Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Система разработки месторождения складывалась постепенно. Изначально представлялось, что основными объектами разработки будут Ачимовские и Юрские пласты. Однако при бурении эксплуатационных скважин были обнаружены ранее пропущенные пласты группы БВ, которые, как оказалось, обладают большим потенциалом. В итоге именно они стали основным объектом разработки на начальном этапе.

Существенное изменение представлений о геологическом строении пластов и их потенциале на этапе эксплуатационного бурения привело к тому, что к началу работы над данным проектом эксплуатация месторождения велась нерегулярно, отсутствовала упорядоченная система разработки всех пластов. К началу 2003 г. в центральной части месторождения (район скважины 21Р) было пробурено 32 вертикальные и 2 горизонтальные скважины, причем на некоторых пластах (БВ₈, Ач₁) работало большое число скважин, и была введена система ППД, другие же – либо вообще не разрабатывались, либо разрабатывались единичными вертикальными скважинами без системы ППД. Многопластовая структура месторождения, а так же тот факт, что скважины бурились с кустов и были наклонно направленными, привели к тому, что в пластах забои скважин располагались нерегулярно.

Удачный опыт бурения и эксплуатации скважины №611 на пласте БВ₆, компактность залежей, их небольшие запасы нефти и нефтенасыщенные толщины, а так же наличие в большинстве из них подошвенной воды,

предопределили роль горизонтальных скважин как главного элемента в системе разработки пластов групп АВ и БВ месторождения. Для обеспечения полноты выработки запасов, при необходимости, проектировались также вертикальные добывающие скважины и активно использовался фонд существующих скважин путем перевода с нижележащих пластов на вышележащие. Высокая активность законтурных вод позволяет использовать их энергию для поддержания давления в зоне отбора и вводить нагнетательные скважины только там, где это необходимо.

В течение 2003-2005 годов на месторождении проводилось активное бурение горизонтальных скважин, основанное на детальном геологическом и гидродинамическом моделировании. Было пробурено 22 добывающие скважины (19 горизонтальных и 3 вертикальные) и 7 нагнетательных скважин. Три горизонтальные скважины были пробурены на пласт ПК₂₀, три – на пласты АВ, все остальные скважины – на пласты БВ. В результате проведенных мероприятий доля 18 работающих горизонтальных скважин в добыче нефти достигла к середине 2005 года 76%, остальная добыча приходится на 27 вертикальных скважин. Накопленная добыча распределяется следующим образом: 2438 тыс.т. (58%) приходится на 21 горизонтальную скважину и 1754 тыс.т (42%) на 34 вертикальных скважин, причем в средний срок работы горизонтальных и вертикальных скважин составил 1.4 и 3.3 года, соответственно. На рисунок 3.1 представлены характеристики вытеснения для средней горизонтальной и вертикальной скважины, которые показывают преимущество горизонтальных скважин за счет уменьшения темпов роста обводненности в водоплавающих пластах. Увеличение отборов жидкости в 2003 году из-за ввода горизонтальных скважин привело в некоторых случаях к существенному падению пластового давления. Во многих скважинах наблюдалось падение добычи жидкости при сохранении забойного давления неизменным и даже при его снижении. Поэтому на пластах БВ и АВ₃ была сформировнаа система ППД. В то же время пласты АВ₇ и ПК₂₀ в настоящее время не требуют ППД, так как подпор законтурной воды обеспечивает поддержиние пластовго давления.

Рисунок 3.1 - Характеристики вытеснения вертикальных и горизонтальных скважин

К середине 2015 года неохваченными разработкой остаются ряд небольших пластов групп АВ и БВ и все Юрские залежи. Добыча с пласта Ач₁, так же практически не ведется. В соответствии с реализуемой системой разработки оставшиеся пласты групп АВ и БВ будут разрабатываться возвратным фондом скважин, а так же с помощью бурения небольшого числа скважин и боковых горизонтальных зарезок. Юрские и Ачимовские залежи будут вводиться в разработку постадийно, начиная с опытно-промышленной эксплуатации.