3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения
В промышленную разработку месторождение введено в 1987 году. На эти запасы СибНИИНП была составлена «Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения», по которой до настоящего времени ведется разработка месторождения.
Проектные решения данного документа следующие:
- проектный уровень добычи нефти – 2665 тыс.т.
- проектный уровень добычи жидкости – 5592 тыс.т.
- проектный уровень закачки воды – 5955 тыс.м3
- общий фонд скважин – 672
- в том числе добывающих – 450
- нагнетальных – 192
- резервных – 30
- фонд скважин для бурения – 202
- в том числе: добывающих – 149
- нагнетательных – 43
- резервных – 30
- приёмистость нагнетательной скважины – 150 м3/сут.
- устьевое давление нагнетательных скважин – 14 Мпа.
Нефтеносность связана с пластами БС18, БС210, БС11.Основной объект – пласт БС11 – 80 % геологических запасов. Нефтенасыщенные толщины по отдельным пластам составляют от 2,6 до 11,4м.
Последний подсчёт запасов по Барсуковскому месторождению выполнен в 1995 году (протоколы №№ 10512,10513 от 18.10.88 года). Утверждённые запасы нефти составили по категориям В+С1:балансовые–106,4млн.т., извлекаемые – 41,4 млн.т, КИН – 0,388 (по объектам соответственно
БС18 – 15,7млн.т. и 4,5 млн.т.; БС210 – 5,0 млн.т. и 2,2млн.т.; БС11 – 85,6 млн.т. и 34,8 млн.т.). С 1995 года по 1999 год институтом ВНИИнефть ведётся пересчёт запасов по Барсуковскому месторождению. В период 1991 – 1992 годов на месторождении силами НРЭ ННГ проводились работы по доразведке месторождения. В результате этих работ произошло расширение контуров нефтеносности на севере месторождения, а также прирост запасов БС11, БС210. По оперативной оценке (протокол ГТС АО ННГ от 15.04.1994 г.) объём запасов по категории С1 составил 13,2 млн.т. [1].
Барсуковское месторождение разрабатывается с 1987г., разбуривание основных залежей завершено, но на северных залежах пластов БС11, БС102 и БС101 бурение продолжается. Фонд скважин основных объектов имеет высокую обводненность, часть фонда ликвидирована или находится в консервации.
В связи с этим при формировании вариантов разработки большое внимание уделялось анализу выработки запасов и подбору ГТМ по скважинам простаивающего фонда.
Выбор расчетных вариантов разработки по объектам месторождения проводился с учетом различных схем размещения, общего числа скважин, степени разбуренности, а также состава и количества геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.
В результате сформировано четыре основных варианта, которые позволяют сопоставить возможные технологические решения и их технико-экономические результаты.
Вариант 1
Предусматривается разработка месторождения существующим действующим фондом, состоящим из 152 скважин, в т.ч. 118 добывающих. Из бездействия и консервации скважины не выводятся. Система ППД остается без изменения на срок разработки за исключением выбытия нагнетательных скважин, в районе которых отключаются добывающие. Режимы работы скважин и забойные давления соответствуют фактическим за декабрь 2003г.
Рост обводненности продукции приводит к быстрому снижению уровней добычи нефти. За проектный период максимальный темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 1,6 % (703,8 тыс.т. нефти в 2004г.).
Средняя обводненность к концу расчетного периода по действующим скважинам достигает 96,8 %. Накопленная добыча по пласту за этот срок составит 34,370 млн.т, коэффициент нефтеотдачи – 0,302.
Наименее интенсивно в этом варианте разрабатывается пласт БС8, утвержденные величины КИН достигаются только по пласту БС102.
Вариант 2
Во втором варианте предусматривается значительный объем геолого-технических мероприятий, к которым относятся обработки призабойных зон, ремонтно-изоляционные работы, оптимизация режимов работы скважин со спуском высокопроизводительных насосов. Для поддержания пластового давления дополнительно выводятся из бездействия семь нагнетательных скважин. Выполнение всех запланированных мероприятий позволит значительно увеличить добычу нефти.
За расчетный период накопленная добыча нефти составит 39,146 млн.т при обводненности 98,0 %. Коэффициент нефтеизвлечения по этому варианту равен 0,344.
Максимальная добыча нефти – 900 тыс.т. - достигается в 2006г., темп отбора от НИЗ – 2,0 %.
Всего предусматривается 151 дополнительная операция ГТМ, наибольшее число предусмотрено на пласте БС11. Тем не менее, утвержденная величина КИН не достигается ни по месторождению, ни по основному пласту БС11.
Вариант 3
Этот вариант подразумевает значительное увеличение числа действующих скважин за счет вывода из консервации и бездействия части фонда и переводов обводненных скважин на вышележащие пласты. Увеличение действующего фонда влечет за собой увеличение объема ГТМ по сравнению со вторым вариантом. Например, число ГРП возрастет с 19 до 37 операций.
