1.7 Запасы нефти, газа и воды
В 2003 г. в ООО «Ненецкий НИПИнефть» был произведен пересчет запасов нефти и газа Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения, который основывался на результатах сейсмических исследований МОВ ОГТ объемом 1770 пог. км и данных бурения 49 поисковых и разведочных скважин.
После экспертизы материалов отчета в ГКЗ МПР РФ геологические и извлекаемые запасы углеводородов ярактинского горизонта были утверждены (протокол № 965 от 19.11.2004 г.).
Начальные геологические запасы нефти ярактинского горизонта утверждены ГКЗ в объеме 71 595 тыс. тонн, в том числе по категории С1 — 67356 тыс. тонн (94,1 %). При этом 70 108 тыс. тонн или 97,9 % ресурсов нефти относится к пласту I горизонта. Для пласта II оценка запасов нефти категории С2 составила 1 487 тыс. тонн.
Коэффициент извлечения нефти был утвержден как 0,21, с учетом чего начальные извлекаемые запасы нефти ярактинского горизонта составили 15 035 тыс. тонн, в том числе 14 145 тыс. тонн (94,1 %) по категории С1. Подавляющая часть извлекаемых запасов нефти – 14 723 тыс. тонн или 97,9 % сосредоточена в пласте I.
При принятом газосодержании пластовой нефти в 150,5 м3/т начальные геологические запасы растворенного газа утверждены в количестве 10 775 млн.м3, в том числе 10 137 млн.м3 по категории С1. Извлекаемые ресурсы составили 2 263 млн.м3.
Потенциальные содержания компонентов, содержащихся в растворенном газе, определены в 179,81 г/м3 для этана, 124,73 г/м3 для пропана, 49,74 г/м3 для бутанов и 0,054 % объемных для гелия.
Начальные геологические запасы компонентов растворенного газа составили: для этана – 1 937 тыс. тонн, пропана – 1 344 тыс. тонн, бутанов – 536 тыс. тонн, гелия – 5 819 тыс.м3.
Начальные извлекаемые запасы компонентов растворенного газа оценены в объеме: этана – 407 тыс. тонн, пропана – 282 тыс. тонн, бутанов – 113 тыс. тонн и гелия – 1 222 тыс.м3.
Запасы свободного газа утверждены в количестве 80 095 млн.м3, в том числе 65 883 млн.м3 (82,3 %) по категории С1. Основная часть ресурсов газа сосредоточена в I пласте ярактинского горизонта – 76 468 млн. м3 или 93,0 %. Незначительная доля этого объема – 416 млн. м3 (0,5 %) приурочена к Юго-Западной чисто газовой залежи, а остальные ресурсы относятся к газовой шапке Основной нефтегазоконденсатной залежи. Для пласта II указанное соотношение составляет 1 110 млн. м3 (30,6 %) и 2 517 млн. м3 (69,4%).
При потенциальном содержании стабильного конденсата в 200 г/м3 его начальные геологические запасы в пластовом газе составляют 16 019 тыс. тонн, в том числе 13 177 тыс. тонн (82,3 %) по категории С1. При утвержденном коэффициенте извлечения конденсата 0,53 его начальные извлекаемые запасы оцениваются в 8 489 тыс. тонн, в т.ч. 6 983 тыс. тонн по кат. С1.
При потенциальном содержании компонентов свободного газа в 96,9 г/м3 для этана, 72,6 г/м3 для пропана, 51,1 г/м3 для бутанов и 0,26 % объемных для гелия их начальные геологические запасы оцениваются соответственно в 7 761 тыс. тонн, 5 815 тыс. тонн, 4 093 тыс. тонн и 208 247 тыс.м3.
2. Характеристика текущего состояния разработки Дулисьминского месторождения
2.1 Система разработки месторождения
Месторождение открыто в 1983 году разведочной скважиной 2, в опытно-промышленную эксплуатацию введено в 2001 году на основании «Рабочего проекта подключения разведочных скважин 8 и 22 Дулисьминского месторождения на период ОПЭ», составленного «ВНИПИгаздобыча» [11].
Добыча нефти на месторождении начата в 2001 году с вводом в эксплуатацию скважины № 22 (в западной части месторождения), переведенной в категорию добывающих из числа разведочных. В период до 2007 года в эксплуатацию нефтяной залежи (нефтяного слоя) были последовательно введены еще 7 скважин из числа разведочных и, таким образом, к началу 2009 года добыча нефти на месторождении велась восемью добывающими скважинами, переведенными из числа разведочных.
Технологическая схема разработки Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения, составленная ООО «Геодата Консалинг» в 2006г., была утверждена на заседании ЦКР «Роснедра» (нефтяная секция) – протокол ЦКР №3937 от 28.12.2006 г [9]. В технологической схеме разработки месторождения предусматривалось до 2010 года эксплуатацию месторождения осуществлять по 10 варианту разработки, который включал в себя следующие параметры:
- выделение одного объекта разработки, включающего нефтяную оторочку и газовую шапку
- применение однорядной системы размещения горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных скважин (длина горизонтального участка ствола 500 м, расстояние между нагнетательными скважинами 800 м) с избирательной расстановкой дополнительных горизонтальных добывающих скважин;
- предполагает перевод 4 разведочных скважин в эксплуатационный фонд и бурение новых: 87 горизонтальных добывающих и 91 нагнетательную скважину;
- срок окончания бурения проектных скважин 2023 год;
- общий фонд по объекту должен был составит 261 скважина;
- КИН 0,256 при утверждённом – 0,21;
- максимальные проектные уровни в целом по месторождению: добыча нефти-756,6 тыс. тонн. (2018г.), добыча жидкости-2236,1 тыс. тонн. (2028г.), закачка воды-4636,6 тыс. м3 (2032г.), добыча газа всего-2227 млн. м3 (2024г.), нефтяного-115 млн. м3 (2018г.), свободного-2185 млн. м3 (2032г.), добыча конденсата-394 тыс. тонн (2023г.).
