Анализ системы поддержания пластового давления на Кудринском месторождении, страница 8

Отбор нефти за 2004 год составил 175 тыс.т, или 80 % максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 1990 году. Добыча нефти в 2004 году несколько ниже уровня предыдущего года (194 тыс.т). Годовая добыча жидкости в 2004 г. – 1,6 млн.т, что составляет  максимальный уровень за всю историю разработки. Годовая закачка воды в 2004 году составила 1,5 млн. м³, что также является максимальной отметкой за историю разработки. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды (в пластовых условиях)  составляет 90 %, накопленная – 96 %. С начала разработки на месторождении добыто 2,837 млн.т нефти, извлечено 10,8 млн.т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 62,3 % при обводненности 88,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,249. Накопленный водонефтяной фактор – 2,8. Кратность остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по месторождению (отношение величины ОИЗ к годовой добыче нефти в 2004 году) 10 лет. Закачано с начала разработки 11 млн.м³ воды.

3-15

Основная часть скважин характеризуется либо низкими дебитами жидкости (дебит менее  10 т/сут имеет половина скважин), либо высокими (дебит более 100 т/сут имеет более четверти скважин). Малодебитный фонд в основном расположен на низкопроницаемых и маломощных участках пласта БС₈. Высокой обводненностью продукции (более 90 %) характеризуются более двух третей скважин. Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.

Анализ распределения фонда по удельным (на одну скважину) накопленным отборам нефти показывает, что из 95 скважин пребывавших в работе четверть отобрала менее чем 10 тыс.т. Наибольшее количество нефти в расчете на одну скважину добыто из пласта АС_5-6, наименьшее - из пласта БС₆. Почти треть добывающих скважин отобрала более 40 тыс.т. В среднем по месторождению на одну пребывавшую в работе скважину добыто около 30 тыс.т нефти, что свидетельствует о достаточно высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда с учетом относительно малого фактического срока разработки.

Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал, что основная часть (почти две трети) скважин работают с приемистостью 100-300 м³/сут. Низкая приемистость (менее 100 м³/сут) характерна для 12 % скважин, высокая (более 4300 м³/сут) - для 6 % нагнетательного фонда. Основная часть (61 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 8 до 14 МПа. При давлении более 20 МПа – 5 % скважин (все на самом нижнем пласте БС₈). Обращает на себя внимание тот факт, что значительная часть (почти четверть) пробуренных скважин в настоящее время находится в работе.

Основной причиной бездействия скважин Кудринского месторождения (70 %) являются достаточно тяжелые аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин и прихватами насосов, колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и прочего скважинного, ремонтного и исследовательского оборудования. На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ.

3-21

10 % неработающего фонда по состоянию на конец 2004 года находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу. Еще 10 % фонда остановлены по причине отсутствия герметичности эксплуатационной колонны: совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР) позволит в ближайшее время запустить большую часть этих скважин в работу. Остальные скважины остановлены из-за низкого дебита по жидкости вследствие приконтурного размещения нагнетательных скважин и низкого пластового давления в центральной части продуктивной залежи.