10. Законсервировано и передано в пьезометрические, контрольные 27% добывающего фонда из-за высокой обводненности и малодебитности. Использование длительно простаивающих нагнетательных скважин в качестве добывающих в зонах стягивания увеличит добывающий фонд на 7 скважин.
11. Ликвидировано 37 добывающих и 15 нагнетательных скважин, т.е. около 4% пробуренного фонда.
3.3 Контроль за разработкой месторождения
Объем, виды и периодичность исследований скважин горизонта БС10 планируются в соответствии с «Регламентом комплексного контроля за разработкой месторождений Главтюменьнефтегаза», утвержденного еще в 1987г. новых регламентирующих документов пока не появилось.
Объем гидродинамических исследований горизонта БС10, выполненный ЦНИПРом НГДУ «Юганскнефть» за период 1998 - 2000гг. представлен в таблице 3.13.
Виды и объем фактических и плановых гидродинамических исследований горизонта БС10 за 1998-2000гг.
| Категория скважин | 1998г. | 1999г. | 2000г. | |||||||||||||||
| план | факт | % | план | факт | % | план | факт | % | ||||||||||
| Замер Рпл. | ||||||||||||||||||
| Добывающие | Кол-во скв.замеры | 250750 | 248745 | 9999 | 200600 | 160473 | 8079 | 240720 | 230535 | 9674 | ||||||||
| Нагнетательные | Кол-во скв.замеры | 85280 | 80240 | 9485 | 80240 | 80240 | 100100 | 90270 | 85255 | 9494 | ||||||||
| Пьезометрические | Кол-во скв. | 20 | 10 | 50 | 20 | 12 | 60 | 30 | 15 | 50 | ||||||||
| Всего | Кол-во скв.замеры | 3551030 | 338985 | 9597 | 300840 | 252713 | 8376 | 3601020 | 330790 | 8777 | ||||||||
| Замер Рзаб. | ||||||||||||||||||
| Добывающие | Кол-во скв.замеры | 5002000 | 5135864 | 100100 | 5002000 | 5633084 | 100100 | 4801920 | 4913449 | 100100 | ||||||||
| Снятие КВУ | ||||||||||||||||||
| Добывающие | Кол-во скв. | 200 | 143 | 71 | 250 | 230 | 92 | 300 | 257 | 85 | ||||||||
| Снятие КВУ | ||||||||||||||||||
| Добывающие | Кол-во скв. | 6 | 6 | 100 | 5 | 5 | 100 | 6 | 6 | 100 | ||||||||
Из таблицы видно, что добывающим и нагнетательным скважинам пласта БС10 контроль за изменением динамических и статических уровней и пластовых давлений осуществляется в достаточном количестве скважин, соответствующем требованиям Регламента.
Замеры пластовых давлений в пьезометрических и контрольных скважинах составляют около 50% от требуемых по Регламенту.
Контроль за энергетическим состоянием залежей.
Изменение энергетического состояния пласта БС10 прослеживается по картам изобар, построенных по данным периодических замеров пластовых давлений (статических уровней) в добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин.
Пластовые и забойные давления в добывающих скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, определяется расчетным путем по замеренным статическому и динамическому уровням.
«Методика обработки результатов гидродинамических исследований скважин», утвержденная главным геологом НГДУ «Юганскнефть» в 1997 году излагает порядок расчета и содержит упрощенный подход к составу газожидкостной смеси и процессам, происходящим в стволе насосной скважины в период ее работы и остановки, что в конечном итоге отражается на информативности получаемых результатов. Опыт анализа в СибНИИНП различных методик расчета по уровням забойных и пластовых давлений показывает, что в данном случае информативность результатов будет выражаться в завышенных значениях определенных Рпл и Рзаб.
Кроме расчетов, на информативность результатов оказывают влияние нарушения технологии исследования, неточность определения уровня, неисправность устьевого оборудования, его не герметичность.
При построении карт изобар из общего числа расчетных пластовых давлений 25¸30% как правило исключаются как неинформативные. В таблице 3.14 представлен анализ карты изобар по пласту БС10 на 01.01.00г.
Количество замеров пластовых давлений по горизонту БС10 .
| Категория скважин | Количество замеров | Использовано | Не информативность | ||
| план | факт | количество | % | ||
| Добывающие | 325 | 237 | 202 | 71 | 26 |
| Нагнетательные | 85 | 120 | 120 | - | - |
| Контрольные и пьезометрические | 20 | 5 | 6 | - | - |
| Всего | 430 | 362 | 328 | 71 | 26 |
Из таблицы 3.14 видно, что неинформативны после расчетов по значениям статических уровней 26% замеров.
Контроль за изменением продуктивности скважин и параметров пласта
Добывающие скважины
Коэффициенты продуктивности механизированных скважин определяются по кривым восстановления уровня (КВУ). Результаты исследования обрабатываются методом М. Маскета.