В ходе работ на месторождении в 2006-2008 годах следование предписанным технологической схемой решениями выполнить не удалось. В эксплуатацию были введены исключительно разведочные скважины пробурены ранее (8 штук), а в 2007 г. годовая добыча нефти составила всего 3 тыс. тонн.
В середине 2008г. была пробурена первая горизонтальная скважина (№105) с длиной горизонтального ствола примерно 340 м., дебит нефти которой составил около 100 т/сут., а коэффициент продуктивности оказался на порядок больше, чем по скважинам из числа разведочных. Величина коэффициента продуктивности составила около 4,5 т/сут.ат.
Принципиальные положения Технологической схемы разработки 2006г. не изменились, но динамика основных технологических показателей оказалась иной, существенно увеличились дебиты скважин, темпы отбора запасов нефти – максимальные уровни добычи нефти почти удвоились, сохранилась положительная экономическая эффективность разработки нефтегазоконденсатной залежи Дулисьминского месторождения.
В марте 2009 г. «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Дулисьминского месторождения» был рассмотрен и утверждён на заседании ЦКР Роснедра (нефтяная секция) – протокол №4539 от 19.03.2009.
В течение 2009-2010 гг. на месторождении были пробурены ещё две добывающие скважины эксплуатационного фонда – номер 102 и номер 201 в 2009 г. и 2010 г. соответственно. Т.е. темпы освоения нефтяной оторочки месторождения оказались минимальными и не соответствовали намеченным объёмам. Положительные изменения наметились в первой половине 2011 г. В течение первой половины 2011 г. (на 01.07.2011г.) были закончены бурением и введены в эксплуатацию пять новых скважин добывающего фонда с горизонтальным окончанием. Среднесуточный дебит нефти (вместе с конденсатом) по горизонтальным скважинам составил около 100 т/сут, а наибольший дебит (скважин 202 и 401) достигал 200-300 т/сут.
Таким образом, общее количество скважин, из которых осуществлялась добыча нефти, газа, конденсата (нефтяные скважины) составляло на 01.07.2011 г. 16 единиц, в т.ч. 8 скважин, переведённых в эксплуатационный фонд из числа разведочных и 8 пробуренных проектных скважин с горизонтальным окончанием (добывающие).
В 2011 году компанией выполнен новый проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения», которое было рассмотрено и утверждено ЦКР Роснедра (протокол № 5337 от 29.12.2011 г.) [13].
Были рассмотрены варианты с различными подходами к утилизации попутно добываемого нефтяного газа и газа газовой шапки, а также уточнены темпы бурения и ввода в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин.
Основные проектные решения:
- максимальные прогнозные уровни: добыча нефти — 1246 тыс. т (2017 г.), добыча жидкости — 1834 тыс. т (2023 г.), закачка воды – 3158 тыс. м3 (2020 г.), добыча растворенного газа — 188 млн. м3 (2017 г.), добыча свободного газа — 1991 млн. м3 (2049 г.), закачка газа — 1112 млн. м3 (2020 г.), добыча конденсата — 285 тыс. т (2026 г.),
- фонд скважин 253, в т.ч.: добывающих 120 из них с горизонтальным окончанием 95, нагнетательных 65, газонагнетательных 8, газовых добывающих с горизонтальным окончанием 60;
- фонд скважин для бурения всего 220, в т.ч. добывающих, нефтяных, горизонтальных 87, добывающих, газовых, горизонтальных 60, нагнетательных 65, газонагнетательных 8.
За период 2011-2012 года была пробурена и введена в эксплуатацию 41 скважина, практически во всех скважинах до ввода в эксплуатацию были проведены гидродинамические исследования, налажены систематические замеры дебитов газа нефтяных скважин. По результатам замеров пластовых давлений по скважинам в разбуренной зоне оценена динамика этого показателя. Недропользователем было принято решение об изменении темпов ввода скважин и порядка ввода в разработку запасов нефти нефтяной оторочки и газовой шапки при сохранении очередности разбуривания нефтегазоконденсатной залежи ярактинского горизонта.
Все вышеизложенные обстоятельства требовали обновления проектной документации. В 2013 году компанией ООО «СЖЖ Восток» составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения», утвержденное ЦКР Роснедр (протокол № 5801 от 10.12.2013 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями:
- максимальные прогнозные уровни: добыча нефти — 1055 тыс. тонн (2015 г.), добыча жидкости — 1100 тыс. тонн (2015 г.), закачка воды — 2348 тыс. м3 (2017 г.), добыча растворенного газа — 159 млн. м3 (2015 г.), добыча газа газовой шапки — 1798 млн. м3 (2050 г.), добыча свободного газа — 63 млн. м3 (2049 г.), закачка газа — 1214 млн. м3 (2020 г.), добыча конденсата — 295 тыс. тонн (2026 г.);
- фонд скважин 274, в т.ч.: добывающих 139 из них с горизонтальным окончанием 105, нагнетательных 64 из них с горизонтальным окончанием 28, газонагнетательных 9, газовых добывающих с горизонтальным окончанием 62;
- фонд скважин для бурения всего 196, в т.ч. добывающих, нефтяных, горизонтальных 73, добывающих, газовых, горизонтальных 62, водонагнетательных 52 из них с горизонтальным окончанием 28, газонагнетательных 9;
- достижение КИН 0,21, при Квыт=0,395 и Кохв=0,531.
