Равенское месторождение. Объект Ач31

При средней приемистости нагнетательных скважин 125,7 м³/сут. С приемистостью до 50 м³/сут воду закачивают 3 скважины (60%). С приемистостью более 50 м³/сут работают 2 скважины.

Рисунок 18. Распределение нагнетательных скважин. Объект Ач31

Интенсивность системы воздействия в сравнении с проектной

Закачка на объекте организована в 2003 г. В период 2003-2006 г. под закачкой находилась одна скважина. В 2007 г. под закачку были освоены еще 4 скважины. На 01.01.2014 г. в действующем фонде нагнетательных скважин находится 8 скважин.

Объем закачанной воды в пласт в 2013 г. составил 96,98 тыс. м³, текущая компенсация отбора жидкости - 172,71% (по проекту 48,8%). Всего закачано 2040,5 тыс. м³ воды, накопленная компенсация достигла 62,82%, что ниже проектного показателя (31,4%).

Технологические режимы работы добывающих скважин в сравнении с проектными

Проектными решениями разработка объекта Ач31 предусматривалась при давлении на забое добывающих скважин минимум 13 МПа.

К действующему фонду относится 28 скважин. Все скважины механизированы, 20 скважин оборудованы ЭЦН, 8 - ШГН.

В среднем фактическое забойное давление добывающих скважин эксплуатирующихся ЭЦН равно 13.8 МПа при минимальном проектном 13 МПа. Среднее забойное давление добывающих скважин, эксплуатирующихся ШГН - 14,3 МПа.

Средний дебит жидкости скважин работающих с ЭЦН составляет 47,6 т/сут, с ШГН - 5,1 т/сут.

Технологические режимы работы нагнетательных скважин в сравнении с проектными.

Проектными решениями по разработке предусматривалось осуществлять нагнетание воды в пласт при давлении на забое - 38 МПа.

При фактическом состоянии реализации процесса разработки среднее давление нагнетания воды на устье - 15,5 МПа, на забое нагнетательных скважин - 43,5 МПа, что на 5,5 МПа выше проектного уровня.

Состояние пластового давления

Разработка объекта Ач31 осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды в пласт ведется с 2003 г. Начальное пластовое давление составляет 26,3 МПа.

Среднее текущее пластовое давление равно 25,4 МПа, что ниже начального на 0,9 МПа. В зоне отбора равно 25,4 МПа или ниже начального на 0,9 МПа, в зоне нагнетания равно 25,9 МПа - ниже начального на 0,4 МПа.

Таким образом, энергетическое состояние залежи удовлетворительное.

Состояние выработки запасов

На долю объекта Ач31 в общем объеме запасов нефти приходится 54,5% начальных геологических (5885 тыс. т) и 61,5% извлекаемых запасов (2431 тыс. т) категории ВС1 (таблица 13). На накопленную добычу нефти приходится 84,3%, текущую 94,5% добычи нефти месторождения.

С начала разработки добыто 721,6 тыс. т нефти, жидкости - 948,3 тыс. т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,123 д.ед.

Рисунок 19. Характеристики вытеснения. Объект Ач31

На 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти на одну реализованную скважину (добывающая + нагнетательная) составила 21,9 тыс. т

Таблица 13

Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки. Объект Ач31

В целом по объекту процесс выработки запасов в настоящее время осуществляется удовлетворительно, при текущей обводненности 28,4% отобрано 29,7% от начальных извлекаемых запасов нефти.

4.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта Ач31

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту Ач31 приведено за время действия последнего проектного документа, таблица 14.

Фактическая добыча жидкости в 2011 г. выше проектного показателя на 18,4% за счет большего количества добывающих скважин. Отбор нефти (129,4 тыс. т) при этом только соответствует проектному уровню (134,8 тыс. т), благодаря большей добыче нефти из новых скважин, чем предполагалось проектным документом. Фактически в 2011 г. в разработку были введены 8 добывающих скважин вместо 7 по проекту, и отработанное время в среднем на скважину превысило 160 дней по проекту. Добыча нефти по переходящему фонду составила 72% расчетной. Причиной послужило резкое обводнение из-за внутрипластовых перетоков в скважинах, расположенных в приконтурной зоне пласта. Среднегодовая обводненность добывающего фонда в 2010 г. составляла 21,3%, в 2011 г. доля воды в продукции перешедших скважин увеличилась до 44,6%.