Отмечая простоту метода, следует помнить о его приближенности, так как он основан на разновидности метода последовательной смены стационарных состояний. Предполагается что радиус влияния скважины постоянен, жидкость несжимаема, возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние, равное радиусу влияния скважины. На приближенность метода указывает и сам М. Маскет.
При обработке КВУ необходимо знать статический уровень, который не всегда можно достаточно точно определить, так как для этого нужно выдерживать скважину очень долгое время. Завышенные или заниженные значения Нст приводят к искривлению КВУ при ее построении в координатах lnDH – t(сек).
По горизонту БС10 за период с 1998 по 2000 год включительно выполнено 650 определений коэффициента продуктивности в 390 скважинах, распределенных равномерно по залежи.
Среднее значение коэффициента продуктивности по горизонту БС10 , на 01.10.00г. составляет 0,28 м3/сут×ат. На 01.01.85г. он составлял 1,28 м3/сут×ат. За истекший период произошло снижение коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам и по залежи в целом.
В таблице 3.15 представлена динамика коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам горизонта БС10 .
Параметр гидропроводности в течение 1995¸2000гг. по добывающим скважинам не определялся, изменение его в зависимости от отдельных факторов не контролируется.
Определение гидродинамических параметров пласта в механизированных скважинах представляет определенную сложность, связанную как с технологией исследований, так и с выбором методики для обработки результатов.
В настоящее время СибНИИНП имеет возможность предложить технологию исследований механизированного фонда скважин методом волнометрирования, методики и программы обработки результатов на ПЭВМ, позволяющие определить точное положение уровня, скорость звуковой волны, давление на приеме насоса, забойное, пластовое давления, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, оценить состояние призабойной зоны пласта (ПЗП).
Разработана методика и программа оценки скин-эффекта в малодебитных не фонтанирующих скважинах.
Изменение коэффициента продуктивности за 1998 – 2000гг.
| Скважины | Дата исследования | Коэф. продукт. м3/сут×ат. | Скважины | Дата исследования | Коэф. продукт. м3/сут×ат. |
| 1324 | 01.8001.9510.99 | 1.400.440.38 | 1470 | 04.8309.8410.99 | 2.502.100.85 |
| 1329 | 10.8109.8407.99 | 2.201.400.36 | 1474 | 12.8105.8309.00 | 0.801.400.36 |
| 1377 | 12.8011.83 | 1.300.70 | 1489 | 07.9806.00 | 0.460.04 |
| 1379 | 11.8309.00 | 0.800.12 | 3091 | 04.9808.99 | 1.010.35 |
| 1414 | 08.7604.7707.99 | 2.002.800.33 | 3115 | 07.9808.9910.00 | 0.350.140.10 |
| 1424 | 06.7705.9807.99 | 1.000.350.23 | 3148 | 08.9806.9907.00 | 0.740.250.20 |
| 1429 | 11.8107.00 | 0.400.08 | 3149 | 07.9810.99 | 0.160.06 |
| 3155 | 09.9807.9907.00 | 0.740.410.14 | 3333 | 05.9806.9907.00 | 0.220.190.06 |
| 3245 | 10.9809.00 | 0.560.09 | 3394 | 07.9806.99 | 0.410.11 |
| 3569 | 10.9803.9906.00 | 0.560.110.06 | 3445 | 05.9810.9907.00 | 0.330.150.12 |
Нагнетательные скважины
Не определялись параметры, характеризующие ПЗП и изменение ее за время работы нагнетательной скважины. Исследования с целью контроля оптимального нагнетания также не проводились.
Выводы:
1. Виды, объем, периодичность гидродинамических исследований планируются и осуществляются на основании «Регламента комплексного контроля…»
2. Контроль за энергетическим состоянием залежи, за исключением пьезометрических и контрольных скважин, по объему исследования удовлетворяет требованиям Регламента.
3. Методика расчета Рпл давлений по замеренным уровням выдает до 26% неинформативных результатов.
4. Контроль за изменением продуктивности добывающих скважин в течение 1998¸2000гг. по объему и распределению по залежи соответствует требованиям Регламента.
5. Среднее значение коэффициента продуктивности на 01.10.00г. по горизонту БС10 составляет 0,28 м3/сут×ат.
6. Гидропроводность, ее изменение и параметры, характеризующие состояние ПЗП, ее изменение от воздействия различных факторов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, не определяются.
Рекомендации:
1. Увеличить охват пьезометрических и контрольных скважин замерами пластовых давлений до 100%.
2. Гидродинамические исследования добывающих скважин проводить как с целью накопления информации о продуктивности и гидродинамической характеристиках скважин и пласта, так и целью контроля за их изменением в зависимости от времени разработки, обводненности, мероприятий по воздействию на ПЗП.