Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 15 из 29)

Сравнение проектных и фактических показателей приведено в таблице 4.1. Как видно из таблицы фактические показатели разработки существенно отличаются от проектных показателей в большую сторону.

Проектом предусматривалось завершение бурения в 1998 году. Всего на месторождении к 2004 году по проекту должно быть реализовано 692 эксплуатационных скважины.

Фактически реализованный фонд Хохряковского месторождения, по состоянию на 1.01.2005 г., составил 788 скважин (96,9 % от проектного с учетом резерва), в том числе 528 добывающих и 260 нагнетательных скважин.

Максимального уровня добыча жидкости достигла в 2004 году и составила 6 701 тыс.т., что выше проектной величины (2 480 тыс.т.) на 4 221 тыс.т. (170 %). Весь послепроектный период (1995-2004 г.г.) характеризуется растущей добычей. При этом период с 1995 по 1999 г. характеризуется отставанием от проектных величин (фактическая добыча составляла от 72 до 93 % от проекта), а после 2000 года отборы жидкости значительно превышали проектное значение. По состоянию на 1.01.2005 года накопленная добыча жидкости составила 47 935 тыс. т (по проекту 37 981 тыс. т).

Добыча нефти в период с 1995 по 1998 год практически

соответствовала проекту, составляя от 90 до 110 % проектной величины. Начиная с 1999 года, отмечается значительной рост добычи нефти и если в 1999 году превышение проектного уровня добычи нефти составляло 30 %, то в 2004 году отбор нефти более чем в три раза превышал проект (рисунок 4.1).

Рис. 4.1. Динамика добычи нефти и обводненности (проект-факт)

На 1.01.2005 г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 37 264 тыс. т, при проектном значении 26 904 тыс.

т. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 3,9 %, от текущих извлекаемых запасов – 6,1 %, КИН – 13 %.

Обводненность в 2004 году увеличилась по отношению к 2003 году на 10,1 % и составила 46,7 %, что ниже предусмотренного проектом значения – 56,1 % (рис. 4.1).

Дебиты жидкости и нефти характеризуются постоянным ростом за последние 10 лет (рис. 4.2).

Рис. 4.2 Сопоставление проектных и фактических дебитов жидкости и нефти.

Так дебит жидкости в 2004 году составил 52 т/сут, более чем в три раза превысив проектное значение (16,4 т/сут), при этом дебит нефти составил 27,7 т/сут, практически в четыре раза превысив проект (7,2 т/сут).

Закачка воды в 2004 году (рис. 4.3) достигла своего максимального уровня – 9230 тыс.м3, превысив проект на 5 331 тыс.м3 (136 %). Накопленная закачка воды по состоянию на 1.01.2005 г. составила 76 973 тыс.м3 , так же

превысив проектный уровень (65 363 тыс. м3). Средняя приемистость нагнетательных скважин в период 2000-2004 гг. изменялась незначительно в пределах 140-148 м3/сут и в 2004 г. составила 144 м3/сут, более чем в два раза превысив приемистость, предусмотренную проектом – 66 м3/сут

(рис4.1).

Рис. 4.3. Добыча жидкости, закачка (проект-факт)

Несмотря на значительное увеличение темпов закачки, текущая компенсация отборов жидкости в целом по месторождению (рис. 4.1) увеличилась с 107 % в 2000 году до 110 % в 2004 году, при этом накопленная компенсация уменьшилась с 122 до 117 %. По проекту текущая и накопленная

компенсация в 2004 году должна составлять 130 и 129,5 % соответственно.

Темп отбора от НИЗ в 2004 г. превысил проектное значение – 1,9 % и составил – 3,9% (рис 4.4). Коэффициент нефтеизвлечения в 2004 году составил 13 %, по проекту к этому времени предполагалось достичь КИН – 15 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов в 2004 г. составил 40,2 %, что на 6,8 % ниже проектного значения. Отставание от проекта по значениям КИН и отборов от НИЗ, при превышении проектных значений отборов нефти, объясняется увеличением балансовых и извлекаемых запасов Хохряковского месторождения [8].

На рисунке 4.5 приведено сравнение зависимостей фактической и проектной обводненности от отборов от НИЗ. Фактическая зависимость обводненности от отборов от НИЗ практически полностью совпадает с проектной зависимостью. Следует отметить, что при расчете проектных значений отборов от НИЗ извлекаемые запасы были на 35 млн.т. ниже утвержденных на данный момент.