По этой же причине не были достигнуты проектные уровни в 2012 и 2013 гг., рассчитанные в технологической схеме. Несоответствие фактических показателей проектным в 2012 г. также связано с неподтверждением площади нефтеносности, что привело к меньшему вводу скважин в разработку, чем предусмотрено проектом, и отставанию формирования системы заводнения.

Фактические показатели разработки объекта в 20113 г. полностью соответствуют показателям, скорректированным в Авторском надзоре, таблица 4,11.

Коэффициент нефтеизвлечения достиг величины 0,123, по проекту 0,119. Отбор от НИЗ составляет 29,7%.

Таблица 14

Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31

4.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти

В настоящее время разработка месторождения ведется на основании технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненного ООО "КогалымНИПИнефть" в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.). В 2013 году с целью корректировки технологических показателей разработки ООО "КогалымНИПИнефть" выполнен Авторский надзор за реализацией "Технологической схемы разработки Равенского месторождения" (протокол ТО ЦКР по ХМАО №679 от 14.12.2007 г.). Данными документами было запланировано проведение ГТМ (таблица 15), которые направлены на повышение эффективности эксплуатации скважин, интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов:

Таблица 15

Сравнение объемов и эффективности выполнения проектных методов ПНП

Примечание: * - 2 скважины освоены в ППД, 1 скважина переведена на другой объект; ** - бурение горизонтальных скважин предусмотрено пунктом протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011 г. без распределения по годам.

Эффективность геолого-технических мероприятий за период 2011-2013 гг.

В период 2011-2013 гг. было проведено 47 геолого-технических мероприятий, позволивших добыть дополнительно 147,7 тыс.т нефти или 28,6% от всей добычи нефти месторождения за рассматриваемый период. К ним относятся:

1. ввод новых скважин (горизонтальных);

2. ввод новых скважин (наклонно-направленных);

3. гидравлический разрыв пласта (ГРП);

4. ОПЗ;

5. перфорационные методы;

6. оптимизация режимов работы скважин.

Распределение объемов ГТМ и их эффективности в динамике по годам, по видам и объектам представлены в таблице (таблица 17).

Ниже приведен краткий анализ эффективности ГТМ по видам мероприятий:

Ввод новых скважин (наклонно-направленных).

Всего за рассматриваемый период 2005-2007 гг. введено 14 скважин (таблица 16):

* в 2011 году - 7 скважин;

* в 2012 году - 4 скважины;

* в 2013 году - 3 скважины.

Все скважины были введены на объект Ач31.

Ввод новых скважин (горизонтальных).

За период 2011-2013 гг. на месторождении были введены 4 новые скважины с горизонтальным окончанием ствола. Все скважины пробурены на объект Ач31. Бурение горизонтальных скважин на объекте было предусмотрено решением протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011 г., без распределения по годам.

В 2011 г. введена одна горизонтальная скважина (№109Г). Дебит нефти составил 107,9 т/сут, жидкости - 112,2 т/сут. В 2012 г. введены две горизонтальных скважины №№122Г и 130Г (таблица 16). Средний дебит нефти составил 98,3 т/сут., жидкости - 104,8 т/сут. В 2013 году введена одна горизонтальная скважина (скв.№110Г). Дебит нефти составил 85,2 т/сут, жидкости - 89,6 т/сут.

Бурение горизонтальных скважин на объекте Ач31 Равенского месторождения характеризуется высокой эффективностью. Накопленная добыча нефти по четырём скважинам составила 69,6 тыс.т.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

По состоянию на 1.01.2014 г. на Равенском месторождении запущены в эксплуатацию после ГРП 5 добывающих (4 - Ач31, 1 - ЮС1) и 2 нагнетательных (№№125, 132, пласт Ач31) скважины. Кроме того, ГРП был выполнен по объекту ЮС2 на двух скважинах: №168Р (2009 г.) и №209У (2013 г.). На обеих скважинах был получен приток воды и они не были запущены в эксплуатацию по объекту ГРП, скважина №209У запущена на Ач31 (таблица 17).

Таблица 16

Динамика проведения операций ГРП по годам и по объектам по состоянию на 1.01.2013 г. Равенское месторождение

Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважины не запущены в эксплуатацию по объекту ГРП

Таблица 17

Фактическая эффективность геолого-технических мероприятий по объектам разработки и месторождению в целом

Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважина переведена на другой объект

За всю историю за счет 5 обработок на месторождении с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 20,3 тыс.т нефти. Из них: 19,7 тыс. т. на пластах ачимовской толщи (в том числе в результате ГРП на скважине из бурения №214 - 15.5 тыс. т., на эксплуатационной скважине №414 за счет форсирования отборов жид-кости при больше объемном ГРП - 3,8 тыс.т) и 0.6 тыс.т нефти на объекте ЮС1. В среднем по месторождению на одну скважино-операцию приходится 4,1 тыс.т/скв. или 1,2 тыс.т/скв. без учета скважины №214.

