Анализ структуры фонда скважин и показатели их эксплуатации

По состоянию на 01.01.2007 г. всего на месторождении Северные Бузачи пробурено 247 скважин. В том числе: 243 вертикальных скважин, из которых 58 предназначены под нагнетание и 185 для добычи, и 4 скважины: NB3y, 4z, 30, 31 – горизонтальные добывающие.

Разбуривание месторождения началось в 1999 году и продолжалось следующими темпами:

Как видно из таблицы, объёмы бурения скважин значительно увеличились в 2005-06 гг. Характеристика структуры фонда скважин по объектам и по месторождению в целом по состоянию на 01.01.2007 г. приведена в таблице 2.2.1.1.

Таблица 2.2.1.1 – Месторождение Северные Бузачи. Характеристика структуры фонда скважин по состоянию на 01.01.2007 г. \

Из таблицы 2.2.1.1 видно, что 187 скважин добывающего фонда, разрабатывают I объект, 27 скважин – II объект и 1 скважина совместно I и II объекты разработки месторождения Северные Бузачи.

На 01.01.07 действующий фонд добывающих скважин в целом по месторождению составляет 170 скважин, по объектам разработки: I – 155 единиц, II – 14 единиц, I+II – 1 единица. Все они эксплуатируются механизированным способом с использованием скважинных штанговых (СШНУ) – 31 скважина и винтовых насосных установок (ВШНУ) – 139 скважин.

По состоянию на 01.01.07 по добывающему фонду в категории бездействующих – 25 скважин (12 скважин I объекта и 13 скважин II объекта), в освоении находятся 20 скважин (NB599, 600, 609, 610, 620, 624, 626, 631, 635, 639, 644, 651, 656, 1038, 1052, 1059, 6105, 6125, 6126, 10240).

Причины бездействия скважин:

8 скважин (NB 4, 5, 14, 15, 19, 26, 406, 522) – обводнены;

6 скважин (NB6, 11, 17, 20, 21, 24) – малодебитны;

1 скважина (NB23) - вододобывающая, нет недостатка в воде для нагнетания;

6 скважин в связи с КРС: NB13 – изоляция газопритока; NB22, 28, 681 - изоляция водопритока; 1017- очистка забоя; NB42 – изоляция меловых горизонтов и перевод на юрский объект разработки; NB49 – КРС эксплуатационной колонны;

3 скважины (NB 10166, 10268, 10354) - оценочные на востоке Х блока, в ожидании геологического решения.

Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности продукции по месторождению в целом и по объектам разработки приведено в таблице 5.1.1.2.

Как видно из таблицы 5.1.1.2, на 01.01.07 в целом по месторождению 19 скважин (12% действующего фонда) малодебитные с дебитами нефти до 5 т/сут, 33 скважины (19%) работали с дебитами 5–10 т/сут и большая часть скважин – 95 единиц (55%) работали с дебитами от 10 до 50 т/сут.

Таким образом, в течение 3-х летнего периода реализации Технологической схемы наблюдается увеличение количества малодебитных скважин. В 2004 году оно составляло 2 единицы, в 2005 - 5 единиц, а в 2006 – 19 единиц. Количество же высокопроизводительных скважин с дебитами нефти более 50 т/сут увеличилось незначительно с 19 до 23 единиц, за счет ввода новых скважин из бурения. Среди действующих скважин с дебитами нефти выше 20 т/сут новые скважины, пробуренные в 2006 году, составили 58%. Но и среди низкодебитных скважин (менее 5 т/сут) новые скважины, пробуренные в 2006 году, составили 74%.

Таблица 2.2.1.2 - Северные Бузачи. Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебиту нефти и обводнённости по состоянию на 01.01.07

Нагнетательный фонд месторождения составляют 32 скважины, из них 31 - I объекта разработки, в т.ч. 2 скважины (NB52 и 53) на дату анализа находились в бездействии, посредством одной скважины NB7 ведется закачка воды совместно в I и II объекты (см. табл. 2.2.1.1).

I объект разработки

На 01.01.2007 г. из 155 скважин, эксплуатирующих I объект разработки, малодебитных 17 скважин или 11% действующего фонда, 20 скважин работали с дебитами 50 т/сут и выше, что составляет 13% действующего фонда.

Основную часть скважин, эксплуатирующих I объект (88 скважин), составляют скважины с дебитами 10-50 т/сут, которые эксплуатируются, в основном, с обводненностью до 50%. Также видно, что низкие дебиты и высокая обводненность характерны для новых скважин, пробуренных в VI блоке, а высокодебитные новые скважины пробурены преимущественно в блоке X.

