32
объекта составляет 69,7 %. При этом следует иметь в виду, что
фактическая разбуренность еще выше, т.к. при проведении авторского
надзора, в 2016 году, выявилась необходимость в отказе от бурения на
объекте еще 52 скважин, оказавшихся за контуром нефтеносности или в
области некондиционных толщин.
Помимо пробуренных проектных скважин в добывающем фонде
используются еще 12 разведочных скважин. С учетом изменения площади
нефтеносности на ЦХП осталось пробурить 8 проектных скважин.
Из неработающего фонда в эксплуатацию введены три скважины –
из без прошлых лет и из консервации. Среднегодовой фонд увеличился на
5,6 % и составил 109,5 скважины. Всего в эксплуатации перебывало 118
скважин. Коэффициент эксплуатации фонда скважин в 2016 г. увеличился
на 4,4 % по сравнению с 2014 г. и составил 0,965, а коэффициент
использования фонда вырос на 3,9 % и составил 0,878.
Движение фонда скважин в течение последних трех лет приведено в
таблице 2.2.
Таблица 2.2
Движение фонда скважин четвертого объекта за три года
Категория скважин
2014 г.
2015 г.
2016
Добывающие скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
125
125
125
Действующий фонд на конец года
117
116
114
Ввод скважин в эксплуатацию
11
11
3
Выбытие скважин из эксплуатации
4
3
5
Среднегодовой фонд
102,9
103,7
109,5
Нагнетательные скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
35
36
38
Действующий фонд на конец года
26
28
33
Ввод скважин в эксплуатацию
2
3
5
Выбытие скважин из эксплуатации
–
3
-
Среднегодовой фонд
24,8
25,4
29,0
33
На 01.01.16 г. несколько скважин находились в бездействии и
консервации из-за низкой продуктивности, высокой обводненности,
низкого пластового давления и из-за низкого притока.
Добыча нефти из четвертого объекта осуществляется с октября 1987
г. За прошедший год она снизилась на 0,7 % по сравнению с 2014 г. и
составила 50,4 % от годовой добычи по месторождению.
Падение добычи нефти в 2016 г. по сравнению с предыдущим годом
на 0,7 %, обусловлено, в основном, снижением среднего дебита нефти на
5,7 %, которое, в свою очередь, объясняется степенью выработки запасов.
При этом отработанное время увеличилось на 5,3 %.
Распределение действующего фонда скважин четвертого ЭО по
дебитам нефти (жидкости) и обводненности характеризует объект как
среднепродуктивный с низкой обводненностью скважин на северном
куполе и средней обводненностью на южном.
В течение прошлого года обводненность продукции скважин
выросла на 6,3 % и составила 43,3 %. Из 13 высокообводненных скважин
12 находятся на южном куполе и одна скважина на северном. Продукция
десяти скважин разбавлена пресной водой, содержание хлоридов
колеблется от 909,1 мг/л до 21817,2 мг/л.
В 2016 г. в пласты четвертого объекта было закачано воды на 21,1 %
больше, чем в 2014 г., что связано, в основном, с увеличением
отработанного времени нагнетательным фондом скважин на 14,2 %, а
также с ростом средней приемистости на 6,1 %. На объекте, в течение 2016
г., введены под закачку воды пять новых скважин.
Фактическая обводненность в период с 2014 – 2016 гг. превышает
проектную и на конец 2016 г. составила 43,3 %, превысив проектную на
10,0 %.
34
Фактический действующий добывающий фонд скважин в период с
2014 – 2016 гг. превышает проектный и на конец 2016 г. превышение
составило 6 скважин (5,1 %).
Фактическая закачка воды в период с 2014 – 2016 гг. превышает
проектную и на 01.01.17 г. это превышение составило 42,7 %, что
обусловлено, в основном, большим отработанным временем
нагнетательным фондом скважин на 29,1 %, а также большей
приемистостью нагнетательных скважин на 14,9 %.
Фактическая добыча нефти в 2016 г. оказалась ниже проектной за
счет большей фактической обводненности продукции скважин и за счет
меньшего среднего дебита скважин по жидкости.
Рассмотрим пятый объект разработки.
К началу 2016 г. на продуктивные пласты пятого объекта пробурено
45 проектных скважин (31 добывающие и 14 нагнетательных), что
составляет 27,6 % от утвержденного проектного фонда.
