4.3. Анализ энергетического состояния залежи
Начальное пластовое давление, приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м) составило 20,7 МПа, средняя начальная пластовая температура принята равной 33 °С.
На 01.01.2012 г. пластовое давление в зоне дренирования добывающих скважин находится в диапазоне от 7,4 до 16,2 МПа, причем подавляющее большинство добывающих скважин имеют пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом (14,69 МПа). Это обусловлено недостаточной компенсацией отбора со стороны системы ППД. Распределение давления по залежи представлено на рис. 4.3.
С начала разработки пластовое давление в зонах отбора неуклонно падает, а система поддержания пластового давления не компенсирует отбор.
Рис.4.2.
Карта накопленных отборов жидкости и
закачки воды 
Рис.
4.3. Карта изобар фаменской залежи нефти
После 2009 года наблюдается большой разброс пластовых давлений по площади залежи. Это может быть связано со значительной неоднородностью залежи, небольшим фондом нагнетательных скважин и малыми объемами закачки.
Из анализа пластовых давлений вблизи добывающих скважин на 01.01.2013, можно видеть положительную динамику относительно предыдущего года. Величины пластового давления приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2.
Пластовое давление добывающих скважин
|
№ скв. |
Рпл, МПа |
№ скв. |
Рпл, МПа |
№ скв. |
Рпл, МПа |
|
162 |
14,6 |
408 |
9,53 |
419 |
15,2 |
|
224 |
13,1 |
409 |
12,56 |
420 |
11,67 |
|
310 |
15,6 |
412 |
12,16 |
423 |
11,93 |
|
400 |
13,5 |
414 |
12,16 |
424 |
22,49 |
|
404 |
12,4 |
415 |
17,01 |
425 |
10,64 |
|
405 |
12,2 |
416 |
15,85 |
427 |
15 |
|
406 |
12,8 |
417 |
15,5 |
9070 |
9,54 |
|
407 |
12,9 |
418 |
9,12 |
- |
- |
Как видно из таблицы, пластовое давление в подавляющем большинстве скважин по-прежнему ниже давления насыщения (16 из 23 скважин), что является причиной двухфазной фильтрации (жидкость + газ) вблизи забоя скважины. Следствием двухфазной фильтрации является снижение продуктивности скважины. Кроме того, снижение энергии пласта ведет к сужению каналов, по которым происходит фильтрация флюидов, и увеличению затрат энергии на подъем продукции скважины к устью.
Самое низкое давление наблюдается в западной части залежи в районе скв. №№ 407, 408 и 9070, а также в районе скв. № 418, хотя давление в соседних скважинах относительно высокое. Возможно, это связано с плохой гидродинамической связью скважины №418 с окружающей частью залежи. Пластовое давление в зонах отбора скважин, расположенных в самой продуктивной северной части залежи, находится в пределах 12,2 - 14,6 МПа, что говорит о необходимости принятия мер по поддержанию пластового давления в данной области. В целом пластовое давление скважин, которые находятся вблизи нагнетательных, достаточно высокое, что говорит о наличии гидродинамической связи.
4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам не проводилось, поскольку в протоколе № 3284 от 17.11.2004 г. приведена таблица обоснования прогноза добычи нефти и объема буровых работ только в целом по месторождению.
Начиная с 2009 года наметилось сильное отклонение фактической добычи нефти от проектной (свыше 60 % в 2009 и 2010 и 107 % в 2011). Это, вероятней всего, связано с ошибкой при подсчете извлекаемых запасов, так как фактический средний дебит действующих скважин по нефти на 129 % выше проектного, в то же время действующий фонд добывающих скважин отстает от проектного на 17 %. Фактическая средняя обводненность продукции скважин сопоставима с проектной, поэтому отклонения в добыче жидкости примерно равны отклонениям в добыче нефти. Ввод нагнетательных скважин в последние 3 года опережает предусмотренный проектом, но по общему фонду нагнетательных скважин в 2011 г. по-прежнему имеется отставание от проекта (- 13 %). Из-за отставания в фонде скважин фактическая закачка рабочего агента существенно отстает от проектной (-40 %). Соответственно отстает от проектного показателя и накопленная закачка рабочего агента в пласт ( 2011 г. отклонение составляет - 63 %). Компенсация отбора с начала разработки также, как и закачка рабочего агента, сильно отстала от проектных показателей (- 81 %). В 2011 году отбор от НИЗ опережает проектный показатель на 23 %, что связано с сильным превышением добычи нефти за последние 3 года. Текущий КИН также выше проектного (+22 %).
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению представлено в табл. 4.3.
