Залежи пластов ачимовской толщи Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений эксплуатируются с 2002 года [1, 2, 3]. С начала разработки в эксплуатации на пласты ачимовских отложений участвовали 22 добывающих скважины. На 01.01.2014 года в действующем фонде находятся 9 добывающих скважин на Кочевском месторождении (таблица 1).
Таблица 1 - Скважины эксплуатирующие залежи пластов ачимовской толщи на Кочевском, Северо-Кочевском и Северо-Конитлорском месторождениях
|
Месторождение |
Скважины |
|
Кочевское |
5540У 70Р 1850 1843 7341 1840 5240У 60Р 5548У 1842 1688 1687 1693 1684 |
|
Северо-Кочевское |
709 77П 711 105П |
|
Северо-Конитлорское |
601 603 607 297Р |
На 01.01.2014 года на залежах пластов ачимовских отложений трех месторождений числятся геологические запасы категорий ВС1 в количестве 78719 тыс. т, извлекаемые – 22555 тыс. т. Из них на залежи Кочевского месторождения приходится 55,5 % извлекаемых запасов категорий ВС1.
На 01.01.2014 года накопленная добыча нефти составила 127,5 тыс. т или 0,6 % от начальных извлекаемых запасов категории ВС1. Накопленная добыча жидкости составила 286,1 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор - 2,2.
За период 2002-2013 гг. максимальный уровень добычи жидкости был достигнут в 2006 году (77,8 тыс. т), максимальный уровень добычи нефти - в 2008 году (22,3 тыс. т.), рисунок 1.
Рисунок 1 - Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности. Кочевское, Северо-Кочевское и Северо-Конитлорское месторождения.
Дебит жидкости за период разработки с 15,7 т/сут увеличился до 23 т/сут, при снижении дебита нефти с 11,3 до 4,4 т/сут и увеличении обводненности с 27,7 % до 81 %, рисунок 2. Карта текущего состояния разработке представлена на рисунке 3.
Рисунок 2 - Динамика дебитов нефти, жидкости и действующего фонда добывающих скважин. Кочевское, Северо-Кочевское, Северо-Конитлорское месторождения.
Рисунок 3 - Карта текущего состояния разработки. Кочевское, Северо-Кочевское и Северо-Конитлорское месторождения. Объект Ач
Среднее значения дебитов нефти на последнюю дату работы скважин составляет 3,4 т/сут, жидкости – 25,3 т/сут при обводненности 84,9 %. Наибольший средний дебит нефти на последнюю дату работы скважин наблюдается по скважинам Кочевского месторождения (4,9 т/сут) при дебите жидкости 27,1 т/сут и средней обводненности 80,3 %. Наименьший средний дебит на последнюю дату работы скважин составляет 0,2 т/сут. при дебите жидкости 14,7 т/сут и обводненности 98,2 % (Северо-Кочевское месторождение). В скважинах Северо-Конитлорского месторождения средний дебит нефти на последнюю дату работы составляет 1,8 т/сут при дебите жидкости 29,8 т/сут и обводненности 86,6 %, таблица 2.
Таблица 2 - Дебиты нефти, жидкости и обводненности на последнюю дату работы скважин Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений
|
месторождение |
скважина |
дебит нефти, т/сут |
дебит жидкости, т/сут |
обводненность, % |
дата последней работы скважины |
|
Кочевское |
5540У |
8,7 |
24,4 |
64,3 |
12.2013 |
|
70Р |
12,7 |
29,4 |
56,8 |
12.2013 |
|
|
1850 |
3,2 |
21,6 |
85,1 |
12.2013 |
|
|
7341 |
1 |
46 |
97,8 |
01.2011 |
|
|
1843 |
0,3 |
25,2 |
98,7 |
12.2013 |
|
|
1842 |
0,6 |
20,3 |
96,9 |
10.2006 |
|
|
5240У |
2,9 |
4,7 |
38,1 |
12.2008 |
|
|
5548У |
0,1 |
4,1 |
98,8 |
05.2009 |
|
|
60Р |
0,8 |
32,6 |
97,5 |
05.2007 |
|
|
1687 |
3,5 |
21,5 |
83,6 |
12.2013 |
|
|
1688 |
8,9 |
31,5 |
71,8 |
12.2013 |
|
|
1684 |
5,7 |
24,8 |
77,2 |
12.2013 |
|
|
1693 |
15,1 |
66,5 |
77,3 |
12.2013 |
|
|
среднее значение |
|
4,9 |
27,1 |
80,3 |
|
|
Северо-Кочевское |
709 |
0,1 |
13,2 |
99,2 |
09.2010 |
|
77П |
0,2 |
6,9 |
97,1 |
04.2013 |
|
|
711 |
0,2 |
7,1 |
97,3 |
12.2007 |
|
|
105П |
0,3 |
31,5 |
99,1 |
07.2008 |
|
|
среднее значение |
|
0,2 |
14,7 |
98,2 |
|
|
Северо-Конитлорское |
601 |
0,1 |
11,9 |
99,1 |
06.2010 |
|
603 |
0,7 |
58 |
98,8 |
08.2006 |
|
|
607 |
0,3 |
37,6 |
99,2 |
06.2010 |
|
|
297Р |
5,9 |
11,7 |
49,3 |
10.2006 |
|
|
среднее значение |
|
1,8 |
29,8 |
86,6 |
|
|
итого среднее значение |
|
3,4 |
25,3 |
84,9 |
|
Все рассматриваемые скважины вводились с ГРП, кроме № 297Р Северо-Конитлорского месторождения [4, 5]. Технологические показатели по скважинам, работавших на пластах ачимовской толщи, сведенные на дату ввода скважин, представлены на рисунке, (рисунок 4). Рассматриваемый период после ввода составляет 8 месяцев, т.к. многие скважины после короткого срока работы выводились из действующего фонда по причине высокой обводненности продукции в них, либо останавливались для смены насоса на менее производительный, в связи со снижением дебита жидкости в скважине ниже допустимого.