В целом за период 2012-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,1 тыс.т, что соответствует про-ектному уровню - 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический пока-затель существенно ниже проектного - 4,62 тыс.т.

Объект Ач31

На ачимовской толще пластов обработки выполнены на 4 добывающих скважинах (№№212, 214, 231, 414) и 2 скважины после ГРП при вводе из бурения освоены в ППД (№№125, 132), по которым получен приток воды. На скважине №214 ГРП осуществлен при освоении после бурения, остальные 3 скважины до ГРП находились в действующем добывающем фонде.

Залежь пласта Ач31 является водоплавающей, глинистые перемычки, отделяющие нефтенасыщенные пропластки от водонасыщенных, слабо выдержаны либо отсутствуют. Разрез пласта сильно расчлененный. Нефтенасыщенные толщины пласта составили 6,0-9,8 м, коэффициент проницаемости низкий - 0,9-3,3 мД.

Все обработки на скважинах выполнены одной сервисной компанией - "ПетроАльянс". Геолого-физические особенности пласта накладывают ограничения на параметры технологии ГРП. В целом по трем обработкам закачиваемые массы проппанта составили 10,8-15,9 т, одна обработка на скважине №414 является большеобъемной (40 т). Использованные максимальные концентрации проппанта невысоки - 612-769 кг/м³, средние - 322-400 кг/м³. Все ГРП выполнены с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе. При 3 операциях применялся двухкомпонентный расклинивающий агент 20/40+16/30, одна большеобъемная обработка выполнена с использованием трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20.

В среднем по трем скважинам (№212, 214, 231) дебит жидкости и нефти до ГРП составил 4,1 и 3,6 т/сут (обводненность - 7,2%), после ГРП - 40,8 и 12,4 т/сут соответственно (обводненность - 68,4%). На скважине №414 в результате обработки был получен в 4 раза бульший приток жидкости (160,3 т/сут), при этом дебит нефти составил 6,9 т/сут, обводненность - 95,7%.

Суммарная дополнительная добыча нефти за счет обработок на пластах ачимовской толщи составила 19,7 тыс.т, средняя - 4,9 тыс.т/скв. или без учета скважины №214-4,2 тыс.т и 1.4 тыс.т/скв. соответственно.

На скважине №212 обработка выполнена 14.10.2004 г. в интервале пласта 2851,4-2863,6 м с нефтенасыщенной толщиной 7,4 м при коэффициенте проницаемости 0,9 мД. Обработка выполнена с закачкой в пласт 15,9 тонн проппанта посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с расходом 2,1 м³/мин. После проведения ГРП дебит жидкости в среднем за 3 месяца достиг 47.5 т/сут, нефти - 5,9 т/сут, обводненность увеличилась с 21,4% до 87,6%. Начальный прирост дебита нефти составил 2,5 т/сут. Скважиной дополнительно добыто 0,2 тыс.т нефти, время эффекта составило 4 месяца. В марте 2007 года скважина переведена в пьезометрический фонд.

ГРП на скважине №214 выполнен в декабре 2010 г. при освоении после бурения. Скважина запущена в эксплуатацию в январе 2011 г. Обработка была выполнена в нефтенасыщенном интервале 2715,4-2723,4 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6 м, значение проницаемости низкое - 2,8 мД. В ходе обработки в пласт с расходом нефтяного геля 1,7 м³/мин было закачано 14,1 т проппанта при максимальной концентрации 660 кг/м³, средней - 322 кг/м³.

В результате обработки в среднем за 3 месяца дебит жидкости достиг 38,9 т/сут, дебит нефти 23,5 т/сут, обводненность - 39,6%. (рисунок 7.2). На текущий момент дополнительная добыча нефти по скважине составила 15,5 тыс. т, эффект от ГРП продолжается.