С 1989 по 1994 гг. по геологическим причинам были исключены из
бурения 57 скважин, в результате чего скорректированный проектный
фонд на начало 1995 г. составил 106 скважин. В этот фонд были включены
47 скважин неразрабатываемого, в то время, северного купола.
Разбуренность пятого ЭО от скорректированного фонда составила 42,5 %.
На 01.01.17 г. фактическая разбуренность объекта еще выше, т.к. при
проведении авторского надзора в период с 1995 по 2016 гг. выявилась
необходимость в отказе от бурения еще 59 скважин, оказавшихся за
контуром нефтеносности или в области малых толщин.
Помимо пробуренных проектных скважин в добывающем фонде
используются еще восемь разведочных скважин. С учетом изменения
площади нефтеносности на ЦХП пятого объекта осталось пробурить две
проектные скважины.
35
Действующий фонд добывающих скважин увеличился до 34 против
33 в 2016 г. Всего в эксплуатации перебывало 37 скважин. Коэффициент
эксплуатации скважин достиг величины 0,956 (вырос на 2,9 %),
коэффициент использования фонда скважин – 0,755 (снизился на 1,4 %). В
бездействии и консервации находилось несколько скважин из-за низкой
продуктивности, высокой обводненности, низкого пластового давления,
низкого притока и аварийного состояния. Промышленная разработка
пятого объекта ведется с 1989 г. За прошедший год добыча нефти
практически не изменилась и составила 14,6 % от годовой добычи по
месторождению. Движение фонда скважин в течение последних двух лет
приведено в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Движение фонда скважин пятого объекта за три года
Категория скважин
2014 г.
2015 г.
2016 г
Добывающие скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
40
43
44
Действующий фонд на конец года
33
33
34
Ввод скважин в эксплуатацию
4
4
4
Выбытие скважин из эксплуатации
3
2
3
Среднегодовой фонд
29,5
30,1
31,7
Нагнетательные скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
7
8
10
Действующий фонд на конец года
6
7
8
Ввод скважин в эксплуатацию
–
–
3
Выбытие скважин из эксплуатации
–
–
1
Среднегодовой фонд
6,0
6,05
6,1
С 2000 г. началось разбуривание и разработка северного купола
пятого объекта. В 2016 г. на северном куполе добыто 10,7 % от годовой
добычи по объекту.
Незначительный рост добычи нефти в 2016 г. по сравнению с
предыдущим годом обусловлен ростом отработанного времени
36
действующего фонда скважин на 7,5 %. При этом средний дебит нефти
снизился на 6,9 %.
Распределение действующего фонда скважин пятого ЭО по дебитам
нефти (жидкости) и обводненности характеризует объект как
среднепродуктивный с низкой обводненностью (3,2 %) скважин на
северном куполе и средней обводненностью (33,3 %) на южном.
В течение прошлого года обводненность продукции скважин
выросла на 4,4 % и составила 31,3 %. Все семь высокообводненных
скважин находятся на южном куполе. Обводненность по ним колеблется
от 71,7 до 96,7 %.
В 2016 г. в пласты пятого объекта было закачано воды на 7,2 %
меньше, чем в 2014 г. На объекте, в течение 2014 г., введены под закачку
воды три новые скважины. Действующий фонд нагнетательных скважин к
концу 2016 г. составил 8 ед.
В 2016 г. на пятом объекте провели закачку трассера в две
нагнетательные скважины. Результаты трассирования показали, что по
фильтрационным свойствам пласты вокруг этих нагнетательных скважин
имеют высокую неоднородность в плане, фильтрационные потоки к
добывающим скважинам распределяются не равномерно.
Основные объемы воды к добывающим скважинам поступают по
высокопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью более 0,1
мкм
2
. Практически не установлены фильтрационные процессы по
низкопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью менее 0,05
мкм
2
.
Для подключения в работу низкопроницаемых каналов фильтрации в
нагнетательных скважинах необходимо провести работы по увеличению
охвата пластов вытеснением (закачку потокоотклоняющих реагентов).
В 2016 г. за счет проведения ГТМ в скважинах пятого объекта
дополнительно добыто 10,0 % от всей добычи нефти по объекту.