В настоящее время Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается на основании данного проектного документа.
Как видно их обзора, проектные данные менялись три раза. В целом это объясняется тем, что первоначально в основе представлений о геологическом строении месторождения основывались на результатах работ полученных еще при картировании структуры и поисково-разведочном бурении.
Как показала опытная эксплуатация, эти представления не отображают действительной ситуации. Оперативная корректировка схемы разработки во многом позволила избежать серьезных проблем в будущем, когда исправление принятых технических решений потребовало бы расхода значительного количества ресурсов.
2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей
Для сопоставительного анализа проектные показатели разработки по Дулисьминскому месторождению, за последние пять лет, взяты из трех последних проектных документов.
В 2009-2010 годах Дулисьминское месторождение разрабатывалось согласно «Авторскому надзору за реализацией технологической схемы разработки Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол № 4539 от 19.03.2009 г.). В 2011-2012 годах эксплуатация месторождения осуществлялась согласно «Дополнению к технологической схеме разработки….» (протокол № 5337 от 29.12.2011 г.), в 2013 году – согласно «Дополнению к технологической схеме разработки….» (протокол № 5801 от 10.12.2013 г.).
Сопоставление фактических и проектных показателей за последние 5 лет разработки месторождения приведено в таблице 2.1.
Величины отклонений между основными проектными и фактическими показателями разработки запасов нефти представлены в таблице 2.2.
По состоянию на 01.01.2014 фактическая накопленная добыча нефти по месторождению составила 1969,9 тыс. тонн, по проекту – 1970,0 тыс. тонн. Можно отметить практически полное соответствие фактического и проектного показателей. В результате на уровне проектных показателей находятся фактический отбор нефти от утвержденных извлекаемых запасов, (с величиной 11,2 %) и текущий КИН (0,023).
Аналогичная ситуация с годовой добычей нефти в 2013 году. Проектные и фактические отборы нефти за последний год почти полностью соответствуют друг другу, отклонение мизерное, всего 0,1 %. Связано это с тем, что в 2013 году выполнено очередное «Дополнение к технологической схеме разработки Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения», в котором проведено уточнение основных показателей разработки. В результате величина отклонений между основными фактическими и проектными показателями добычи нефти и жидкости в 2013 году небольшая или вообще отсутствует.
В остальные годы анализируемого периода (за 2009-2012 годы) фактическая добыча нефти отличалась от своих проектных показателей, но величина отклонения между ними находилась в пределах допустимого.
Таблица 2.1 — Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки в целом по месторождению
| Показатели | год | |||||||||
| 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | ||||||
| проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | |
| Добыча нефти всего, тыс. тонн | 92,9 | 66,3 | 169,5 | 52,5 | 305,3 | 316,8 | 591,4 | 663,4 | 710,3 | 710,4 |
| Ввод новых добывающих скважин, шт. | 5 | 1 | 3 | 1 | 17 | 14 | 14 | 27 | 21 | 14 |
| Ввод скважин из бурения, шт. | 5 | 1 | 3 | 1 | 17 | 14 | 14 | 27 | 21 | 14 |
| Фонд добывающих скважин на конец года, шт. | 14 | 10 | 17 | 11 | 27 | 61 | 37 | 66 | 64 | 65 |
| Фонд механизированных скважин, шт. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 5 | 0 | 20 | 0 | 37 |
| Средняя обводненность продукции, % | 0,2 | 0,0 | 0,4 | 0,0 | 3,3 | 0,2 | 5,0 | 3,0 | 3,0 | 3,3 |
| Средний дебит по нефти действ, т/сут | 27,7 | 24,8 | 36,7 | 27,3 | 55,8 | 74,0 | 64,0 | 57,3 | 44,6 | 43,0 |
| Приемистость нагнетательных скважин, м3/сут | 0,0 | 0,0 | 101,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 206,7 | 52,6 | 168,8 |
| Добыча жидкости всего, тыс. тонн | 114,0 | 66,3 | 210,0 | 52,5 | 315,6 | 317,6 | 622,3 | 684,3 | 732,4 | 734,9 |
| Накопленная добыча жидкости с начала разработки, тыс. тонн | 280,0 | 226,8 | 490,0 | 279,3 | 596,0 | 596,9 | 1218,0 | 1281,1 | 2013,0 | 2016,0 |
| Накопленная добыча нефти, тыс. тонн | 250 | 227 | 420 | 279 | 585 | 596 | 1177 | 1260 | 1970 | 1970 |
| Коэффициент нефтеизвлечения, % | 0,003 | 0,003 | 0,005 | 0,003 | 0,007 | 0,007 | 0,014 | 0,015 | 0,023 | 0,023 |
| Закачка воды за год, тыс.м3 | 0 | 0,0 | 67,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 24,8 | 138,2 | 60,8 |
