ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ НОВО-ПУРПЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

В статье проводится анализ энергетического состояния объектов разработки Ново-Пурпейского месторождения, представлена общая характеристика проектных и фактических показателей разработки месторождения, а так же динамика изменения пластового давления по залежам пласта БС₆. По итогам анализа сделан вывод и выделены направления улучшения энергетического состояния залежей нефти и повышения эффективности их разработки.

Ключевые слова: разработка месторождений, Ново-Пурпейское месторождение, динамика изменения пластового давления, повышение эффективности разработки месторождения.

Ново-Пурпейское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В физико-географическом отношении Ново-Пурпейское месторождение находится на Надым-Пуровской равнине Западно-Сибирской геосинеклизы.

Районный центр, пос. Тарко-Сале, находится на правом берегу р. Пякупур, в 135 км к северо-востоку от месторождения. Расстояние до г. Ноябрьска составляет 90 км на юг. Ближайшие населенные пункты: город Губкинский находится в 58 км северо-восточнее месторождения, город Муравленко – в 65 км юго-западнее.

Сопоставление фактических показателей разработки проведено с соответствующими показателями утвержденного варианта двух проектных документов за период 2009 – 2013 гг. При расчетах использованы запасы категории ВС₁, числящиеся на балансе РФГФ.

В период 2009-2012 гг. фактические отборы нефти практически соответствуют проектным, в 2013 году имеет место значительное отклонение –21 % в меньшую сторону. Недостижение проектного уровня связано с меньшим действующим фондом скважин. Негативное влияние оказала также более высокая обводненность. По накопленной добыче нефти «факт» соответствует «проекту».

Действующий фонд добывающих скважин почти в 1,5 раза меньше проектного за счет массового выбытия скважин в простаивающий фонд.

Текущая добыча жидкости несколько ниже проектной величины (- 5%), что также связано с меньшим действующим фондом скважин.

Фактическая динамика обводненности по месторождению в 2009 – 2012 гг. имеет стабильный характер, что связано с остановкой высокообводненных скважин. К причинам обводнения скважин можно отнести как геологические (большинство залежей нефти имеют обширные водонефтяные зоны), так и технологические (подход воды от нагнетательных скважин).

Анализ распределения скважин по накопленным отборам нефти показывает, что значительная часть перебывавших в эксплуатации скважин (70,4 %) отобрала менее 50 тыс.т на скважину, причем по 256 скважинам (36,3 %) суммарные отборы не превышают 10 тыс.т. В основном, это скважины, находившиеся в отработке на нефть (94 скв.), законсервированные и пьезометрические (99 скв.) и ликвидированные (82 скв.). Наибольшее количество нефти в расчете на одну скважину добыто из II объекта, наименьшее – из I и II объектов. Более 100 тыс. т/скв. отобрали лишь около 13 % скважин, длительно работавших на высокопродуктивных пластах БС₁₀¹, БС₁₁².

Анализ распределения действующего фонда по накопленным отборам нефти показывает, что значительная часть скважин (42,3 %) отобрала более 50 тыс. т на скважину, менее 10 тыс. т отобрали 32 скважин (20,5 % действующего фонда), работающие в низкопродуктивных зонах пластов БС₆, БС₁₀¹, БС₁₁².

В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 49 тыс. т нефти, тогда как по проекту ожидается отобрать 64 тыс. т/СКВ.

Контроль динамики забойного и пластового давления в скважинах на месторождении ведут путем прямых замеров глубинными приборами и расчетом на основании уровня жидкости в затрубном пространстве и давления на устье скважин. Для полной оценки энергетического состояния был проведен анализ результатов ГДИС на неустановившихся режимах, глубинных замеров, замеров статического уровня и карт изобар по разрабатываемым пластам.

Разработка объекта начата в 1988 г. Поддержание пластового давления осуществлялось с 2003 года единичными скважинами. Формирование системы ППД происходит одновременно с вводом добывающих скважин.

На дату анализа с начала разработки из продуктивного пласта отобрано 3083 тыс.т жидкости, закачано 4782 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 146 %,- средняя приемистость – 173,8 м³/сут, отношение количества добывающих скважин к нагнетательным (параметр интенсивности ППД) – 2,8, отношение средней приемистости к дебиту жидкости – 10,4.

 Начальное пластовое давление по пласту БС₆ составляет 23,5 МПа. По состоянию на 01.01.2014 г. средневзвешенное текущее пластовое давление по северной и южной залежам снижено на 0,7, 0,5 МПа соответственно (таблица 1).

Таблица 1

Динамика изменения пластового давления по II ЭО

Тенденция снижения пластового давления (рисунок 1) в 2008-2010 гг. отмечается на участках с высокой плотностью добывающих скважин, образовавшихся в результате приобщения горизонта возвратным фондом. Увеличение отборов жидкости при недостаточной компенсации закачкой привело к значительному снижению пластового давления в зонах отбора. По мере увеличения накопленной компенсации отбора закачкой возрастает пластовое давление. В течение последних 4 лет средневзвешенное давление сохраняется на одном уровне.

Рисунок 1. Динамика пластового давления по залежам пласта БС₆

Несмотря на возросшие объемы закачиваемой воды, пластовое давление в некоторых зонах не восстановилось до первоначального. На северной залежи в районах скважин №882, 511, 1111, давление снижено до 18-20 МПа, что связано с заколонными перетоками в нагнетательных скважинах 2011, 4014 и 1032. На южной залежи в районе скважины 389 в зоне отбора снижено до 18 МПа по причине ЗКЦ скв.1055. Снижение давления в районе скважин 931, 681 связано с отсутствием закачки.

Анализ карты изобар показал, что среднее пластовое давление в остальных ячейках отличается от среднего в целом по пласту не больше чем на 5 %.

Таким образом, основной недостаток этой системы ППД заключается в перекомпенсации отбора закачкой. Основной причиной перекомпенсации являются заколонные перетоки в нагнетательных скважинах.

По состоянию на 01.01.2014 энергетическое состояние пластов Ново-Пурпейского месторождения в целом благополучно. По основным объектам разработки, где сформирована система ППД (пласты БС₁₀¹, БС₁₁², БС₁₂), средневзвешенное пластовое давление в течение длительного времени близко к первоначальному.

По залежам пласта БС₆, формирование системы разработки которых находится в стадии формирования, пластовые давления в зоне отбора снижены на 5-8 %.

Для улучшения энергетического состояния залежей нефти и повышения эффективности их разработки необходимо:

- по пластам БС₆ и БС₁₀² в зонах, испытывающих дефицит давления, закончить формирование разрезающих рядов за счет перевода под нагнетание скважин, находящихся в отработке, и приобщения пластов;

- по всем пластам произвести изоляцию перетоков в существующих нагнетательных скважинах.

Список литературы:

1. Авторский надзор Ново-Пурпейского нефтяного месторождения. – СПб: ОАО «РН-Пурнефтегаз», 2015. – 313 c.
2. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов / Ю.П. Желтов. - М.: Недра - Москва, 2011. - 365 c.
3. Сабиров, А.А. Новые разработки в технике и технологии добычи нефти / А.А. Сабиров // Инженерная практика. - 2017. - №1-2. - С. 82-91.