Неочевидные критерии объединения пластов в один объект

разработки на примере месторождений Нижневартовского

свода

Гордеев Евгений Владимирович

Студент магистратуры Тюменского

индустриального университета

Группа ВСмз-18-01

РФ, Тюмень

Неочевидные критерии объединения нескольких нефтеносных пластов

в один объект разработки на примере месторождений Нижневартовского

свода

Аннотация

В наше время объединение нескольких пластов в один объект

разработки является чем-то обычным и единственно верным. Но критерии

объединения не всегда могут быть очевидными, иногда в дело вступают

экономические и технологические факторы.

Abstract

Nowadays, combining several layers into one development object is

something common and the only true one. But the criteria for unification may not

always be obvious, sometimes economic and technological factors come into play.

Объект включает три пласта АВ1/3, АВ2/1, АВ2/2 и объединяет в себе

восемь залежей. Объект является одним из основных объектов разработки,

содержит

42%

начальных

геологических

запасов

и

38%

начальных

извлекаемых запасов нефти месторождения промышленной категории.

Объект АВ1-2 разрабатывается с 1966 г., заводнение начато в 1971 г.

На основной площади объекта реализована блочно-замкнутая трехрядная

система

разработки,

дополнительно

уплотненная

возвратным

фондом

скважин. На остальных участках формируется проектная обращенная

семиточечная система размещения скважин с расстоянием 500 м. Средняя

плотность сетки 25 га/скв.

Всего на объект пробурено 1092 и переведено 537 скважин. В добыче

перебывало 1425 скважин. Общий фонд объекта на 01.01.2015 г. – 1379

скважин. В эксплуатационном фонде 1020 скважин, в т.ч. 736 добывающих и

284 нагнетательных. В действующем фонде 921 скважина, в т.ч. 668

добывающих и 253 нагнетательных. В освоении – одна добывающая

скважина. В бездействующем фонде – 98 скважин, в т.ч. 68 добывающих и 30

нагнетательных скважин. В консервации – 208 скважин, в т.ч. 195

добывающих и 13 нагнетательных. В наблюдательном фонде числится 81

скважина.

С начала разработки из объекта отобрано 70,9 млн.т нефти, жидкости –

410 млн.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,259. Отбор от НИЗ

составил 65% при обводненности 93%. Накопленный ВНФ – 5. Доля

накопленной добычи нефти в отборе по месторождению – 38%. Накопленная

добыча нефти на одну перебывавшую в добыче скважину составляет

50 тыс.т, накопленная добыча жидкости – 288 тыс.т/скв. Максимальный

уровень добычи нефти (2,9 млн.т) был достигнут в 2005 г. при работе 684

добывающих скважин со средним дебитом нефти 86 т/сут. Динамика

основных показателей разработки объекта АВ1-2 приведена на рисунке 2.2.1.

Рис. 2.2.1. Динамика основных показателей разработки. Объект АВ1-2

Анализ распределения скважин объекта АВ1-2 по накопленным

отборам нефти (рисунок 4.3.2) показал, что четверть (23%) всей накопленной

добычи нефти по объекту отобрали 72% скважин, каждая из скважин этой

группы отобрала менее 50 тыс.т. 192 скважины (14% фонда) отобрали по 50-

100 тыс.т, что в сумме составило 19% от всей накопленной добычи объекта.

136 скважин (10% фонда) отобрали по 100-200 тыс.т, что в сумме составило

27% всей накопленной добычи объекта. Существенные отборы (200-

500 тыс.т) приурочены к 53 скважинам или 4% фонда, эта группа скважин

отобрала 22% всей накопленной добычи объекта. Максимальные отборы

нефти (более 500 тыс.т) относятся к девяти скважинам или 1% фонда, эти

скважины отобрали 9% от накопленной добычи нефти по объекту

разработки.

Рис. 2.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам.

Объект АВ1-2

Объект АВ1-2 разрабатывается с поддержанием пластового давления

путем закачки воды с 1971 г. Под закачкой перебывало 315 скважин. С

начала разработки в пласты объекта закачано 454 млн.м

3

воды, накопленная

компенсация отборов жидкости закачкой составила 105%. Годовая закачка

воды в 2014 г. – 27,7 млн.м

3

, текущая компенсация – 104%. Средняя

приемистость нагнетательной скважины в 2014 г. – 331 м

3

/сут. Динамика

показателей заводнения приведена на рисунке 2.2.3.

Текущее пластовое давление составило 14,8 МПа, что ниже начального

на 15% (начальное пластовое давление – 17,4 МПа). В том числе в зоне

отбора текущее пластовое давление – 13,9 МПа, в зоне нагнетания –

15,6 МПа.

В 2014 г. отобрано 1792,9 тыс.т нефти, 26164,1 тыс.т жидкости,

текущий ВНФ – 14. Доля текущей добычи нефти в общем годовом отборе –

65%. Темп отбора от НИЗ – 1,7%, темп отбора ТИЗ – 4,8%. Обеспеченность

запасами – 21 год. Средний дебит жидкости добывающих скважин –

117 т/сут, средний дебит нефти – 8 т/сут.

Рис. 2.2.3. Динамика показателей заводнения. Объект АВ1-2

Рис. 2.2.4. Динамика пластового давления. Объект АВ1-2

В 2014 г. в эксплуатации перебывало 716 скважин. Значительная часть

скважин объекта (44%) работала с дебитами жидкости 10-50 т/сут, в т.ч. с

дебитами 30-50 т/сут – 16% скважин. С дебитами жидкости менее 10 т/сут

работало 6% скважин, с дебитами 50-100 т/сут – 18% скважин, с дебитами

100-200 т/сут – 14% скважин, с дебитами 200-500 т/сут – 14% скважин. С

дебитами жидкости более 500 т/сут работало 4% скважин (таблица 4.3.2,

рисунок 2.2.5).

Таблица 2.2.1 – Распределение скважин по дебитам жидкости за 2014 г. Объект АВ1-2

Кол-во скважин, шт

40

200

115

130

103

102

26

716

% от фонда

6

28

16

18

14

14

4

100

10 - 30

50 - 100 100-200

> 500

Итого

30 - 50

200-500

Дебит жидкости,

т/сут

< 10

Рис. 2.2.5. Распределение скважин по дебитам жидкости за 2014 г.

Объект АВ1-2

Распределение перебывавшего в эксплуатации в 2014 г. фонда скважин

по дебитам нефти и обводненности приведено в таблице 4.3.3 и на

рисунке 4.3.6. Большинство скважин (47%) работали с дебитами нефти менее

5 т/сут, 26% скважин работали с дебитами нефти 5-10 т/сут, 23% скважин

работали с дебитами 10-30 т/сут, 3% скважин работали с дебитами нефти 30-

50 т/сут. Основная доля скважин (54%) эксплуатировалась с обводненностью

более 90%, в том числе с обводненностью более 95% работали 29% скважин,

с предельной обводненностью 98% работали 5% скважин. С обводненностью

50-75% работали 13% скважин, с обводненностью 20-50% работали 7%

скважин.