Таблица 4.3.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Гагаринского месторождения
|
Показатель
|
Един. изм. |
2009 |
2010 |
2011 | |||||||
|
|
проект |
факт |
Отклонение,% |
проект |
факт |
Отклонение,% |
проект |
факт |
Отклонение,% | ||
|
Добыча нефти |
тыс.т |
128 |
205 |
60,47 |
124 |
207 |
67,26 |
112,2 |
232 |
107,04 | |
|
добыча жидкости |
тыс.т |
154,1 |
243 |
57,43 |
162,7 |
259 |
59,13 |
156,1 |
318 |
103,65 | |
|
Σ добыча нефти |
тыс.т |
878 |
932 |
6,09 |
1002 |
1139 |
13,66 |
1114 |
1371 |
23,09 | |
|
Σ добыча жидкости |
тыс.т |
951 |
1012 |
6,41 |
1113 |
1271 |
14,19 |
1269 |
1589 |
25,21 | |
|
Ввод добывающих скв. |
шт |
11 |
11 |
0,00 |
5 |
6 |
20,00 |
6 |
0 |
-100,00 | |
|
выбытие добывающих скважин |
шт |
3 |
1 |
-66,67 |
0 |
3 |
0,00 |
2 |
1 |
-50,00 | |
|
действующий фонд добывающих скважин |
шт |
44 |
42 |
-4,55 |
49 |
45 |
-8,16 |
53 |
44 |
-16,98 | |
|
ср. дебит действующих скважин по нефти |
т/сут |
10,1 |
16,7 |
65,35 |
8,1 |
14 |
72,84 |
6,8 |
15,6 |
129,41 | |
|
ср. дебит действующих скважин по жидкости |
т/сут |
12,2 |
19,8 |
62,30 |
10,6 |
17,5 |
65,09 |
9,5 |
21,3 |
124,21 | |
|
ср. обводненность продукции скважин |
% |
17 |
15,4 |
-9,41 |
23,8 |
19,9 |
-16,39 |
28,1 |
26,9 |
-4,27 | |
|
ввод нагнетательных скважин |
шт |
1 |
3 |
200,00 |
0 |
4 |
0,00 |
0 |
1 |
0,00 | |
|
фонд нагнетательных скважин |
шт |
15 |
8 |
-46,67 |
15 |
12 |
-20,00 |
15 |
13 |
-13,33 | |
|
ср. приемистость нагнетательных скважин |
м3/сут |
63 |
79,6 |
26,35 |
61,5 |
75,3 |
22,44 |
60,9 |
61,8 |
1,48 | |
|
КИН |
д. ед. |
0,07 |
0,07 |
5,71 |
0,08 |
0,09 |
13,75 |
0,089 |
0,11 |
22,47 | |
|
отбор от НИЗ |
% |
18,9 |
20,1 |
6,35 |
21,6 |
24,5 |
13,43 |
24 |
29,6 |
23,33 | |
|
темп отбора от НИЗ |
% |
2,8 |
4,4 |
57,14 |
2,7 |
4,5 |
66,67 |
2,4 |
5 |
108,33 | |
|
закачка рабочего агента |
тыс. м3/год |
300 |
95,4 |
-68,20 |
303 |
146 |
-51,98 |
300 |
180 |
-40,10 | |
|
накопленная закачка рабочего агента |
тыс. м3 |
847 |
217 |
-74,39 |
1150 |
363 |
-68,48 |
1450 |
542 |
-62,61 | |
|
текущая компенсация отбора |
% |
194,7 |
24,6 |
-87,37 |
186,2 |
36,2 |
-80,56 |
192,2 |
37,7 |
-80,39 | |
|
компенсация отбора с начала разработки |
% |
96,5 |
13 |
-86,53 |
114,8 |
17,5 |
-84,76 |
114,3 |
21,3 |
-81,36 | |
Таблица 4.4.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки фаменской залежи
|
Показатель |
Единица измерения |
2012 | ||
|
проект |
факт |
отклонение, % | ||
|
Добыча нефти |
тыс.т |
93,9 |
89,8 |
-4 |
|
добыча жидкости |
тыс.т |
115,2 |
116,3 |
1 |
|
Σ добыча нефти |
тыс.т |
743,4 |
739,2 |
-1 |
|
Σ добыча жидкости |
тыс.т |
830,4 |
831,1 |
0 |
|
ввод добывающих скв. |
шт |
0 |
0 |
0 |
|
действующий фонд добывающих скважин |
шт |
24 |
23 |
-4 |
|
ср. обводненность продукции скважин |
% |
18,5 |
22,8 |
+23 |
|
ввод нагнетательных скважин |
шт |
0 |
1 |
+100 |
|
фонд нагнетательных скважин |
шт |
8 |
8 |
0 |
|
ср. приемистость нагнетательных скважин |
м3/сут |
63 |
58 |
-8 |
|
КИН |
д. ед. |
0,103 |
0,103 |
0 |
|
отбор от НИЗ |
% |
22,5 |
24,6 |
+9 |
|
темп отбора от НИЗ |
% |
2,8 |
3 |
+7 |
|
закачка рабочего агента |
тыс. м3/год |
96,3 |
84,2 |
-13 |
|
накопленная закачка рабочего агента |
тыс. м3 |
328,7 |
318,6 |
-3 |
|
текущая компенсация отбора |
% |
84 |
72 |
-14 |
|
компенсация отбора с начала разработки |
% |
24,2 |
23,4 |
-3 |
По анализу проектных и фактических показателей разработки фаменского объекта, можно сделать следующие выводы:
добыча нефти незначительно ниже проектного показателя, что связано с меньшим фондом скважин, чем предусмотрено проектом (23 вместо 24);
фактическая обводненность продукции скважин на 23 % выше проектной, поэтому необходимо проводить мероприятия по ограничению притока из обводнившихся пропластков;
при соответствии фактического фонда нагнетательных скважин проектному в пласт закачивается недостаточно рабочего агента (на 13 % меньше проектного), что связано как с пониженной приемистостью скважин, так и с частыми простоями скважин.