37
Основной прирост добычи нефти - 38,4 % от дополнительной
добычи по всем ГТМ, получен за счет проведения реперфорации в двух
скважинах. За счет ввода в эксплуатацию новой скважины получено 34,0
% от дополнительной добычи по всем ГТМ. За счет проведения ремонтно-
изоляционных работ в двух скважинах получено 19,1 % от
дополнительной добычи по всем ГТМ. За счет оптимизации режимов
работы четырех скважин прирост добычи нефти составил 4,2 % от
дополнительной добычи по всем ГТМ.
ГТМ по нагнетательному фонду включают ввод в эксплуатацию двух
новых нагнетательных скважин и перевод одной нагнетательной
скважины с четвертого на пятый объект. За счет ввода под закачку двух
новых скважин дополнительная добыча нефти из двух реагирующих
добывающих скважин составила 4,2 % от дополнительной добычи по всем
ГТМ.
С 2000 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости по объекту
были выше проектных. В 2014 г. фактический уровень добычи нефти
превысил проектный на 66,9 %, а фактический уровень добычи жидкости
на 64,5 %.
Действующий добывающий фонд скважин в 2013 г. превышал
проектный, а в период с 2014 – 2016 гг. стал ниже проектного.
Обусловлено это значительно меньшим вводом новых скважин.
Следует отметить, что превышение фактических дебитов нефти и
жидкости над проектными сохранялось в течение всего периода
разработки объекта. Значительно большие дебиты нефти и жидкости
обусловлены большей продуктивностью скважин по сравнению с ранее
представляемой.
Фактическая обводненность практически соответствует проектной.
В целом по пятому объекту накопленные показатели выше
проектных, утвержденных в 2000 г. Накопленная добыча нефти на 01.01.14
38
г. на 28,6 % больше проектной, накопленная добыча жидкости выше
проектного уровня на 27,9 %, а закачка на 30,0 %.
В 2016 г. в пласты объекта закачано воды на 26,4 % больше, чем
предусматривалось проектом, что обусловлено, в основном, большей
фактической приемистостью нагнетательных скважин. Накопленная
компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях на 01.01.16
г. составила 51,4 % (проектная 50,3 %).
Рассмотрим шестой объект разработки.
На начало 2016 г. на продуктивные пласты шестого объекта
пробурены 23 проектные скважины (19 добывающих и 4 нагнетательных),
что составляет 27,4 % от утвержденного проектного фонда. С 1989 по 1994
гг. по геологическим причинам были исключены из бурения 46 скважин.
В результате скорректированный проектный фонд на 01.01.13 г.
составил 38 скважин. Разбуренность шестого объекта от
скорректированного фонда составила 60,5 %. Движение фонда скважин в
течение последних двух лет приведено в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Движение фонда скважин шестого объекта за три года
Категория скважин
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Добывающие скважины
-
-
-
Эксплуатационный фонд на конец года
16
16
17
Действующий фонд на конец года
13
14
16
Ввод скважин в эксплуатацию
1
1
1
Выбытие скважин из эксплуатации
-
-
-
Среднегодовой фонд
12,6
13,0
14,0
Нагнетательные скважины
-
-
-
Эксплуатационный фонд на конец года
2
2
2
Действующий фонд на конец года
1
2
2
Ввод скважин в эксплуатацию
-
-
-
Выбытие скважин из эксплуатации
-
-
-
Среднегодовой фонд
1,1
1,0
1,0
39
На начало 2016 г. фактическая разбуренность объекта еще выше, т.к.
при проведении авторского надзора в период с 1995 по 2013 гг. выявилась
необходимость в отказе от бурения еще 15 скважин, оказавшихся за
контуром нефтеносности или в области малых толщин.
Помимо пробуренных проектных скважин в добывающем фонде
шестого объекта, используются еще три разведочные скважины.
В прошлом году из простаивающего фонда в эксплуатацию введена
всего одна скважина. Среднегодовой фонд увеличился на 6,8 % и составил
12,6 скважин.
Всего в эксплуатации перебывало 14 скважин. Коэффициент
эксплуатации скважин достиг величины 0,970 (вырос на 1,4 %),
коэффициент использования фонда скважин - 0,806 (вырос на 2,1 %).
В бездействии и консервации скважины находятся из-за низкой
продуктивности, низкого притока и отсутствия притока.
