Четвертый период разработки— 1995-2006 гг. характеризуется вводом в эксплуатацию практически всех турнейских залежей Акташской, Ново-Елховской и Федотовской площадей месторождения. В этот период ведется жесткий контроль за регулированием процесса выработки остаточных запасов нефти. Ведется опробование и широкое применение гидродинамических (вторичных) методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Внедряются на залежах в промышленных масштабах третичные (физические и физико-химические) МУН и технологии интенсификации добычи. Апробируются и внедряются в промышленных масштабах  четвертичные МУН. Проведение всех этих мероприятий позволяет не только удерживать уровни добычи нефти, но и ежегодно их увеличивать.

Максимальные уровни добычи достигнуты на разных этапах разработки. Первый пик в добыче нефти - 424,4 тыс.т. приходится на 1991 год. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,30%, от текущих извлекаемых запасов 1,43%. Обводненность продукции за отчетный год составила - 26,4%.

           Последние 12 лет разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах наблюдается устойчивая тенденция роста добычи нефти, при среднегодовой обводненности не превышающей 40%. Увеличение объемов

 закачки воды на карбонатных залежах благоприятно сказывается в целом на общей динамике добычи нефти. Среднегодовые объемы добычи нефти по турнейскому ярусу составляют 350-400 тыс.т. Прослеживается постепенное ежегодное  увеличение обводненности, в среднем на 0,6% в год. Так с 1994г. по 2006г показатель вырос на 8%. Относительная стабилизация среднегодовой обводненности продукции на уровне 38% наблюдается последние 5 лет разработки.

Максимальный уровень добычи нефти в размере 584,5тыс.т был достигнут в 2005г. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,79%, от текущих извлекаемых запасов 2,43%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 5,28%. Суммарный отбор нефти от НИЗ составил 26,4%. Водонефтяной фактор составил 0,53д.ед. Обводненность продукции – 38,1%.

С начала разработки залежей турнейского яруса по состоянию на 01.10.2006г. добыто 9103,2 тыс.т нефти и 13979,5 тыс.т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 5,58%. Активные остаточные запасы в настоящее время отобраны на 27,8%. Обводненность добываемой продукции в среднем по скважинам составила 38,3%. Дебиты нефти невысокие — 3,3т/сут по нефти, и 5,4 т/сут по жидкости. Действующий фонд добывающих скважин составил 722ед, нагнетательных скважин – 257ед. Соотношение действующего добывающего фонда скважин к нагнетательному равно 2,8.

С начала организации заводнения на залежах в продуктивный пласт закачано порядка 25,2 млн.м³ воды. Соотношение годовой закачки к добытой жидкости за 2005 год составило 225,28%, за 2006г. -193,7%. Пластовое давление в зоне отбора составило  по залежам Ново-Елховской и Федотовской площадей 7,99МПа

В 2006г за 9 месяцев отобрано 480 тыс. т нефти, учитывая тот факт  что ежемесячная добыча нефти месяца составляет 54тыс.т, то ожидается, что добыча нефти за 2006г. превысит отметку 630тыс.т. Коэффициент использования запасов с учетом прогноза составит 28,3%.

         Состояние пластового давления на объекте определяется как сложностью геологического строения месторождения, так и эффективностью системы ППД. Применяемая избирательная система заводнения учитывает особенности геологического строения месторождения, однако высокая неоднородность в распространении и свойствах коллекторов приводят к неодинаковой степени охвата пластов закачкой. Существующая система ППД позволяет вести выработку запасов высокопродуктивных пластов. Для малопродуктивных коллекторов эффективная система воздействия пока не создана. На месторождении имеются участки, где пластовое давление в добывающих скважинах остается низким. Это неохваченные заводнением линзы, застойные тупиковые зоны. А также участки, где имеется слабое влияние закачки из-за несовершенства системы ППД (наличие на одном водоводе нескольких нагнетательных скважин с различной приемистостью, состояние нагнетательного фонда (снижение приемистости и ухудшение технического состояния скважин и водоводов)). В конечном итоге это привело к неравномерному распределению пластового давления по залежам месторождения [2]. 

