Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Из выделенных в техсхеме трех эксплуатационных объектов (Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания Ю₁¹ + Ю₁³), на первочередном участке в период 1988-1995 гг. разбуривался только пласт Ю₁¹, как наиболее продуктивный. Фактически участок пробной эксплуатации разбурен на 74 %, т.к. с 1996 года буровые работы на Киняминском месторождении были прекращены.

Принятая проектными документами трехрядная блоковая система разработки до настоящего времени была реализована не в полном объеме. Нагнетательные ряды недоформированы по сравнению с проектом.

Система ППД по разрабатываемому участку месторождения состоит из двух разрезающих рядов и одной скважины приконтурного заводнения (115). На 1.01.2001 г. в нагнетательном фонде числится 10 скважин: 8 действующих, 2 - в освоении под закачку. Проектное соотношение добывающих к нагнетательным по разрабатываемому пласту Ю₁¹ 2,3: 1. Фактическое на 1.01.2001 г.:

а) по действующему фонду 1,5: 1,

б) при условии ввода из бездействия и освоения 2,4: 1,

в) при условии ввода нагнетательных скважин из отработки на нефть 3: 1.

Северный разрезающий ряд нагнетательных скважин сформирован на 67 %. Из 6 нагнетательных скважин, предусмотренных проектом, в северном разрезающем ряду в нагнетательном фонде числится 4 скважины (103, 104, 105, 107). Две нагнетательные по проекту скважины – 102 и 106 находятся в отработке на нефть.

Южный нагнетательный ряд по разрабатываемому участку согласно проектного назначения должен состоять из 7 скважин. На 1.01.2001 г. четыре из них (124, 125, 127, 128) числятся в добывающем фонде. Закачка осуществляется только в 3 скважины (123, 126, 129), т.е. южный нагнетательный ряд реализован на 43 % относительно проекта.

При текущем состоянии фонда скважин компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки пласта на 1.01.2001 г. – 45,9 %, текущая – 91,2 %. Недостаточное влияние ППД проявляется в виде значительных по размерам зон пласта с пониженным пластовым давлением.

Бездействующий фонд, как отмечено ранее, на 1.01.2001 г. составил 54 % (13 скважин) от эксплуатационного. Почти половина из них (6 скважин) на момент остановки имели дебиты нефти менее 5 т/сут. Низкая компенсация отбора жидкости закачкой воды привела к снижению пластового давления, снижению дебитов жидкости и остановке этих скважин.

Рассматривая карту текущих отборов на 1.01.2001 г., можно отметить в настоящее время нецелесообразность закачки в нагнетательные скважины 104 и 105, окруженные уже продолжительное время находящимися в бездействии скважинами 138, 139, 214, 216 (139 в бездействии 5 месяцев, 138 – 2,6 года, 106 – 1,6 года, 214 – 1,7 года) и ожидающей ликвидации скважиной 215. В ближайшее время необходимо рассмотреть вопрос о выведении этих скважин из бездействия.

Таким образом, на месторождении назрела острая необходимость в решении ряда важнейших задач, первоочередными из которых являются:

1. Доформирование разрезающих рядов путем вывода нагнетательных скважин из освоения и из отработки на нефть.

2. Увеличение объемов закачки воды до достижения текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.

3. Проведение необходимых ремонтных работ и геолого-технологических мероприятий по бездействующему фонду скважин и скорейшее введение их в работу.

В итоге:

1. Киняминское нефтяное месторождение находится в начальной стадии разработки.

2. На месторождении выделено 2 эксплуатационных объекта: Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания пластов Ю₁¹ + Ю₁³. В настоящее время разрабатывается только пласт Ю₁¹.

3. Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения – проектный эксплуатационный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7 %, по пласту Ю₁¹ – на 11%, первочередному участку на 74 %. С 1996 года из-за отсутствия финансирования бурение было прекращено.

4. На 1.01.2001 г. эксплуатационный фонд Киняминского месторождения составляет 32 скважины (80 % от пробуренного фонда): 24 добывающих и 8 нагнетательных.

5. Действующий добывающий фонд месторождения полностью механизирован.

6. С 1993 года на месторождении сложилась неблагоприятная тенденция увеличения бездействующего фонда. На 1.01.2001 г. больше половины скважин (13 шт.) добывающего фонда бездействует.

7. С начала разработки на 1.01.2001 г. на месторождении отобрано 1588 тыс.т нефти, что составляет 5 % от НИЗ месторождения, 6 % от НИЗ пласта Ю₁¹ и 37 % от НИЗ участка пробной эксплуатации.

8. Накопленная добыча жидкости на 1.01.2001 г. – 1633 тыс.т.

9. Средний накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет 45 тыс.т, что является достаточно высоким показателем работы скважин.