Промышленная разработка шестого объекта ведется с 1988 г. Добыча
нефти в 2014 г. соответствует 4,2 % всей добычи по месторождению.
Неравномерная выработка запасов нефти по пластам объекта
обусловлена преобладающей перфорацией базисного пласта Т
1
-I.
Выработка запасов нефти в соответствии с их скорректированной
величиной составляет 57,2 %, в том числе по базисному пласту (T
1
-I) –
77,7 %. При этом темп отбора запасов можно признать как достаточно
интенсивный (отбор ТИЗ в прошлом году составил 10,9 %).
Высокая степень использования НИЗ предопределяет близость
перехода шестого объекта в стадию падающей добычи.
Рост добычи нефти в 2016 г. по сравнению с 2014 г. на 21,9 %,
обусловлен, в основном, ростом среднего дебита нефти на 14,0 % и ростом
отработанного времени действующего фонда скважин на 6,9 %.
Прирост среднесуточной добычи по сравнению с 2015 г.
складывается из увеличения за счет роста дебита жидкости и увеличения
40
фонда скважин (времени его работы) и снижения за счет роста
обводненности.
Распределение действующего фонда добывающих скважин объекта
на конец 2016 г. по дебитам нефти (жидкости) и обводненности,
характеризует объект как достаточно продуктивный и среднеобводненный.
В течение прошлого года обводненность продукции скважин
выросла на 1,6 % и составила 41,5 %.
Режим разработки объекта можно охарактеризовать как
упруговодонапорный, переходящий в водонапорный в западной части
объекта, и слабоупруговодонапорный в восточной части объекта при
нескомпенсированных отборах жидкости закачкой.
В 2016 г. в пласты шестого объекта было закачано на 53,4 % меньше
воды, чем в 2014 г.
В целом по объекту скомпенсировано 12,2 % годового отбора
жидкости, накопленная компенсация составила 8,5 %.
С учетом притока пластовых вод из-за контура объекта расчетная
накопленная компенсация составляет 71,5 %.
В 2016 г. за счет проведения ГТМ в добывающих скважинах VI
объекта дополнительно добыто 13,0 % от всей добычи нефти по объекту.
Основной прирост добычи нефти (99,84 % от дополнительной
добычи по всем ГТМ) получен за счет оптимизации режимов работы трех
скважин.
После принятия новых проектных показателей в 2000 г. фактические
уровни добычи нефти и жидкости превышали проектные.
В 2016 г. фактический уровень добычи нефти превысил проектный
на 60,9 %, а фактический уровень добычи жидкости на 50,8 %.
Фактический действующий добывающий фонд скважин в период с
2013 – 2016 гг. превышал проектный на одну скважину (13 скважин – факт,
12 скважин – проект).
41
С 2012 г. фактическая обводненность была ниже проектной и в 2016
г. она составила 41,5 %, проектная 45,2 %.
В целом по шестому объекту накопленные фактические показатели
выше проектных, утвержденных в 2000 г.
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых
условиях на 01.01.16 г. составила 8,5 % (проектная 7,6 %).
Превышение фактической добычи нефти над проектной в 2016 г.
произошло за счет большего действующего фонда добывающих скважин,
за счет меньшей фактической обводненности продукции скважин, и за счет
большего среднего дебита скважин.
2.3 Новая технология одновременно-раздельной эксплуатации
(ОРЭ)
Добыча нефти на Харьягинском месторождении в 2016 году
сократилась на 5% до 1,5 млн. т. В то же время, значительно выросли
капиталовложения и операционные расходы. Для ООО «Лукойл-
УсинскНефтеГаз» всегда было важно вести эксплуатацию месторождений
рационально. В этой связи, на Харьягинском месторождении активно
внедряется технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ)
скважин при помощи пакера (Приложение 6).
ООО «Лукойл-УсинскНефтеГаз» в лице КЦДНГ-7 Усинского ТПП
на Харьягинском месторождении работает на четырех так называемых
объектах разработки из шести. Это первый (девонский период), четвертый
и пятый (пермский период), а также шестой (триас),а значит, нефть
добывается с разных глубин: от четырех до полутора километров. При
этом скважины на месторождении затрагивают каждая сразу несколько
объектов. Если такие скважины эксплуатировать по обычной схеме, то это
будет приводить к выработке только одного объекта, наиболее