| Компенсация отбора с начала разработки, % | 0,0 | 0,0 | 9,2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1,3 | 4,5 | 2,8 |
| Газовый фактор, м3/т | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 | 150,5 |
| Добыча растворенного газа, млн.м3 | 14,0 | 10,0 | 26,0 | 8,0 | 46,0 | 47,7 | 89,0 | 99,8 | 106,9 | 106,8 |
| Накопленная добыча растворенного газа, млн.м3 | 38,0 | 31,2 | 63,0 | 39,1 | 87,0 | 86,8 | 176,0 | 186,6 | 296,0 | 296,0 |
| Отбор нефти от НИЗ, % | 1,4 | 1,3 | 2,4 | 1,6 | 3,3 | 3,4 | 6,7 | 7,1 | 11,2 | 11,2 |
| Темп отбора нефти от НИЗ, % | 0,5 | 0,4 | 1,0 | 0,3 | 1,7 | 1,8 | 3,4 | 3,8 | 4,0 | 4,0 |
Таблица 2.2 – Величины отклонений между основными проектными и фактическими показателями разработки запасов нефти
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |||||
| проект | разница | проект | разница | проект | разница | проект | разница | проект | разница | |
| факт | то же, % | факт | то же, % | факт | то же, % | факт | то же, % | факт | то же, % | |
| Добыча нефти, тыс. т | 92,9 | -26,6 | 169,5 | -117,0 | 305,3 | 11,5 | 591,4 | 72,0 | 710,3 | 0,1 |
| 66,3 | -28,6 | 52,5 | -69,0 | 316,8 | 3,8 | 663,4 | 12,2 | 710,4 | 0,0 | |
| Накопленная добыча нефти, тыс. т | 250,0 | -23,2 | 420,0 | -140,7 | 585,0 | 11,1 | 1177,0 | 82,5 | 1970,0 | -0,1 |
| 226,8 | -9,3 | 279,3 | -33,5 | 596,1 | 1,9 | 1259,5 | 7,0 | 1969,9 | 0,0 | |
| Средний дебит нефти, т/сут | 27,7 | -2,9 | 36,7 | -9,4 | 55,8 | 18,2 | 64,0 | -6,7 | 44,6 | -1,6 |
| 24,8 | -10,5 | 27,3 | -25,6 | 74,0 | 32,6 | 57,3 | -10,5 | 43,0 | -3,6 | |
| Фонд добывающих скважин, шт | 14 | -4 | 17 | -6 | 27 | 34 | 37 | 29 | 64 | 1 |
| 10 | -28,6 | 11 | -35,3 | 61 | 125,9 | 66 | 78,4 | 65 | 1,6 | |
| Обводненность, % | 0,2 | -0,2 | 0,4 | -0,4 | 3,3 | -3,1 | 5,0 | -2,0 | 3,0 | 0,3 |
| 0,0 | -100,0 | 0,0 | -100,0 | 0,2 | -93,9 | 3,0 | -40,0 | 3,3 | 10,0 | |
| Добыча жидкости, тыс. т | 114,0 | -47,7 | 210,0 | -157,5 | 315,6 | 2,0 | 622,3 | 62,0 | 732,4 | 2,5 |
| 66,3 | -41,8 | 52,5 | -75,0 | 317,6 | 0,6 | 684,3 | 10,0 | 734,9 | 0,3 | |
| Накопленная добыча жидкости, тыс. т | 280,0 | -53,2 | 490,0 | -210,7 | 596,0 | 0,9 | 1218,0 | 63,1 | 2013,0 | 3,0 |
| 226,8 | -19,0 | 279,3 | -43,0 | 596,9 | 0,2 | 1281,1 | 5,2 | 2016,0 | 0,1 | |
| Средний дебит жидкости, т/сут | 33,8 | -9,0 | 45,5 | -18,2 | 57,6 | 16,6 | 67,4 | -8,3 | 46,0 | -1,6 |
| 24,8 | -26,6 | 27,3 | -40,0 | 74,2 | 28,8 | 59,1 | -12,3 | 44,4 | -3,5 | |
| Закачка воды, тыс. м3 | 0,0 | 0,0 | 67,0 | -67,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 24,8 | 138,2 | -77,4 |
| 0,0 | 0 | 0,0 | -100,0 | 0,0 | 0 | 24,8 | 0 | 60,8 | -56,0 | |
| Накопленная закачка воды, тыс. м3 | 0,0 | 0,0 | 67,0 | -67,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 24,8 | 140,0 | -54,4 |
| 0,0 | 0 | 0,0 | -100,0 | 0,0 | 0 | 24,8 | 0 | 85,6 | -38,9 | |
| Фонд нагнетательных скважин, шт | 0 | 0 | 2 | -2 | 0 | 0 | 0 | 1 | 8 | -5 |
| 0 | 0 | 0 | -100,0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 3 | -62,5 | |
| Действующий фонд нагнетательных скважин, шт. | 0 | 0 | 1 | -1 | 0 | 0 | 0 | 1 | 8 | -7 |
| 0 | 0 | -100,0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 1 | -87,5 | ||
Своевременная корректировка показателей разработки, которая за последние пять лет выполнялась трижды, помогла определить величину отклонения между фактическими и проектными уровнями добычи нефти на протяжении данного временного интервала держать в допустимых пределах. Исключение составляет 2010 год, когда величина отклонения в добыче нефти превысила допустимую норму и составила 69%. В этот год фактические объемы бурения значительно отставали от проектных, фонд добывающих скважин на 35 % был ниже запланированного, фактические дебиты нефти и жидкости на 25,6% и 40 %, соответственно, ниже своих проектных показателей.
Если фактические объемы добычи нефти практически на протяжении всего анализируемого периода (за исключением одного года) соответствуют своим проектным показателям, то по объемам закачки этого сказать нельзя.
До 2013 года провести сравнительный анализ между проектными и фактическими показателями невозможно. За этот период проектный объем закачки был выполнен лишь однажды в 2010 году, но сравнивать его не с чем, поскольку фактическая закачка на постоянной основе была реализована только в 2012 году.
На 01.01.2014 в продуктивные отложения основной залежи пласта I закачано 85,6 тыс. м3 воды вместо 140 тыс. м3 по плану, расхождение составило 38,9 %.