На скважине №231, эксплуатировавшейся до обработки с дебитами нефти и жидкости 5,2 и 5,8 т/сут соответственно, после ГРП (30.06.2012 г.) была получена высокая обводненность продукции - 78%, при этом дебит по жидкости достиг 36,1 т/сут, по нефти - 7,9 т/сут. Обработка выполнена в нефтенасыщенной части пласта 2893-2900 м (эффективная нефтенасыщенная толщина составила 9,8 м, проницаемость - 3,3 мД), посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с темпом закачки 1,6 м³/мин, использованная масса проппанта составила 10,8 тонн, средняя и максимальная концентрации - 390 и 769 кг/м³ соответственно. Время эффекта по скважине составило 4 месяца, скважиной дополнительной добыто 0,14 тыс.т нефти.

Скважина №414 обработана в июле 2011 г. Нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6,2 м, проницаемость - 1,2 мД. Через интервал ГРП 2783,6-2792,8 м в пласт с расходом нефтяного геля 1,5 м3/мин было закачано 40 тонн трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20. После обработки дебит жидкости увеличился с 2,2 до 160,3 т/сут, дебит нефти - с 2,1 до 6,9 т/сут, обводненность возросла до 95,7%. По состоянию на дату анализа дополнительная добыча нефти достигла 3,8 тыс.т, время эффекта составило 23 месяца. В сентябре 2013 года скважина была переведена в нагнетательный фонд.

Кроме того, на пластах ачимовской толщи после обработок, скважины №№125, 132 освоены в ППД.

Скважина №125 пробурена в 2010 году, в ноябре 2012 г. выполнена операция ГРП, в январе 2013 г запущена в эксплуатацию как нагнетательная скважина. При обработке масса закачанного в пласт проппанта составила 45,3 т, максимальная концентрация - 1110 кг/м³, образование трещины осуществлялось посредством жидкости разрыва на водной основе с расходом 3,6 м³/мин. По данным ПГИ от мая 2012 г. на скважине в интервале 2841,5 - 2842,5 и до ГРП отмечался приток воды. В первый месяц после запуска приемистость скважины составила 531 м³/сут, затем она сократилась до уровня 206,5 м³/сут.

На скважине №132 операция ГРП выполнена при освоении из бурения 03.11.2012 г., введена в эксплуатацию в апреле 2013 г. При ГРП закачана масса проппанта 33,2 т с расходом водного геля - 2,4 м³/мин. За период апрель-декабрь 2013 г. приемистость скважины увеличилась с 93 м³/сут до 231 м³/сут.

По выполненным обработкам на пластах ачимовской толщи отмечается зависимость увеличения дебита жидкости и обводненности от увеличения массы проппанта. Как уже отмечалось, на скважине №414 при закачке 40 т проппанта произошел прорыв воды от мощных водонасыщенных пропластков, в результате чего достигнут высокий дебит жидкости и существенно увеличилась обводненность скважины. При массе проппанта 10,8-15,9 т также отмечается высокая обводненность после ГРП 40-90%. Таким образом, ГРП рекомендуется выполнять в щадящем режиме (до 5 т проппанта) и необходимо внедрение новых технологий ГРП, снижающих риск неконтролируемых водопроявлений.

Рисунок 20. Зависимость дебита жидкости и обводненности после ГРП от массы проппанта

Краткие результаты и выводы по применению ГРП

По состоянию на 1.01.2014 г. на Равенском месторождении запущены в эксплуатацию после ГРП 5 добывающих (4 - Ач31, 1 - ЮС1) и 2 нагнетательных (№№125, 132, пласт Ач31) скважины. Кроме того, ГРП был выполнен по объекту ЮС2 на двух скважинах: №168Р (2009 г.) и №209У (2013 г.). На обеих скважинах был получен приток воды и они не были запущены в эксплуатацию по объекту ГРП, скважина №209У запущена на Ач31.

За всю историю за счет 5 обработок на месторождении дополнительно добыто 20,3 тыс.т нефти. Из них: 19,7 тыс.т на пластах ачимовской толщи (в том числе в результате ГРП на скважине из бурения №214-15.5 тыс.т, на эксплуатационной скважине №414 за счет форсирования отборов жидкости при больше объемном ГРП - 3,8 тыс.т) и 0,6 тыс.т нефти на объекте ЮС1. В среднем по месторождению на одну скважино-операцию приходится 4,1 тыс.т/скв. или 1,2 тыс.т/скв. без учета скважины №214.

В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,1 тыс.т, что соответствует проектному уровню - 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический показатель существенно ниже проектного - 4,62 тыс.т.

На ачимовской группе пластов в среднем дебит жидкости после ГРП достиг 40,8 т/сут, дебит нефти 12,4 т/сут (без учета скважины №414 с показателями 160,3 т/сут по жидкости и 6,9 т/сут по нефти). На пласте ЮС1 средние дебиты жидкости и нефти составили 14,6 и 6,2 т/сут соответственно.