В целом по турнейскому ярусу пластовое давление находится на уровне  8 МПа. Организованная на залежах система заводнения на первых этапах оказало существенное положительное влияние на пластовое давление карбонатных коллекторов турнейского яруса. С 1992 года проводятся первые работы по изоляции водопритоков в скважину. Получены положительные результаты с применением циклического заводнения. 

На рис.4.2 приведена динамика изменения пластового давления и компенсации по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения.

Рис.4.2. Динамика изменения пластового давления и компенсации отборов по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения

Продуктивным разрабатываемым объектом турнейского яруса являются отложения турнейского возраста, представленные кизеловским, черепетским, упинским и малевским горизонтами (сверху вниз). К ним приурочено восемь залежей нефти, которые имеют большие размеры и, в основном, запасы по ним  полностью охвачены выработкой, за исключением залежей №№ 31, 41 и 61. На Ново-Елховской площади содержатся 64,9 % от суммарных запасов нефти турнейских отложений по месторождению. Превалирующее направление залежей северо-западное. Тип залежей – массивный. Основные запасы нефти (около 95 %) сосредоточены в верхних продуктивных горизонтах: кизеловском и черепетском. Залежь 31 включает в себя небольшие залежи, из которых в двух ведется разработка единичными скважинами (4 скв.). Из нее отобрано всего 39,23 тыс.т нефти [2].

Залежь 41 по площади полностью охвачена выработкой. Однако отобрано всего 20,1 % от НИЗ из-за того, что она, в основном, введена в разработку недавно с 2000-2001 гг. Заводнение на ней применяется приконтурное и законтурное. Закачано всего 1174,203 тыс.м³. Отбор жидкости составляет 856,566 тыс.м³, нефти – 520,691 тыс.т. Средняя за последний год обводненность равна 38,3 %. Обводнились, в основном, скважины на залежи 4-1-38 вследствие прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям, заколонных перетоков из-за плохого качества сцепления цемента с колонной и конусообразования.

Самая большая по размерам залежь 51 тоже разрабатывается полностью за исключением зон, в которых эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев небольшая и есть опасность быстрого обводнения добываемой продукции из-за близкого расположения ВНК. По залежи отобрано 2047,802 тыс.т нефти.  Залежь введена в разработку в 1979 году, на ней освоена система ППД с 1983 года. Накопленный объем закачки равен 8619,076 тыс.м³, отбор жидкости 3395,452 тыс.м³. Эффективность закачки составила всего 39,4 % из-за ухода закачиваемой воды в законтурную область. Основная часть нагнетательных скважин расположена за контуром нефтеносности или в приконтурной части залежи. Текущий КИН равен 0,067.

Запасы нефти залежи 61 вырабатывается единичными скважинами, поэтому отобрано всего 70,067 тыс.т нефти.

Залежь 71 активно введена в разработку с применением законтурного и приконтурного заводнения. Накопленный отбор нефти составляет            1012,023 тыс.т. Текущий КИН равен 0,081. Эффективность закачки составляет всего около 50 %, о чем свидетельствует также и текущее пластовое давление, которое в зонах нагнетания варьирует в пределах 11,2 -13,4 МПа, в зонах же отбора намного ниже 4,6 – 11,0 МПа (среднее  8,7 МПа).

В пределах залежи № 81, которая находится на северной части площади, выделяются небольшие отдельные залежи малых размеров и не введенные в разработку. Основная залежь руслового вида, имеющая северо-западное направление, разрабатывается с 1983 года и с применением ППД с 1990 года.  Фонд действующих добывающих скважин составляет 81. Всего отобрано на залежи с начала разработки 1195,525 тыс.т нефти и 1926,562 тыс.м³ жидкости. Текущая обводненность добываемой продукции за последний год составила     29,7 %. Накопленный объем закачки равен 4582,592 тыс.м³. Соотношение закачки к отбору жидкости составило 238 %. Нагнетательные скважины, действующий фонд на 1.01.2008 г равен 38, в основном, находятся около контура нефтеносности или за контуром.

Залежь № 91 имеет большие размеры и представляет собой единую, по площади почти полностью охваченную выработкой Система ППД – рядная, только на юго-востоке – приконтурная. Объем закачки равен 3207,234 тыс.м³. На ней отобрано 1726,986 тыс.т нефти и 4240,495 тыс.м³ жидкости.  Эффективность закачки составляет более 100 %. Текущая обводненность равна 31,0 %.

