Состояние разработки

Сугмутское нефтегазовое месторождение открыто в 1987 году, введено в промышленную разработку в 1995 году.

По состоянию на 01.01.2013 года на месторождении пробурено 934 скважины, из которых 50 скважин числятся на сеноманском горизонте, остальные эксплуатируют продуктивный пласт БС₉². На продуктивном пласте в эксплуатации перебывало
893 скважины, в т.ч. в добывающем - 831 скважина, в нагнетательном - 358. На 1.01.2013 г. в добывающем фонде числятся 526 скважин, в нагнетательном - 358. Характеристика фонда скважин представлена в таблице 2.

По состоянию на 01.01.2013 г. в активной эксплуатации находятся две крупные залежи, залежь в р-не скв. 460Р эксплуатируется единичными скважинами, разработка северной залежи остановлена.

С начала разработки накопленная добыча нефти на месторождении составила 77260 тыс.т, накопленная добыча жидкости составила195482 тыс.т, водонефтяной фактор – 1, 5 д.ед. Текущий коэффициент нефтеотдачи в целом составляет 0.294, остаточные извлекаемые запасы составляют 23240 тыс.т. в категории А+С₁. Накопленная добыча нефти на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации на нефть, составляет 100 тыс.т.

Закачка воды на месторождении осуществляется с 1995 г. и составляет 243287 тыс.м³, накопленная компенсация – 116 %. Среднее пластовое давление в целом по месторождению близко к первоначальному 28, 1 МПа (Рнач=27, 8 МПа).

В 2012 г. на месторождении добыто 2183, 9 тыс.т нефти, при этом темп отбора от НИЗ составил 2, 2%. средний дебит скважин по жидкости составляет 139, 3 т/сут, по нефти - 14, 8 т/сут, обводненность 89, 4%. Основные технологические показатели разработки залежей и объекта в целом приведены в таблице 3.

Общие выводы по текущему состоянию разработки следующие:

· состояние фонда и разработки по месторождению в целом удовлетворительное. Часть скважин, находящихся в неработающем фонде, можно ввести в эксплуатацию за счет проведения мероприятий;

· высокие темпы обводнения по большей части обусловлены активной выработкой запасов;

· геолого-промысловый анализ показывает, что в пласте происходит интенсивный процесс образования техногенной трещиноватости, что влечет за собой неконтролируемую циркуляцию жидкости и является одной из причин преждевременного обводнения скважин, а также способствует образованию застойных зон;

· еще одна из причин высоких темпов обводнения в ВНЗ - подтягивание пластовой воды из неперфорированных интервалов;

· запасы Северной и Южной залежей слабо вовлечены в разработку, без принятия мер по уплотнению сетки скважин достижение утвержденной нефтеотдачи не представляется возможным;

· бурение горизонтальных скважин на месторождении в целом оказалось весьма эффективным;

· горизонтальное бурение позволило вовлечь в активную разработку запасы водонефтяной зоны, часть которых при применении скважин обычного профиля была бы потеряна;

· в блоках месторождения, разрабатываемых с применением ГС, идет наиболее активная выработка запасов;

· бурение в 2010-2012 г.г. новых скважин в краевых зонах оценивается как эффективное, рекомендуется продолжать работы по вовлечению в разработку запасов краевых зон;

· трассерные исследования, проведенные на месторождении, показали, что в пласте сформированы зоны с системами высокопроводящих каналов. С целью снижения темпов обводнения рекомендуется проведение работ по ВПП в этих зонах.

· проектная система ППД на месторождении практически реализована, соотношение добывающих и нагнетательных скважин соответствует проектному;

· созданная система ППД не в полной мере отвечает условиям рациональной выработки запасов. Рекомендуется проведение работ по ее оптимизации и адаптации;

· пластовое давление по блокам распределено неравномерно. На мелких залежах (Северная и Южная (р-н 460Р)) оно близко к первоначальному. На Южной залежи (р-н скв. 462) снижено в силу ухудшенных свойств пласта и неадаптированности системы ППД геологическим условиям. На Основной залежи в ВНЗ наблюдается увеличение значения пластового давления выше уровня первоначального, что связывается с активной закачкой, превышающей необходимую. Кроме того, вероятно сказывается воздействие пластовых вод. В восточной части, как правило, пластовое давление снижено по причине активного разбуривания;

· в зонах нового бурения в восточной части месторождения отмечаются негативные тенденции в виде снижения пластового давления. Как следствие, дебиты новых скважин снижаются высокими темпами;

· на объекте предпринимаются меры по преодолению создавшейся ситуации. Основным направлением в условиях ухудшенного коллектора восточного борта должно стать сближение зон отбора и нагнетания, создание площадных или блочно-замкнутых элементов разработки при поддержании щадящих режимов работы нагнетательных скважин. Это позволит организовать равномерное вытеснение нефти, предотвратить преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам;

· в последние годы на месторождении начали отходить от практики усиления системы воздействия за счет увеличения давления нагнетания, что считается положительным фактором. Однако, негативные последствия автоГРП наблюдаются и отрицательным образом сказываются на работе системы ППД;

· в районах повышенного пластового давления проводятся мероприятия по снижению закачки. Это ограничение приемистости, периодическая остановка скважин, отключение нагнетательных скважин в зонах остановки добывающего фонда;

· следует отметить, что по данным промыслово-геофизических исследований, которыми охвачено 82% нагнетательного фонда, в 40% скважин выявлены уходы закачиваемой воды в непроектные интервалы. С целью повышения эффективности нагнетательных скважин рекомендуется проведение ремонтно-изоляционных работ.

Оценка текущего состояния выработки запасов месторождения показала:

ü Наиболее активно вовлечены в процесс разработки запасы основной залежи.

ü Основные перспективы развития нефтедобычи на основной залежи связываются с площадью вдоль восточного борта, незначительные по объему остаточные запасы концентрируются в застойных зонах и неразбуренной части ВНЗ.

ü Запасы южной залежи (р-н скв. 462Р) вовлечены в разработку менее активно в силу боле низкого их качества (ухудшенные свойства пласта). Перспективы нефтедобычи на этой залежи связывается с уплотнением сетки скважин, разбуриванием краевых зон.

ü Состояние выработки запасов мелких залежей неудовлетворительное.

ü На южной залежи (р-н скв. 460Р) требуется формирование системы разработки, позволяющей охватить выработкой ее запасы.

ü В отношении северной залежи принципиальным является решение вопроса о целесообразности ее дальнейшей эксплуатации.

Таблица 2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2013 г.

Таблица 3 - Основные показатели состояния разработки залежей Сугмутского месторождения на 1.01.2013 г.