По геолого-физическим характеристикам пласты ачимовской толщи в районе скважин с ГРП характеризуются низкими значениями коэффициентов проницаемости (0,9-3,3 мД). Нефтенасыщенная толщина пласта в интервале ГРП составляет 6,0-9,8 м.

По всем скважинам на пластах ачимовской толщи наблюдается увеличение обводненности после ГРП. В таких условиях рекомендуется выполнить опытно-промышленные работы по применению специальных добавок к жидкостям разрыва (использовать модификаторы фазовых проницаемостей, действие которых направлено на снижение фазовой проницаемости воды).

Перфорационные методы

Всего за период 2011-2013 гг. было проведено 7 ПВР (таблица 15). Все мероприятия были проведены на объекте Ач31.

В 2011 г. была проведена одна скважино-операция (скв. №215). Дебит нефти до проведения ГТМ составлял 14,5 т/сут, жидкости - 15 т/сут. Дебит нефти после ГТМ составил 18,9 т/сут, жидкости - 22,7 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 4,4 т/сут, жидкости - 7,7 т/сут.

В 2012 г. было проведено 3 скважино-операции. Средний дебит нефти до ГТМ составлял 7,6 т/сут, жидкости - 8,6 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 9 т/сут., жидкости - 10,1 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 1,4 т/сут, жидкости - 1,5 т/сут.

В 2013 г. так же было проведено 3 мероприятия. Положительный эффект получен только по одной скважине - №108. Дебит нефти увеличился с 8,9 до 13,6 т/сут, по жидкости с 9,6 до 14,2 т/сут.

Таким образом, за рассматриваемый период (2011-2012 гг.) дополнительная добыча нефти от проведения прострелочно-взрывных работ на 7 скважинах составила 1560 т.

Обработка призабойной зоны (ОПЗ)

За анализируемый период было проведено 5 ОПЗ (таблица 15), из них 1 - в 2012 г. и 4 - в 2013 г.

В 2012 г. проведено одно мероприятие на объекте ЮС1 (скв. №317И). После ГТМ дебит нефти составил 1.4 т/сут., жидкости 1.8 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 120 тонн.

В 2013 г. мероприятие было проведено на четырех скважинах объекта Ач31. После проведения мероприятия в среднем дебит нефти на одну скважину составил 9,1 т/сут., жидкости - 14,9 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 1,8 тыс.т.

Оптимизация режимов работы скважин.

За период 2011-2012 гг. проведено 11 скважино-операций (таблица 15).

В 2011 году было проведено 1 мероприятие на скважине №414 (объект Ач31). Средний дебит нефти после ГТМ составил 9,5 т/сут., жидкости - 184,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 262 тонны.

В 2012 году было проведено 5 мероприятий: 2 - на объекте ЮС1 (скв. №№318Г, 316Г) и 3 мероприятия на объекте Ач31 (скв. №№103Г, 109Г и 214).

Средний дебит нефти на объекте ЮС1 после проведения ГТМ составил 12,7 т/сут., жидкости - 46,2 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте ЮС1 составила 574 тонны.

Средний дебит нефти на объекте Ач31 после проведения ГТМ составил 75,2 т/сут., жидкости - 89,7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31составила 14.1 тыс. т.

В 2013 г. проведено 5 мероприятий, из них одно мероприятие было проведено на объекте ЮС1 (скв. №318Г), 4 на объекте Ач31(скв. №№ 107, 231, 101Г, 109Г).

Средний дебит нефти на объекте ЮС1 составил 22,3 т/сут., жидкости - 122,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти от ГТМ - 564 тонны.

Средний дебит нефти на объекте Ач31 составил 35,4 т/сут., жидкости - 50,7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31 - 842 тонны.

Сравнение проектных и фактических показателей ГТМ

Проектными документами по месторождению за рассматриваемый период было запланировано проведение 65 геолого-технических мероприятий с общей эффективностью 122.6 тыс. т, планируемая удельная эффективность - 1886 тонн на скважино-операцию. Фактически было выполнено 34 скважино-операции с общей эффективностью 98.3 тыс.т и удельной эффективностью 2892 тонны на скважино-операцию.