Из 32 действующих скважин, характеризующихся низкой обводненностью (менее 2%), 26 единиц составляли новые скважины, пробуренные в 2006 году. Следует отметить, что, по отношению к предыдущим годам разработки, количество новых скважин с высоким содержанием воды увеличилось. Так, например, из 51 действующей скважины с обводненностью выше 50%, 20 скважин являются новыми. В категорию с обводненностью выше 90% отнесены 3 новые скважины: NB 623, 658, 672 из 7-ми.

В I объекте из 187 добывающих скважин бездействующий фонд составляли 12 скважин или 6%. В освоении после бурения находились 20 скважин, что составляет 10%. Т.о., работали 84% скважин добывающего фонда.

Под нагнетание скважины переводились после отработки на нефть. Так, на 01.01.05 ППД в I объекте осуществлялось посредством 3-х нагнетательных скважин. На 01.01.06 фонд нагнетательных скважин составлял 6 единиц, и 25 скважин были переведены под нагнетание воды в течение 2006 года. Т.о., нагнетательный фонд I объекта на 01.01.2007 г. составил 31 скважину, из них 2 скважины (NB52 и 53) на дату анализа находились в бездействии (ожидание ремонтно-изоляционных работ, связанных с межколонными проявлениями на устье).

II объект разработки

На 01.01.2007 г. действующий фонд скважин, эксплуатирующих II объект разработки, составлял 14 единиц. Из них новые скважины, пробуренные в 2006 году, составляли 8 единиц: NB648, 1005, 1018, 1028, 1073, 1086, 10228, 10314 и 6 скважин переходящих: NB8, 9, 10, 12, 39 и 41.

Из 6-ти новых скважин четыре: NB648, 1005, 1018 и 1073 после непродолжительной работы на I объекте разработки (юрский горизонт) по причине низкого дебита нефти были переведены на эксплуатацию залежи II объекта разработки (меловой горизонт). На анализируемую дату скважины NB1005 и 1018 являются самыми высокодебитными (100 т/сут и выше) скважинами месторождения и практически безводными.

Как видно из таблицы 2.2.1.2, 43% действующих скважин (6 единиц) II объекта разработки на 01.01.07 работали с дебитом от 10 т/сут до 50 т/сут. Пять скважин работали с дебитами нефти до 10 т/сут. Низкий дебит нефти скважины NB12 связан с высоким газовым фактором. Скважина NB 10228 была пробурена с целью разведки и выявила плохие коллекторские свойства и малые нефтенасыщенные толщины продуктивных меловых горизонтов на восточной части структуры.

Обводненность продукции скважин II объекта изменяется в широком диапазоне от 1.8% (NB1018) до 80% (NB1028).

Во II объекте из фонда добывающих скважин в 27 единиц бездействующий фонд составляли 13 скважин. Т.о., работали 52% фонда.

Скважина NB648, по состоянию на 01.01.2007 г., эксплуатировала совместно I и II объекты, с дебитом нефти 1.4 т/сут при обводненности 2%.

Газовые факторы

Анализ работы скважин показал, что скважины, расположенные вблизи газовых шапок эксплуатируются с повышенным газовым фактором. В Технологической схеме определена допустимая величина технологически обоснованного газового фактора на уровне 500–1000 м³/т.

Распределение действующего добывающего фонда скважин месторождения по газовому фактору по состоянию на 01.01.2007 г. приведено в таблице 2.2.1.3.

По всем новым скважинам, введенным в эксплуатацию в 2005 году, замеры добычи газа не осуществлялись. В связи с этим, в фактической добыче газа, предоставляемой Недропользователем, количество попутного газа, добытое по этим скважинам, учитывалось по газосодержанию нефти I объекта, определенному по физико-химическим исследованиям глубинных проб нефти и равному 11.8 м³/т.

В 2006 году по скважинам периодически осуществляется замер газа передвижной установкой.

Таблица 2.2.1.3 - Северные Бузачи. Распределение действующего добывающего фонда скважин по газовому фактору по состоянию на 01.01.07

Как видно из таблицы 2.2.1.3, на 01.01.2007 г. из действующих скважин с газовым фактором выше допустимых пределов, установленных Технологической схемой (500–1000 м³/т) работали 3 скважины: NB9, 12 и 41. Все три скважины эксплуатируют II объект, при чем, скважины: NB9 и 41 с газовым фактором 600 м³/т, а газовый фактор скважины NB 12 составлял 2540 м³/т.

С газовым фактором от 100 м³/т до 500 м³/т эксплуатировались 14 скважин: 12 из них эксплуатировали I объект разработки и 2 - II объект. Основная часть действующего фонда - 144 скважины или 85% эксплуатировалась при газовом факторе меньше 50 м³/т.