Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению
3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной КИВЦ в 1979 году. Основные положения этой работы:
- разбуривание залежи равномерной квадратной сеткой плотностью 25 га/скв;
- система заводнения избирательно внутриконтурная в сочетании с законтурной;
В связи с разбуриванием месторождения в 1979 году КИВЦ уточнил технико-экономические показатели Сабанчинского месторождения, и дальнейшее разбуривание и разработка осуществлялась уже согласно технологической схемы, составленной в 1979 году.
Были рекомендованы следующие положения:
- переход от избирательного к линейному заводнению при пятирядном размещении эксплуатационных скважин с сохранением на отдельных участках очагового, а также законтурного заводнения;
- размещение скважин по сетке 500х500м и 400х400м в местах расширения контура, а также сгущение сетки до 350 х 500 м в зонах стягивания контура;
- проектный фонд скважин по уточненным данным составил 709, в том числе 163 резервных, 15 оценочных, 429 эксплуатационных, 102 нагнетательных.
В 1981 году на основе утвержденных в ГКЗ запасов составлена техническая схема разработки Сабанчинского месторождения с уточнением технологических показателей разработки по залежам С1вв и Д1.
В работе для бобриковского горизонта рекомендован вариант, предусматривающий дальнейшее разбуривание месторождения до достижения проектного числа скважин:
- на разбуренной и разрабатываемой части месторождения сложившаяся линейная система заводнения остается неизменной;
- на разбуриваемой части месторождения, где геологическое строение горизонта пока недостаточно изучено, рекомендовано организовать избирательную систему заводнения;
- как метод повышения нефтеотдачи предусматривает закачку серной кислоты;
- бурение 327 проектных скважин и ввод в эксплуатацию 257 добывающих скважин и 52 нагнетательных.
К настоящему времени по бобриковскому горизонту в активной разработке находятся запасы нефти 6 блоков(1,2,3,4,5,8), при чем 8 блок введен в разработку в последние годы, а 6 и 7 блоки практически не разрабатываются. Наиболее выработанными являются 1,2,3 блоки, по которым отобрано соответственно 85,97%, 93,17%, 98,48% от НИЗ. 4 и 5 были введены в активную разработку позднее первых трех и по состоянию выработанности ниже, по ним отобрано соответственно 61,89%, 50,59%, от НИЗ. По 6,7,8 отобрано 15,72%, 3,63%, 21,51%.
Анализ состояния выработки запасов по пластам бобриковского горизонта, проведенный "ТатНИПИнефть" показывает, что в соответствии с характером заводнения коллекторов, в условиях высокой литологической связанности пластов выработанность запасов нефти увеличивается сверху-вниз. Установлено, что пласт Б4 в разработке не участвует, ввиду особенностей своего геологического строения. Анализ состояния выработки запасов по пластам показал, что в соответствии с состоянием завонения коллекторов выработанность запасов увеличивается сверху вниз от 57,7% по пласту Б3 до 89,1% по пласту Б1. В целом по горизонту определяющей в добыче нефтиявляется нефтяная зона, на которую приходится 84,7% общей добычи и из которой отобрано 68,8% от начальных извлекаемых запасов, что обусловлено высокой эффективностью линейной системы ее разработки.
- поддержание пластового давления осуществляется путем разрезания залежи на блоки, система заводнения в целом является эффективной и обеспечивает достаточно высокие темпы разработки, применение циклики повышает эффективность заводнения;
- закачка ПАВ в условиях данного месторождения экономически не оправдался; от закачки АСК эффект получен, но технология экологически опасна; воздействие на пласт с помощью гидравлического разрыва показало высокую оценку, но технология проведения достаточно дорогостоящая и связана с экологической опасностью требующая особо тщательного анализа для дальнейшего использования, закачка ОЭЦ показала высокую эффективность, применение технологии надо продолжать.
Исходя из текущего состояния, дальнейшая разработка Сабанчинского месторождения должна быть направлена на решение следующих задач:
а) разбуривание и вовлечение в разработку невовлеченных и трудноизвлекаемых запасов (5,6,7,8 блоки, ВНЗ, линзы и тупиковые зоны);
б) совершенствование системы ППД для широкого внедрения метода циклической закачки с переменой направления фильтрационных потоков;
в) увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет внедрения новых физико-химических методов (СПС).