Бурение горизонтальных скважин было предусмотрено решениями протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г., но без "жёсткой" привязки по годам. В 2011 г. по факту пробурена 1 скважина, дополнительная добыча нефти составила 37,4 тыс. т. В 2012 г. - 2 скважины, дополнительная добыча нефти составила 28,6 тыс. т, в 2013 г. - 1 скважина и дополнительная добыча нефти составила 3,6 тыс.т.

На период 2011-2013 гг. по проекту предусматривалась проведение 15 операций по ОПЗ физико-химическими методами с дополнительной добычей нефти 19,7 тыс. т, по факту проведено 5 мероприятий и дополнительная добыча составила 1,9 тыс.т.

Применение перфорационных методов предусматривалось на 9 скважинах с эффективностью 12,4 тыс.т. Фактически проведено 7 скважино-операций с дополнительной добычей 1,6 тыс.т.

За период 2011-20113 гг. по проекту предусматривалось проведение гидродинамических методов в количестве 37 скважино-операций и дополнительной добычей нефти 68,2 тыс. т, по факту проведено 11 мероприятий с дополнительной добычей нефти - 21,3 тыс. т.

В период 2011 - 2013 гг. было запланировано выполнение 4 ГРП, фактически проведено 7 операций. Из них 3 скважины (все выполнены в 2013 году) не участвуют в добычи нефти на объекте ГРП. В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,7 тыс. т. при проектном уровне 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения фактический показатель существенно ниже проектного - 4,62 тыс. т.

Количественное отставание в выполнении программы ГТМ связано со значительными меньшим количеством операций по физико-химическим и гидродинамическим методам.

Заключение

В процессе доразведки месторождения и эксплуатационного бурения уточнилось геологическое строение залежей. Площади нефтеносности по Ач31 и ЮС1 сократились.

Проектные решения на месторождении выполняются. В разработке находятся два объекта: Ач31 и ЮС1.

Основной проектный фонд скважин (107 ед.) реализован на 40,2%. По основным объектам: на Ач31- 66%, ЮС1 - 71,4%.

Проектный фонд скважин по Ач31 подлежит уточнению. Вследствие сокращения контуров нефтеносности нецелесообразно бурение 9 проектных скважин, местоположение которых оказалось за пределами площади залежи и двухметровой изопахиты. Пробуренные горизонтальные скважины 109Г и 130Г заменили по 2 проектные наклонно-направленные скважины. Таким образом, на 1.01.2014 г. из оставшихся к бурению 17 проектных скважин, предлагается пробурить только 6 скважин, в том числе 5 добывающих и 1 нагнетательная.

Текущее состояние объектов разработки удовлетворительное. В 2013 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным.

Таким образом, по результатам проведённых геолого-технологических мероприятий на Равенском месторождении можно сделать следующие основные выводы:

· наибольшая эффективность получена от ввода новых скважин с горизонтальным окончанием ствола, средняя удельная дополнительная добыча нефти составляет 17,4 тыс.т. Это связано с тем, что согласно решения протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005г. в зонах наибольшего распространения нефтенасыщенных толщин проводилось бурение скважин с ГОС;

по скважинам с наклонно-направленным окончанием ствола получены более низкие результаты - 3,83 тыс. т. дополнительной добычи на скважину;

· следует так же отметить, что на сегодняшний день не выбраны оптимальные технологии проведения гидравлического разрыва пласта ни для одного из объектов месторождения. В данной ситуации предлагается провести опробование новых методов ГРП (по одной скважине на объектах Ач31 и ЮС1)и увеличить количество операций по реперфорации скважин глубокопроникающими зарядами на депрессии, давших хорошие результаты при освоении новых скважин.

Список литературы

1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтяных залежей. - М.; НЕДРА, - 1978.

2. Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.; Недра, 1975.

3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. - М.; Недра, 1980.

4. Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 1983.

5. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 1975.

6. Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС "Ннефть и газ Тюмени", 1971, вып. 19. 38-42 с.

7. Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. - М. Недра, 1978.

8. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. - М.: Недра, 1964.

9. Борисов Ю.П., Войнов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1976.

10. Васильевский В.Н., Перов А.И. Исследование скважин и пластов. - М.: Недра, 1976.

11. Вахитов Г.Г., Максимов В.П. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1983.

12. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1980.

13. Горбунова Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978.

14. Еронин В.А., Кривоносов Н.В. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 1978.

15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976.

17. Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов. - М.: Недра, 1967.

18. Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - М., 1972.

19. Калганов В.П., Сургучев Н.Ш., Созонов Б. Обводнение нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1985.

20. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие - Казань, изд-во "Фен" Академии наук РТ, 2005 г.