В 2013 году фактический объем закачки воды меньше проектного на 56 %, его величина составила 60,8 тыс. м3 при проектной – 138,2 тыс. м3. В действующем нагнетательном фонде одна скважина вместо восьми по проекту. То есть, можно отметить, что проектные решения в области поддержания пластового давления не выполняются.
Через добывающие нефтяные скважины кроме нефти и попутного газа осуществляется отбор газа из газовой шапки и, соответственно, конденсата. В течение всего рассматриваемого периода (2009-2013 гг.), добыча газа из газовой шапки была существенно ниже, чем это было определено в проектных документах. В связи с этим, и добыча конденсата через нефтяные скважины также оказалась ниже проектных значений.
В целом значительное отклонение проектных показателей от фактических – отсутствует. По основным параметрам, таким как объем добычи, средний дебит, обводненнось – фактические значение соответствуют проектным. Наибольшее несоответствие прослеживается по системе компенсации отборов – фактическая закачка в два раза меньше проектной, фонд нагнетательных скважин в почти три раза меньше проектного.
Следует отметить, что тот дисбаланс между проектными и фактическими показателями, как на стадии опытной эксплуатации, так и в первые года разработки, к настоящему времени не наблюдается. Что указывает на правильности принимаемых решений, соответствующих ситуации.
2.3 Конструкция скважин
Для разработки Дулисьминского месторождения применяют наклонно-направленные скважины трех видов (см. рисунок 2.1) [13]:
а) тангенциального профиля со смещением ствола до 570-1050 м;
б) S-образного профиля со смещением ствола от 570 м;
в) тангенциального профиля со смещением ствола от 1050 м;
Наклонные скважины с проектным смещением ствола до 570 м проектируются по тангенциальному трехинтервальному профилю с большим вертикальным участком, включающему вертикальный участок, участок начального искривления ствола, тангенциальный интервал и участок вскрытия пласта или по S-образному трехинтервальному профилю, включающему вертикальный участок, участок начального искривления ствола и завершающий участок уменьшения зенитного угла. Вид профиля для каждой конкретной скважины определяется положением скважины в кусте и условиями предупреждения пересечения со стволами соседних скважин.
Скважины с проектным смещением ствола 1050÷1700 м проектируются по пятиинтервальному профилю, содержащему вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный интервал, участок увеличения зенитного угла, и тангенциальный участок до кровли продуктивного пласта. При применении данного вида профиля зенитный угол ствола в интервале расположения внутрискважинного эксплуатационного оборудования для добычи нефти имеет (в сравнении с другими видами профиля) минимальное значение, что обеспечивает удовлетворительные условия его работы. Кроме того, пятиинтервальный тангенциальный профиль имеет минимальную длину, в сравнении с J-образным типом профиля, при пологом вскрытии продуктивного пласта.
Конструкция вертикальных и наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин должна предусматривать использование следующих обсадных колонн:
— направление диаметром 426 мм спускается на глубину 30-40 м;
— кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 250-300 м, оборудуется противовыбросовым оборудованием (ПВО);
— промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1100÷1300 м, оборудуется ПВО;
— эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта, оборудуется ПВО;
-хвостовик диаметром 114 мм спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта, а верхний конец хвостовика крепится в эксплуатационной колонне на расстоянии не менее 70 м от ее башмака с помощью подвески размером 168/114.
Глубина спуска промежуточной колонны уточняется по результатам бурения первой скважины в кусте.
Направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны цементируются до устья, а хвостовик – на всю длину. Эксплуатационная колонна цементируется двухступенчатым способом.
Кроме наклонно-направленных скважин, для освоения запасов месторождения предполагается бурение горизонтальных скважин с проектным смещение ствола свыше 1200 м (см. рисунок 2.2). Данный тип профиля обуславливается необходимостью целью ограничения величины угла наклона ствола в интервале размещения внутрискважинного оборудования для добычи нефти. Сам профиль принимается семиинтервальный и включает следующие участки: вертикальный под кондуктор, участок начального увеличения зенитного угла до 30°, тангенциальный интервал до глубины по вертикали ниже интервала расположения внутрискважинного оборудования для добычи нефти, второй участок увеличения зенитного угла до расчетного значения, тангенциальный интервал, третий участок увеличения зенитного угла до величины, равной углу вскрытия пласта и горизонтальный участок.Направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны цементируются до устья, а хвостовик – на всю длину. Эксплуатационная колонна цементируется двухступенчатым способом.
Кроме наклонно-направленных скважин, для освоения запасов месторождения предполагается бурение горизонтальных скважин с проектным смещение ствола свыше 1200 м (см. рисунок 2.2). Данный тип профиля обуславливается необходимостью целью ограничения величины угла наклона ствола в интервале размещения внутрискважинного оборудования для добычи нефти. Сам профиль принимается семиинтервальный и включает следующие участки: вертикальный под кондуктор, участок начального увеличения зенитного угла до 30°, тангенциальный интервал до глубины по вертикали ниже интервала расположения внутрискважинного оборудования для добычи нефти, второй участок увеличения зенитного угла до расчетного значения, тангенциальный интервал, третий участок увеличения зенитного угла до величины, равной углу вскрытия пласта и горизонтальный участок.