обводненности

Превышение проектных уровней добычи на Хохряковском месторождении объясняется несколькими факторами:

На месторождении реализовано на 96 скважин больше, чем предусмотрено по проекту, фактически на 74 % реализован резервный фонд.

Как отмечалось ранее, произошло значительное изменение в представлении о геологии месторождения, в частности произошло значительное увеличение геологических и извлекаемых запасов (протокол ГКЗ и ЦКР), что позволило вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти.

В значительной степени превышение добычи нефти и жидкости над проектным значением обусловлено проведением широкомасштабной программы ГТМ на добывающем фонде, направленной на увеличение нефтеотдачи. Фактически за период с 1995 года ГРП проведено на 467 скважинах (83,6 % от эксплуатационного фонда). В 117 скважинах ГРП проводилось при вводе в эксплуатацию из бурения. В том числе в 2004 году на добывающих скважинах проведено 73 операции ГРП. Проектом предусматривалось проведение ГРП на 93 скважинах, что составляло бы 18 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин.

В последние четыре года скважины эксплуатируются при забойных давлениях 7-9 МПа, что значительно ниже проектного значения. В течение 2000- 2004 г.г. проведено 276 операций по оптимизации режимов работы

добывающих скважин с использованием высоконапорных ЭЦН.

Широкомасштабное внедрение ГРП и высокая эффективность данного метода на Хохряковском месторождении позволили не только добиться более чем трехкратного превышения средних дебитов нефти, но и обусловили низкую обводненность продукции. Эффект от проведения ГРП способствует улучшению характеристик вытеснения. На рис. 4.6 показаны фактическая и проектная характеристики вытеснения (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости). Как видно из графика, фактическая характеристика имеет более благоприятный характер.

В то же время отмечается значительное отставание действующего фонда по отношению к проекту. Так действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2005 г. составил 381 скважины (по проекту 415 скважины).

Рис. 4.6. Проектная и фактическая зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости

При выполнении практически всех проектных показателей существует ряд проблем, связанных с системой ППД. Пластовые давления изменяются от 30 МПа в линиях нагнетания до 16-21 МПа в зонах отбора (Рплнач. = 24,7 МПа), что свидетельствует о слабой гидродинамической связи зон закачки и отбора. Сложившаяся ситуация приводит к нарушению баланса отборов жидкости и закачки, а попытка увеличить закачку за счет увеличения приемистости может крайне неблагоприятно сказаться на характеристиках вытеснения и привести к кинжальным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважины. Все это в дальнейшем может негативно сказаться на уровнях добычи нефти.

Таким образом, имеет место значительное превышение уровней отборов жидкости при сопоставимых значениях проектного и фактического

фонда добывающих скважин. В данных условиях к системе ППД предъявляются следующие требования:

1) Уровни закачки должны соответствовать объемам отбора жидкости и обеспечивать компенсацию, необходимую для поддержания пластового давления.

2) Развитие системы ППД следует проводить за счет увеличения числа нагнетательных скважин, в соответствии с предусмотренной ранее блочнозамкнутой системой разработки.

3) Необходимо проводить мероприятия по регулированию закачки, исходя из условий ограничения устьевых давлений, приемистости и накопленной компенсации.

Выполнение этих условий позволит повысить эффективность системы заводнения Хохряковского месторождения.

4.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Всего на Хохряковском месторождении по состоянию на 1.01.2005 года реализовано 809 скважин, в том числе:

528 - в добывающем фонде; 260 - в нагнетательном фонде; 21 - водозаборные скважины.

По состоянию на 01.01.2005 года в добывающем фонде Хохряковского

месторождения находится 528 скважин (табл. 4.1). При этом эксплуатационный нефтяной фонд составляет – 484 скважин (91,7% - от добывающего фонда), действующих – 381 (72,2%). В бездействующем фонде находится 103 скважины (19,5%), в консервации -24 скважины (4,5%), в пьезометрическом фонде – 8 скважин, 9 скважин ликвидировано и 3 находятся в ожидании ликвидации.

Изменение структуры добывающего фонда представлено в таблице 4.1 и на рисунке 4.7.

Таблица 4.1

Структура добывающего фонда скважин за 2002 - 2004 г.г.

Состояние	2002	2003	2004
Всего	568	548	528
Эксплуатационный фонд	508	499	484
в том числе, действующий	371	374	381
бездействующий	136	125	103
в освоение	1	0	0
В консервации	43	28	24
В пьезометрическом фонде	13	10	8
В ожидании ликвидации	2	8	3
Ликвидированно	2	3	9