10. Месторождение характеризуется достаточно высокими средними дебитами нефти. На 1.01.2001 г. с дебитом нефти более 50 т/сут работает 45,5 % действующих скважин. Всего 1 скважина (9 % от общего) имеет дебит нефти менее 10 т/сут.

11. Фонд проектных нагнетательных скважин разбурен в целом по месторождению всего на 9 %, по пласту Ю₁¹ – на 16 %. Степень освоения скважин под закачку – 67 %.

12. Месторождение характеризуется невысокой обводнененностью. За 2000 г. средняя обводненность составила 11,1 %.

13. Система заводнения на месторождении окончательно не сформирована, соотношение добывающих и нагнетательных скважин выше проектного – 3: 1 (по проекту 2,3: 1).

14. Значительное отставание фонда нагнетательных скважин и объемов закачки от проекта обуславливают низкое значение накопленной компенсации – 46 %, что в 2,5 раза ниже проектной.

15. Средневзвешенное значение пластового давления на 1.01.2001 г. 27,86 МПа, что ниже начального (28,7 МПа) на 0,8 МПа.

16. Состояние разработки на месторождении неудовлетворительное. За 12 лет отобрано 5 % от НИЗ месторождения.

3.3 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для поддержания пластового давления, увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи. Особое значение эта задача приобретает при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых неоднородных коллекторах.

Низкопроницаемые терригенные коллекторы, как правило, сложены тонкодисперсным обломочным материалом и содержат значительное количество глинистых материалов. Характерной особенностью таких коллекторов являются малые размеры поровых каналов и значительная удельная поверхность скелета пород. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах существенно возрастает роль процессов взаимодействия флюидов и пород, капиллярных эффектов и механической деформации скелета.

Выбор воздействия на пласт определяется свойствами, структурой, составом пластовых пород и насыщающих флюидов.

Обоснование метода заводнения.

Заводнение является первым и, сравнительно, широко применяемым в большинстве случаев технологически эффективным, простым и экономичным способом воздействия на пласт. Для этого применяют как пресные, так и нефтепромысловые сточные воды.

При гидрофобном коллекторе вытеснение, в основном, происходит из крупных пор. Экспериментальными исследованиями многих авторов по влиянию смачиваемости на эффективность вытеснения нефти водой из низкопроницаемых коллекторов получено, что в гидрофобных коллекторах очень высокая остаточная нефтенасыщенность (45-60 %).

Содержание большого количества глин создает возможность уменьшения проницаемости из-за набухания глин при соприкосновении их с водой.

Из опыта применения заводнения на Киняминском месторождении можно отметить отсутствие преждевременного прорыва воды. Это указывает на успешность применения заводнения на месторождении.

Преимущества закачки подземных вод:

1. Подземные воды обладают гораздо лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные воды рек, озер, причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти, безводная и конечная нефтеотдача. Экспериментально установлено, что альб-сеноманские воды Западной Сибири способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с речной водой на 3 - 5 %.

2. При необходимости термозаводнения для разработки залежей нефти с высоким содержанием парафина и высокой вязкостью, использование высокотермальных нижних подземных вод позволяет отказаться от строительства специальных установок для подогрева закачиваемой воды.

3. При закачке минерализованной подземной водой в нефтяные пласты высокой глинистости происходит меньшее разбухание глинистых частиц в отличие от закачки пресных и слабосоленых вод, приводящее к снижению проницаемости пласта в несколько раз. Специальные исследования показали, что разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20 - 30 г/л и массовом содержании ионов кальция и магния более 10 %.

4. Использование минерализованных подземных вод для закачки, как правило, препятствуют сероводородному заражению нефтяных пластов и выпадению неорганических солей. Высокоминерализованные подземные воды не только стерильны, но и обладают бактерицидными свойствами и подавляют жизнедеятельность сульфато-восстанавливающих бактерий, продуцирующих сероводород. Большое сходство химического состава пластовых вод нефтяных залежей и закачиваемых подземных вод определяет их химическую совместимость, что во многих случаях предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных скважин и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти.

5. Использование минерализованной подземной воды позволяет экономить пресную воду рек, озер и грунтовых горизонтов, дефицит на которую растет с каждым годом.

Вместе с тем, обобщение накопленного опыта применения подземных вод для закачки в нефтяные горизонты выявило ряд сложностей этого процесса:

· Минерализованные подземные воды, как правило, более коррозионноактивны, чем пресные воды, и при их использовании приходится уделять большое внимание защите трубопроводов и оборудования от коррозии.

· В некоторых районах подземные верхние воды залегают в пластах рыхлых песков и в водозаборных скважинах образуются песчаные пробки.

· В отдельных случаях добыча подземной воды сопровождается солеотложениями.

Борьба с этими негативными явлениями требует дополнительных затрат.

Проблемы разработки низкопроницаемых коллекторов с заводнением связаны с освоением скважин и поддержанием пластового давления, качеством закачиваемой воды и быстрым падением фазовой проницаемости по нефти.