Конструкция горизонтальных скважин включает следующие обсадные колонны:
— направление диаметром 426 мм спускается на глубину 20-30 м;
— кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 200-250 м (уточняется расчетом), оборудуется ПВО;
— промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1100÷1300 м (оборудуется ПВО);
— эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта, оборудуется ПВО;
— хвостовик диаметром 114 мм, включающий фильтры беспроволочные ФБ-114, либо фильтры для горизонтальных скважин типа ФГС-114, спускается в горизонтальный участок скважины и крепится в эксплуатационной колонне на расстоянии 70 м от ее башмака с помощью подвески размером 168/114.
Верхняя часть хвостовика цементируется по технологии манжетного цементирования. При этом система манжетного цементирования для нефтяных добывающих скважин устанавливается под ГНК.
Глубина спуска промежуточной колонны уточняется по результатам бурения первой скважины в кусте.
Направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны цементируются до устья, причем эксплуатационная колонна цементируется двухступенчатым способом.
Применение наклонно-направленных скважин со смещением более 500 м, и горизонтальных скважин, позволит более рационально разместить кустовые площадки что значительно упростит организацию дорожной сети на месторождении. С другой стороны, наличие горизонтальных скважин обеспечит более полное вовлечение продуктивного интервала в процесс добычи.
2.4 Анализ состояния фонда скважин
Согласно технологической схеме разработки с дополнениями, для выработки запасов углеводородов последним проектным документом предусмотрен проектный фонд из 274 скважин, из которых 203 нефтяных и 71 газовая скважина.
Эксплуатация месторождения началась с разработки нефтяной оторочки. В настоящее время разбурен участок подгазовой зоны. На месторождении пробурено 93 скважины, из них 90 числятся в добывающем фонде и 3 в нагнетательном. Реализация проектного фонда скважин приведена в таблице 2.3.
Проектный фонд нефтяных скважин реализован на 45,8 %. В 2013 году намеченный объем бурения выполнен на 55,2 %, из 29 проектных скважин пробурено 16. Значительно отстает бурение нагнетательных скважин. Из 8 запланированных скважин пробурено 2, обе находятся в освоении. Ввод газовых скважин в эксплуатацию намечен на 2023 год. Характеристика фонда скважин представлена в таблице 2.4.
В добывающем фонде 90 скважин, из них 28 разведочные и 62 эксплуатационные скважины. На сегодняшний день действуют 54 скважины, в том числе 5 из числа разведочных скважин и 49 эксплуатационных. Еще 1 скважина находится в освоении. Кроме них, 10 скважин в бездействии, 1 скважина в консервации и 24 ликвидированы.
Большая часть ликвидированного фонда в основном разведочные скважины, выполнившие свое назначение. Из 24 ликвидированных 20 разведочных, одна параметрическая и три эксплуатационные. Все эксплуатационные скважины ликвидированы по техническим причинам.
Основные причины остановки бездействующей части фонда — это высокий газовый фактор (у четырех скважин), высокая величина обводненности (у трех скважин) и технические причины, связанные с неисправностью глубинно-насосного оборудования и образованием асфальтосмолопарафинистыми отложениями (три скважины).
Коэффициент эксплуатации добывающего фонда составляет 0,952, коэффициент использования скважин – 0,868.
Из 54 скважин, которые согласно существующей отчетности числятся в действующем фонде, добычу нефти осуществляют 52 скважины, две скважины, в связи с резким снижением продуктивности по нефти из-за высокого газового фактора осуществляют добычу только газа и конденсата. Учитывая данное обстоятельство распределение по величинам дебитов нефти, жидкости и обводненности выполнено по 52 действующим скважинам. Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности приведено в таблице 2.5 и 2.6.
Таблица 2.3 – Реализация проектного фонда
| Категории и типы фонда скважин | Количество скважин |
| Утвержденный проектный фонд, всего: | 274 |
| В т.ч нефтяные, из них | 203 |
| -добывающие | 139 |
| -нагнетательные | 64 |
| В т.ч газовые, из них | 71 |
| -добывающие | 62 |
| -нагнетательные | 9 |
| Утвержденный проектный фонд для бурения, всего: | 196 |
| В т.ч нефтяные, из них | 125 |
| -добывающие | 73 |
| -нагнетательные | 52 |
| В т.ч газовые, из них | 71 |
| -добывающие | 62 |
| -нагнетательные | 9 |
| Реализованный проектный фонд скважин на 01.01.2014, всего | 95 |
| В т.ч нефтяные, из них | 95 |
| -добывающие | 90 |
| -нагнетательные | 5 |
| В т.ч газовые, из них | — |
| -добывающие | — |
| -нагнетательные | — |
| Реализованный проектный для бурения фонд скважин на 01.01.2014, всего | 19 |
| В т.ч нефтяные, из них | 19 |
| -добывающие | 14 |
| -нагнетательные | 5 |
| В т.ч газовые, из них | — |
| -добывающие | — |
| -нагнетательные | — |
С обводненностью менее 5 % эксплуатируется более 94 % (49 единиц) всех действующих скважин. Преобладают среди них две группы скважин. Первая, самая большая, (на ее долю приходится 42,9 % мало обводненных скважин) эксплуатируется с дебитами по нефти и жидкости, величина которых лежат в интервале 20-50 т/сут.
Вторая, меньшая по объему (на ее долю приходится 30,6 % низко обводненных скважин), работает с дебитами, величина которых изменяется в интервале 50-100 т/сут.