 Залежь № 101 состоит из семи маленьких залежей, из которых только две охвачены выработкой полностью. Остальные разрабатываются единичными скважинами, или запасы их состоят на балансе по категории С₂. Действующий фонд нагнетательных скважин всего двенадцать, объем закачки равен   1243,046 тыс. м³. Всего отобрано 553,65 тыс.т нефти  и жидкости 892,773 тыс.т.Текущая годовая обводненность 21,5 %.

Комплексный анализ всей информации, характеризующей работу пластов в скважинах (анализ динамики добычи, причины роста обводненности, состава и плотности добываемой воды), позволил авторам выделить границы зон, охваченных заводнением. Площадь полностью и частично заводненных пластов-коллекторов в турнейском объекте Ново-Елховской площади составляет около 15 % от общей площади залежи.

Фронт продвижения закачиваемой воды рассчитывался по формуле:

                                                                       (4.1)

где в – сторона квадрата в м;

Q – объем воды, закачанной в пласт, м³;

Кп – коэффициент пористости, д.ед.;

В – коэффициент использования пор;

В = В_н.нас.* В_выт., где

В_н.нас. – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

В_выт. – коэффициент вытеснения, д.ед.

Зоны заводнения проводились с учетом динамики добычи, обводненности и состава, добываемой с нефтью воды  по окружающему эксплуатационному  фонду скважин. Средний коэффициент охвата заводнением по объекту в целом по добывающим скважинам составил всего 0,099, по нагнетательным – 0,486.

Расчетный коэффициент вытеснения по программе «АРМ-Лазурит» равен 0,589, по результатам лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти водопроводной водой он составил 0,458-0,489 (верхнетурнейский/нижнетурнейский).

Всего по турнейскому объекту на Ново-Елховском месторождении накопленная добыча нефти равна 7165,974 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по категории С₁ достиг 0,07. Степень выработанности запасов нефти по всем залежам низкая и составляет, в основном, до 40 % и чуть выше, например, залежи 91.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН. Анализ конструкции скважин, типов применяемого устьевого и подземного оборудования. Распределение скважин по дебитам жидкости, обводненности, глубинам спуска насосов)

        Весь  эксплуатационный  фонд  скважин турнейского яруса Ново-Елховского месторождения по  состоянию на  01.01.2007 год  составляет  636  скважины, из них  562  скважин  представляют действующий фонд скважин, который в свою  очередь подразделяется [3]:

- по  способам  эксплуатации:  УСШН – 502 , УЭЦН – 53, фонтан-7 скважин. 

 114  скважин действующего фонда добывают  малообводненную продукцию (0-40%). К категории скважин, где возможны осложнения, связанные с образованием  стойких высоковязких эмульсий (обводненность 40-80%), относится 149 скв. действующего фонда. Из 205 скв. фонда скважин добывается высокообводненная  продукция (80-100%) (рис.5.1).

Рис.5.1 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по обводненности продукции

Весь эксплуатационный фонд скважин по дебитам нефти подразделяется: 235 скважин относятся к малодебитным (менее 5 м³/сут), 165 - среднедебитным (5-10 м³/сут), 162- высокодебитным (более 10 м³/сут) (рис.5.2).

Рис.5.2 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по дебиту жидкости

   Из рис.5.3  видно, что у основного фонда скважин (88,79%) насосы расположены на глубинах от 1050 до 1350 м,  у 3,05% скважин на глубине до 950 м, 7,66% - от 950-1050 м, 0,56% - на глубине от 1350 – 1450 м.

Рис.5.3 Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по глубинам спуска насосов

Распределение скважин по типу насосов показывает (рис.54):

- 440 скважины, оснащенных ШСНУ, оборудованы вставными толстостенными насосами с верхним механическим креплением RHAM, с наиболее используемым диаметром 125 мм (269 скважин);

- трубные насосы используются в 67 скважинах.