Анализ показателей разработки Сабанчинского месторождения приведен в таблице 2.. Как видно из таблицы 2 максимальный уровень добычи нефти был в 1982 году и составил - 1565,29 тыс.т.
Таблица 7 Динамика показателей разработки Сабанчинского месторождения ОАО "Татнефть" ЛенРемСервис
Года |
Добыча жидкости, тыс. т |
Добыча нефти, тыс.т |
Обводненность, % |
Закачка воды,м3 |
|
1981 |
3,4 |
2,81 |
0,7 |
- |
|
1982 |
82,929 |
65,335 |
7,4 |
- |
|
1983 |
279,479 |
221,47 |
6,7 |
90,445 |
|
1984 |
597,1 |
457,716 |
10,8 |
399,277 |
|
1985 |
913,836 |
667,287 |
16,4 |
840,288 |
|
1986 |
1198,49 |
817,05 |
23,6 |
1243,879 |
|
1987 |
1461,134 |
881,569 |
34,3 |
1664,762 |
|
1988 |
1930,684 |
1098,099 |
39,6 |
1960,983 |
|
1989 |
2485,853 |
1292,62 |
44,5 |
2374,456 |
|
1990 |
3278,334 |
1443,244 |
54,2 |
3127,109 |
|
1991 |
3965,902 |
1565,29 |
59,5 |
4080,345 |
|
1992 |
4445,726 |
1541,645 |
64,9 |
4272,038 |
|
1993 |
4824,544 |
1529,569 |
67,9 |
4774,471 |
|
1994 |
5110,068 |
1354,395 |
73,8 |
5247,816 |
|
1995 |
5265,386 |
1236,67 |
77,0 |
5478,483 |
|
1996 |
4949,986 |
1159,242 |
77,1 |
5305,413 |
|
1997 |
4746,123 |
1084,043 |
77,8 |
5045,349 |
|
1998 |
4564,867 |
1024,83 |
78,1 |
4804,241 |
|
1999 |
4422,14 |
978,162 |
78,5 |
4558,267 |
|
2000 |
4246,724 |
908,419 |
79,3 |
4353,553 |
|
2001 |
4072,732 |
804,714 |
81,1 |
4236,932 |
|
2002 |
3722,492 |
731,532 |
81,2 |
3901,168 |
|
2003 |
3649,474 |
692,747 |
82,0 |
3831,922 |
|
2004 |
4039,818 |
658,617 |
83,8 |
4375,919 |
|
2005 |
3719,831 |
701,377 |
82,0 |
4165,025 |
|
2006 |
3743,758 |
676,402 |
82,8 |
4178,847 |
|
2007 |
3670,2 |
657,698 |
82,9 |
4097,085 |
|
2008 |
3523,135 |
637,433 |
82,8 |
3985,081 |
|
2009 |
3754,368 |
638,75 |
83,9 |
4125,163 |
|
2010 |
4079,789 |
631,792 |
85,4 |
4321,116 |
В 2010 году по бобриковскому горизонту добыто 631,792тыс.т. нефти, темп отбора от НИЗ составил 2,28%. С начала разработки отобрано 26185,54 тыс.т нефти, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) достиг значения 0,300. От начальных извлекаемых запасов отобрано 79,7%. За год отобрано 3447,910 тыс. тонн пластовой воды, среднегодовая обводненность равна 85,4%. Как видно из графика с 2001 года произошёл незначительный рост обводненности с 81,1 до 85,5%. С начала разработки вместе с нефтью добыто 72183,36 тыс. тонн воды, водонефтяной фактор равен 2,76. Накопленный отбор жидкости составил 96748,3 тыс. тонн.
Бобриковский горизонт разрабатывается с применением законтурного и линейного заводнения. Разрезающими рядами нагнетательных скважин месторождение разделено на 8 блоков. Внутри блоков формируется более компактные зоны стягивания.
За 2010 год через нагнетательные скважины в бобриковский горизонт было закачано 4321,116м3 воды, при компенсации отбора закачкой 111,6%. Накопленная закачка воды составила 84338,614тыс.м3, а компенсация отбора закачкой 103,5%. Пластовое давление на 1.01.01. равно 10,8МПа. Надо отметить, что в течение последних 10 лет пластовое давление стабильно, составляет 10,1...10,9 МПа и отличается от начального значения на 10...15.