Таблица 2.4 – Фонд скважин Дулисьминского месторождения
| Категория | Состояние фонда скважин | Значение |
| скважин | ||
| Добывающие | Действующие | 54 |
| в том числе остановленные | 3 | |
| В освоении после бурения | 1 | |
| Бездействующие | 10 | |
| В консервации | 1 | |
| Пьезометрические | — | |
| Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 24 | |
| Всего | 90 | |
| Нагнетательные | Под закачкой | 1 |
| В освоении | 2 | |
| В отработке на нефть | — | |
| Бездействующие | — | |
| В консервации | — | |
| Пьезометрические | — | |
| Ликвидированные и в ожидании ликвидации | — | |
| Всего | 3 | |
| Контрольные | Наблюдательные | — |
| Пьезометрические | — | |
| Водозаборные | Действующие | — |
| В освоении после бурения | — | |
| Остановленные | — | |
| Бездействующие | — | |
| В консервации | — | |
| Пьезометрические | — | |
| Ликвидированные и в ожидании ликвидации | — | |
| Всего | — | |
| Общий фонд | Действующие | 55 |
| В освоении после бурения | 3 | |
| Остановленные | 3 | |
| Бездействующие | 10 | |
| В консервации | 1 | |
| Пьезометрические | — | |
| Наблюдательные | — | |
| Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 24 | |
| Водозаборные | — | |
| Всего | 93 |
Таблица 2.5. Распределение действующих добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности
| Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | Итого, шт. | |||
| 0 — 5 | 5 — 20 | 20 -60 | 60 — 100 | ||
| 0 — 10 | 4 | 4 | |||
| 10 — 20 | 6 | 6 | |||
| 20 — 50 | 21 | 1 | 1 | 23 | |
| 50 — 100 | 15 | 1 | 16 | ||
| 100 — 120 | 2 | 2 | |||
| 120 — 140 | 1 | 1 | |||
| всего | 49 | 2 | 0 | 1 | 52 |
Таблица 2.6. Распределение действующих добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности
| Дебит жидкости, т/сут | Обводненность, % | Итого, шт. | |||
| 0 — 5 | 5 — 20 | 20 -60 | 60 — 100 | ||
| 0 — 10 | 4 | 4 | |||
| 10 — 20 | 6 | 6 | |||
| 20 — 50 | 21 | 1 | 22 | ||
| 50 — 100 | 15 | 1 | 1 | 17 | |
| 100 – 120 | 2 | 2 | |||
| 120 – 140 | 1 | 1 | |||
| Всего | 49 | 2 | 0 | 1 | 52 |
Далее, по убывающей, идет группа низко обводненных скважин (их доля 20,4 %) с дебитами менее 20 т/сут. И самая малочисленная среди скважин с невысокой обводненностью это группа высокопродуктивных скважин (их доля составляет 6,1 %), они эксплуатируется с дебитами по нефти и жидкости более 100 т/сут.
Распределение эксплуатационного добывающего фонда по способам эксплуатации таблице 2.7.
Таблица 2.7 — Состояние эксплуатационного фонда Дулисьминского месторождения
| Эксплуатацион-ный фонд, шт. | Действующий фонд, шт. | Бездействующий фонд, шт. | В освоении, шт. | ||
| всего | фонтан | ЭЦН | |||
| 65 | 54 | 21 | 33 | 10 | 1 |
Скважин, обводненность продукции которых превышает 5 %, всего три, их доля в общем объеме около 6 %. Из них две скважины, имеют обводненность 15 % и 8,3 %, а их дебиты составляют, соответственно, по жидкости — 29,6 т/сут и 92,7 т/сут, по нефти – от 25,2 до 85,1 т/сут. Третья скважина (скв.205) высокообводненная, обводненность продукции составляет 65,6 % и при дебите жидкости 58,1 т/сут дебит нефти 20 т/сут.
Нагнетательный фонд состоит из одной действующей скважины. Скважина 7 переведена под нагнетание в сентябре 2012 года. В 2013 году средняя величина приемистости составила 168,8 м3/сут, годовой объем закачки 60,8 тыс. м3, накопленный – 85,6 тыс. м3.
Всего за период эксплуатации основной залежи пласта I добычу нефти осуществляли 66 скважин. Накопленная добыча жидкости и нефти, приходящаяся на одну скважину составила, соответственно, 30,5 тыс. т и 29,8 тыс. т.
Нагнетательный фонд состоит из одной действующей скважины. Скважина 7 переведена под нагнетание в сентябре 2012 года. В 2013 году средняя величина приемистости составила 168,8 м3/сут, годовой объем закачки 60,8 тыс. м3, накопленный – 85,6 тыс. м3.
2.5 Состояние выработки запасов
На сегодняшний день на месторождении одновременно с добычей нефти и попутного газа осуществляется отбор газа из газовой шапки и конденсата. Динамика основных показателей добычи нефти приведена в таблице 2.9, добычи газа газовой шапки и конденсата в таблице 2.8.
Подробная отчетность по основным показателям разработки на месторождении осуществляется с января 2006 года, до этой даты учитывалась только добыча нефти.
До 2011 года эксплуатация месторождения осуществлялась низкими темпами (темпы отбора не превышали 0,4%). С 2011 года в связи с резким увеличением объемов эксплуатационного бурения резко выросла добыча нефти, в 2013 году темп отбора достиг 4 %.
Рост добычи нефти способствовал снижению пластового давления в зоне отбора. В результате началось расширение газовой шапки и как следствие увеличение объемов прорывного газа. Из-за отсутствия системы поддержания пластового давления (ППД) рост объемов прорывного газа из газовой шапки продолжается.
Продолжается и рост текущего газового фактора, его величина за последние три года выросла с 618 м3/т (2011 год) до 994 м3/т (2013 год).