Рис.5.4.Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типам применяемых насосов

         На скважинах оборудованных ШСНУ применяются приводы: СК, UP, ПНШ, ПЦ. (рис.5.5)

Рис.5.5. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типу наземного привода

       Анализ данных рис.5.6 позволяет отметить что большинство скважин (155ед)  турнейского яруса работает с числом качаний от 4 до 5.

Рис.5.6. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по числу качаний привода

    На рис.5.7. показано распределение фонда скважин по длине хода плунжера. 43% фонда скважин длина хода плунжера составляет от 2 до 3 м, 21% скважин имею длину хода от 1,5 до 2 м. 18% скважин работают с длиной хода менее 1,5м и более 3м.

Рис.5.7. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по длине хода плунжера

     Из ЭЦН на 45 % скважин используются ЭЦНМ -60, 28% скважин работают с ЭЦНМ5А-80 и 25% с ЭЦН-125.(рис.5.8)

    Рис.5.8. Гистограмма распределение скважин турнейского яруса по типу применяемых ЭЦН

       Таким образом, подводя итоги проведенного анализа можно отметить, что 36% фонда скважин имеют обводнённость более 81%. При этом дебит жидкости у 42% скважин составляет менее 5 м³/сут. Оборудовние у 49% скважин спущено на глубину от 1251 до 1350м. Из вставных насосов используются, в основном, насосы типа RNAM-125, из не вставных – ТНМ-225. Из наземных приводов преобладают СК различных параметров и модификаций.

6. АНАЛИЗ ПРИЧИН УХУДШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОН СКВАЖИН. АНАЛИЗ ДИНАМИКИ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПО СКВАЖИНАМ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Производительность эксплуатационных и поглотительная способность нагнетательных скважин зависят главным образом от проницаемости продуктивных  пород и вязкости нефти. Чем больше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем при прочих равных условиях больше производительность или приемистость ее. Чем меньше вязкость нефти, тем больше производительность скважины и наоборот[11].

Призабойной зоной скважины  называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через призабойную зону скважины проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки.  Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния призабойной зоны скважины существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород  призабойной зоны скважины. Однако нередко  в процессе бурения и работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации скважины проницаемость пород пласта под влиянием различных причин с течением времени может оказаться ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Так, при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения призабойная зона скважины закупоривается глинистым раствором, что приводит к снижению проницаемости пород и к уменьшению притока нефти и газа. При эксплуатации скважин проницаемость пород призабойной зоны может ухудшиться в результате закупорки пор и трещин в породе глинистыми частицами, парафинистыми и смолистыми отложениями, солями и т.д.  В нагнетательных скважинах проницаемость призабойной зоны ухудшается в результате отложения в порах и трещинах породы механических примесей (ила, глины, окислов железа и т.п.), содержащихся в нагнетаемой воде. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких  случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону скважины для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Для увеличения проницаемость призабойной зоны скважин применяют методы, позволяющие очистить поры породы от различных отложений, увеличить число, размеры дренажных каналов и трещиноватость пород.

Методы воздействия на призабойную зону скважины можно разделить на  основные группы: химические, механические, физические  и тепловые. Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин.

Динамика изменения коэффициента продуктивности показана на рис.6.1. Из которого видно постепенное снижение коэффициента продуктивности добывающих скважин. Это объясняется тем, что турнейский ярус находится  на завершающей стадии разработки, когда высокопродуктивные запасы уже выработаны. Так же и рис.6.1. можно отметить, что темпы снижения коэффициента продуктивности в период с 1997 по 2000 гг.г. были выше, чем в настоящее время. Значительное снижение продуктивности скважин в эти годы связано с недостаточными объемами применения методов ОПЗ и МУН на добывающем и нагнетательном фонде скважин.

Рис.6.1. Динамика изменения коэффициента продуктивности по добывающим скважинам турнейского яруса

    В период с 2000 по 2007 г.г. темп снижения коэффициента продуктивности составил от 0,002 до 0,006 (т/сут*МПа) в год.

    Для предотвращения падения и увеличения продуктивности добывающих скважин автор проекта рекомендует более активно применять методы ОПЗ и МУН на турнейском ярусе и относится к выбору участков более системно.

7. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ОБРАБОТКАМ ПЗС

       В процессе эксплуатации скважин их производительность снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов нефти

    Среди методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождении. Как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи [8].