Анализ разработки, прогнозирование эффективности работы объекта ЮВ/ Северо-Покачевского месторождения

Наибольшие средние дебиты жидкости и нефти после ГРП получены на северном участке Восточной залежи - 113,5 т/сут и 30,3 т/сут,соответственно. На южном участке Восточной залежи дебит нефти после ГРП в 1,5 раза ниже: в среднем дебит нефти - 19,9 т/сут, дебит жидкости - 69,3 т/сут при обводненности - 71,3 %.
Масса проппанта по обоим участкам близкая: на северном - 31,5 т, на южном - 33,1 т. На северном участке Восточной залежи максимальная концентрация расклинивающего агента и темп закачки жидкости разрыва составили - 1099 кг/м и 3,1 м /мин, на южном участке - 975 кг/м и 3,4 м3/мин, соответственно.
В среднем по всем скважинам эксплуатационного фонда северного участка Восточной залежи начальный прирост дебита нефти составил 18,2 т/сут, среднегодовой - 24,7 т/сут. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 149,9 тыс.т или 16,7 тыс.т/скв. Среднее отработанное время скважины 319 суток, по скважине №1517 эффект продолжается. На южном участке Восточной залежи начальный прирост дебита нефти составил 5,3 т/сут, среднегодовой - 14,3 т/сут (с учетом скважин №1352Г и 1359Г, на которые приходится 84 % всей добычи южного участка). Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 82,0 тыс.т или 7,5 тыс.т/скв. Среднее время работы скважин 260 суток, по №№ 1315, 1352Г, 1359Г эффект продолжается.
С начала разработки на объектах ЮВ/ и Ач1 Северо-Покачевского месторождения выполнено 67 и 4 ОПЗ соответственно, 30 из 71 обработок с дополнительной добычей нефти более 500 т, дополнительная добыча - 48,4 тыс.т, средняя продолжительность эффекта - 172 сут., удельный эффект - 702,1 т/скв-опер, средний удельный прирост дебита нефти - 4,3 т/сут;
На объекте ЮВ11 на участке «Север» Восточной залежи успешно были проведены мероприятия с использованием технологий «Эмант» и АРСиП. На участке «Юг» Восточной залежи получены наиболее стабильные и высокие показатели по технологиям «Гелий» и Элтинокс. На участках «Восток» и «Запад» Основной залежи технологии Алдинол-20, «Эмант» и «Гелий» обеспечили достаточно высокие эффекты.
Зависимость величины эффективности относительно даты проведения ОПЗ после ГРП не выявлено. Суммарная дополнительная добыча нефти за счет 177 ГРП на добывающих скважинах составила 1943,6 тыс.т, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет 11,0 тыс.т.
Можно отметить, что фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений. В 2013 г. фактический уровень добычи нефти меньше, чем по проекту на 37,1 %, жидкости меньше на 19,6 %. Основные возможные причины:
1. Низкая эффективность проведенных ОПР по бурению ГС с МГРП в 2011-2012 гг. на западном участке Основной залежи. Средние входные дебиты нефти и жидкости по новым скважинам 2012 г. ниже проектных (дебит нефти ниже проекта на 5,5 т/сут, жидкости - на 10,6 т/сут), что обусловило потери нефти и больший темп обводнения продукции.
2. Отклонение по действующему фонду добывающих скважин с 2012 г. по причине: сокращения сроков отработки нагнетательных скважин из бурения на западном участке Основной залежи (проект - 2-3 года, факт - от 6 мес. до 1 года) - вследствие низкой эффективности системы ППД в условиях существующих региональных стрессов и необходимости поддержания пластового давления; и остановки дальнейшего разбуривания куста 44 (по проекту 2012-2013 гг.) Восточной залежи по причине неэффективного бурения двух ГС 1372Г и 1443Г, ликвидированных по геологическим причинам.
Годовой объем закачки в течении 2009-2013 гг. находился на проектном уровне, максимальное отклонение составило 19 % в 2011 г. На всех залежах объекта ЮВ/ реализуются проектные системы заводнения.
Для компенсации отставания добычи от проектных значений рекомендуется усиление программы ГТМ, оптимизация системы заводнения исокращение бурения низкоэффективных скважин краевых зон за счет бурения боковых стволов.
Для повышения эффективности ОПЗ рекомендуется:
• перед проведением ОПЗ на длительно простаивающих скважинах выполнять работы по реперфорации продуктивных интервалов с целью увеличения охвата воздействия и глубины проникновения реагентов в пласт;
• сократить время реакции кислот с породой, считая с момента начала ее продавки в пласт, до 1 часа. По истечении указанного времени отрабатывать скважину на приток для своевременного удаления из зоны воздействия продуктов реакции.
При проведении операций ГРП на скважинах эксплуатационного фонда Основной залежи объекта ЮВ/ рекомендуется использовать удельную массу проппанта на метр толщины пласта в диапазоне от 3 до 5 т/м. На скважинах Восточной залежи в ЧНЗ рекомендуется проведение ГРП с удельной массой


Купить