На сегодняшний день динамика добычи нефти и жидкости растущая. Согласно утвержденному варианту разработки добыча нефти и жидкости будет расти, поскольку более 70% площади основной залежи остается пока не разбуренной и в ближайшие годы ее планируется разбурить. Будут увеличиваться и объемы закачки, так как формирование системы ППД на данном этапе является первостепенной задачей.
Таблица 2.8 – Динамика основных показателей добычи нефти
| Год | Добыча нефти, тыс.т. | Темп отбора от НИЗ, % | Накопленная добыча нефти, тыс.т. | Отбор от начальных извлекаемых запасов, % | Коэффициент нефтеизвлечения, д.ед. | Добыча жидкости, тыс.т. | ||
| начальных | текущих | годовая | накопл. | |||||
| 2006 | 6,2 | 0,0 | 0,0 | 107,7 | 0,6 | 0,001 | 6,2 | 107,7 |
| 2007 | 2,9 | 0,0 | 0,0 | 110,7 | 0,6 | 0,001 | 2,9 | 110,7 |
| 2008 | 49,8 | 0,3 | 0,3 | 160,4 | 0,9 | 0,002 | 49,8 | 160,4 |
| 2009 | 66,3 | 0,4 | 0,4 | 226,8 | 1,3 | 0,003 | 66,3 | 226,8 |
| 2010 | 52,5 | 0,3 | 0,3 | 279,3 | 1,6 | 0,003 | 52,5 | 279,3 |
| 2011 | 316,8 | 1,8 | 1,8 | 596,1 | 3,4 | 0,007 | 317,6 | 596,9 |
| 2012 | 663,4 | 3,8 | 3,9 | 1259,5 | 7,1 | 0,015 | 684,3 | 1281,1 |
| 2013 | 710,4 | 4,0 | 4,3 | 1969,9 | 11,2 | 0,023 | 734,9 | 2016,0 |
Таблица 2.9 –Динамика основных показателей добычи конденсата и газа из газовой шапки
| Год | Добыча газа, млн. м3 | Накопл., млн. м3 | Темп отбора от НБЗ газа ГШ, % | Отбор от НБЗ газа ГШ, % | Добыча конденс., тыс. т | Накопл. конденс., тыс. т | Темп отбора от НИЗ конденс., % | Отбор от НИЗ конденс., % | Текущий КИК, доли ед. |
| 2006 | 13,0 | 13,0 | 0,02 | 0,02 | 0 | 2,6 | 0,000 | 0,03 | 0,0002 |
| 2007 | 1,0 | 14,0 | 0,00 | 0,02 | 0,2 | 2,8 | 0,002 | 0,03 | 0,0002 |
| 2008 | 29,6 | 43,6 | 0,04 | 0,1 | 5,9 | 8,7 | 0,1 | 0,1 | 0,001 |
| 2009 | 90,2 | 133,8 | 0,1 | 0,2 | 18,0 | 26,8 | 0,2 | 0,3 | 0,002 |
| 2010 | 97,3 | 231,1 | 0,1 | 0,3 | 19,5 | 46,2 | 0,2 | 0,6 | 0,003 |
| 2011 | 148,2 | 379,3 | 0,2 | 0,5 | 30,0 | 76,2 | 0,4 | 0,9 | 0,005 |
| 2012 | 454,7 | 834,0 | 0,6 | 1,1 | 92,6 | 168,8 | 1,2 | 2,1 | 0,01 |
| 2013 | 599,1 | 1433,2 | 0,8 | 2,0 | 122,0 | 290,8 | 1,5 | 3,6 | 0,02 |
2.6 Характеристика технических проблем разработки
Во многом технические проблемы разработки Дулисьминского месторождения залежи пласта I обусловлены сложной и длительной выработкой проектных решений и образовавшегося отрыва между проектными и фактическими показателями, прежде всего по бурению.
На сегодняшний день разбурено только 27 % площади нефтеносности, отнесенной к категории С1. Проектный фонд нефтяных скважин реализован на 45,8 %.
Из 90 добывающих скважин 54 действующих, 1 скважина находится в освоении, 10 скважин в бездействии, еще 1 скважина в консервации и 24 ликвидированы.
Основные причины остановки бездействующей части фонда — это высокий газовый фактор, высокая величина обводненности и технические причины, связанные с неисправностью глубинно-насосного оборудования и образованием асфальтосмолопарафинистых отложений.
Начальное пластовое давление по основной залежи принято на уровне 23,1 МПа, давление насыщения нефти газом – 21,5 МПа. Современное средневзвешенное значение пластового давления в нефтяной зоне составляет 22,2 МПа. В целом снижение величины пластового давления небольшое, а вот в зоне отбора его величина ниже и первоначального и давления насыщения.
Существующих объемов закачки пока недостаточно, чтобы поддерживать пластовое давление в зоне отбора хотя бы на уровне давления насыщения. Необходимо усиление системы поддержания пластового давления. Однако нагнетательный фонд состоит из одной действующей скважины, которая переведена под нагнетание в сентябре 2012 года, и наблюдаются значительные темпы отставания ввода нагнетательных скважин.
Исследования в скважинах показывают, что в разработку вовлечено около 36 % эффективной перфорированной толщины пласта.
Таким образом, сложившаяся ситуации показывает, что система разработки недостаточно эффективна. Отсутствие системы ППД приводит к снижению давления и увеличению текущего газового фактора, что ухудшает условия разработки. Естественно, что в таких условиях утвержденная величина КИН, которая равна 0,210, достигнута не будет.
Для исправления сложившейся ситуации необходимо:
- Начать массовое разбуривание проектного фонда;
- Организовать систему ППД;
- Выполнять мероприятия по повышению дебитов;
- Начать осуществлять методы интенсификации добычи.