На максимальный уровень добычи нефти – 1042 тыс.т., месторождение выйдет в 2008г., темп отбора от НИЗ составит 2,4 %.
На конец расчетного периода накопленная добыча нефти – 43,949 млн.т. при обводненности 98,6 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет 0,386, отбор от НИЗ – 99,3 %.
В данной технологической схеме был принят четвертый расчетный вариант разработки.
Вариант 4
Четвертый (рекомендуемый) вариант разработки по пласту БС11 включает в себя самый полный набор проводимых мероприятий, в том числе бурение 8 новых добывающих скважин (2 из них горизонтальные) и 3 нагнетательных. Кроме этого, предусмотрено бурение 14 боковых горизонтальных стволов из старых скважин, проведение ГРП и других мероприятий, направленных на достижение максимально возможного КИН.
По данному варианту максимальный уровень добычи нефти составляет 886 тыс.т в 2008г., при этом темп отбора от НИЗ – 2,5 % при обводненности – 82,9 %. Максимальный уровень добычи жидкости ожидается до 7191 тыс.т в 2021г. В этом же году запланирован и максимальный объем закачки - 6948 тыс.м3.
Следует отметить снижение обводненности продукции в 2004 году, вследствие вовлечения в разработку недренируемых запасов и проведения ремонтно-изоляционных работ по ряду скважин. В 2005 году начинается увеличение обводненности, связанное с проведением мероприятий по форсированному отбору. Уровень добычи жидкости возрастает за 17 лет на 5015 тыс.т., при этом обводненность увеличивается на 27 % и в 2021 составит 95,8 %.
На конец расчетного периода накопленная добыча нефти достигнет 35,43 млн.т. при обводненности 98,2 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет величины – 0,404. При этом в действующем фонде будет 43 добывающих и 20 нагнетательных скважин.
Средний дебит нефти на начало прогнозного периода – 24 т/сут, уменьшается в конце до 2 т/сут и ниже. Средний дебит жидкости за весь период изменяется в пределах 77 –130 т/сут.
Сравнение технологических показателей вариантов разработки по месторождению в целом приведено в таблице 3.1. По всем объектам максимальная добыча нефти достигается по четвертому варианту, который включает наибольшее число ГТМ.
Таблица3.1 Основные технико-экономические показатели разработки за расчетный период месторождения в целом.
| Показатели | варианты | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| проектный уровень добычи нефти, тыс.т | 703,8 | 900,1 | 1041,7 | 1176 |
| год выхода на проектный уровень | 2004 | 2004 | 2008 | 2005 |
| темп отбора, % | 1,6 | 2 | 2,4 | 2,7 |
| максимальн.уровень добычи жидкости, тыс.т | 2796 | 5387 | 9066 | 10536 |
| максимальный уровень закачки, тыс.м3 | 2376 | 4643 | 9311 | 10084 |
| накопленная добыча нефти, млн.т | 11,74 | 16,52 | 21,32 | 22,65 |
| накопленная добыча жидкости, млн.т | 178 | 351,9 | 494,5 | 472,3 |
| накопленная закачка воды, млн.м3 | 137 | 319 | 497 | 462 |
| обводнённость, % | 96,8 | 98 | 98,6 | 98,2 |
| расчётный срок разработки, лет | 96 | 96 | 96 | 96 |
| накопленная добыча нефти с начала разработки, млн.т | 34,37 | 39,15 | 43,95 | 45,28 |
| накопленная добыча жидкости с начала разработки, млн.т | 227 | 401 | 543 | 521 |
| накопленная закачка воды с начала разработки, млн.м3 | 201 | 384 | 561 | 526 |
| коэффициент извлечения нефти, доли ед. | 0,302 | 0,344 | 0,386 | 0,398 |
| основной фонд скважин, всего | 152 | 159 | 336 | 361 |
| в том числе добывающих | 118 | 118 | 252 | 267 |
| нагнетательных | 34 | 41 | 84 | 94 |
| бурение скважин, всего | - | - | - | 15 |
| бурение бокового горизонтального ствола | - | - | - | 22 |
| перевод под закачку | - | - | 10 | 10 |
В целом по месторождению четвертый вариант оказался наиболее интенсивным. Проектный уровень добычи нефти составит 1176 тыс.т., в 2007г., темпы отбора от НИЗ и от ТИЗ – 2,7 % и 5,7 % соответственно.
Учитывая возможность достижения и превышения утвержденных коэффициентов извлечения нефти, высокую интенсивность добычи нефти, применение прогрессивных технологий и получение наибольшей экономической эффективности, вариант №4 является наиболее предпочтительным, и рекомендуется для реализации [2].
3.2 Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения
На Барсуковском месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. пробурено 572 скважины, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС81 – 26, БС102 – 34, БС11 – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС81 – 16, БС102 – 27, БС11 – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС81 – 10, БС102 – 7, БС11 – 60 скважин. В освоении находится 1 скважина на пласте БС11.