Средний входной дебит жидкости составил 37,4-34,5 т/сут и уже к концу рассматриваемого срока эксплуатации снижается почти в два раза и составляет 19,5 т/сут. Средний дебит нефти так же уменьшается по отношению к входному, с 4,9-7,3 т/сут до 3,9 т/сут. Обводненность входная составляет в среднем 79,8-87 % и к концу 8 месяца эксплуатации остается практически неизменной.
Рисунок 4 - Дебиты нефти, жидкости и обводненность сведенные на дату ввода. Кочевское, Северо-Кочевское, Северо-Конитлорское месторождения.
На Северо-Конитлорском месторождении на залежи объекта Ач в районе скважины № 297Р были введены в эксплуатацию три добывающие скважины (№ 601, № 603, № 607) с ГРП и одна (№ 297Р) без ГРП. Все четыре скважины пробурены в схожих геологических условиях, только в скважине № 297Р эффективная нефтенасыщенная толщина превышает соответствующие значения остальных скважин, рисунок 5.
Рисунок 5 - Геологический разрез по скважинам №№ 297Р, 601, 607, 603 Северо-Конитлорского месторождения
На 01.01.2014 года скважины № 601, № 603 и № 607 находятся в консервации (по техническим причинам), скважина № 297Р - в бездействии.
По всем скважинам, введенным с ГРП, отмечается высокий уровень входной обводненности, от 81 % (скв. № 601) до 99 % (скв. № 603), дебиты жидкости - на относительно стабильном уровне. В скважине № 297Р (ввод без ГРП) входная обводненность составила 51 %, дебит жидкости снизился в четыре раза, с 52 т/сут до 12 т/сут (рисунки 6-7).
Рисунок 6 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Северо-Конитлорское месторождение. Объект Ач. Скважина № 297Р
Рисунок 7 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Северо-Конитлорское месторождение. Объект Ач. Скважина № 607
Максимальные дебиты нефти из ачимовских отложений рассматриваемых месторождений получены в скважинах Кочевского месторождения, кроме скважины № 297Р Северо-Конитлорского месторождения. В скважине № 5540У (пласт Ач10, ввод с ГРП) после приобщения с ГРП пласта Ач90 (февраль 2008 года) получен кратковременный максимальный дебит нефти 61,3 т/сут, жидкости - 73,5 т/сут при обводненности 16,6 %. В течение года дебит нефти снизился до 16 т/сут и стабилизировался на уровне 14-15 т/сут, дебит жидкости – 30-31 т/сут, обводненность - около 50 %. На конец 2013 года дебит нефти составил 8,7 т/сут, дебит жидкости – 24,4 т/сут, обводненность - 64,3 %.
В скважине № 70Р при вводе с ГРП (апрель 2008 года) получен максимальный дебит нефти около 30 т/сут, жидкости – 106 т/сут при обводненности 72 %. К маю 2009 года дебит по нефти снизился до 2,6 т/сут, по жидкости – 25,5 т/сут, обводненность увеличилась до 90 %. Однако, после проведения ОПЗ дебиты нефти жидкости увеличились, обводненность продукции уменьшилась. В конце 2013 года дебит нефти составил 12,7 т/сут, жидкости – 29,4 т/сут при обводненности 56,8 %. В данной скважине, так же как и в скважине № 5540У, эксплуатируется пласт Ач90. В остальных скважинах этот пласт не вскрыт, либо отсутствует.
В скважине № 297Р Северо-Конитлорского месторождения получен дебит нефти 25,6 т/сут, жидкости – 52 т/сут при обводненности 50,8 %. В данной скважине в эксплуатации пласт Ач4.
Не многим меньше получены дебиты нефти при эксплуатации скважин №1850, №7341, №5240У, Кочевского месторождения. Дебиты нефти составили 20,9 т/сут, 15,3 т/сут, и 15,2 т/сут соответственно. В данных скважинах работает верхняя часть пласта Ач9. По скважинам, работающим на пласт Ач11 (№1693, №1687), максимальные дебиты нефти составили 18,9 т/сут и 11,5 т/сут.
В остальных скважинах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений получены максимальные дебиты нефти менее 10 т/сут.
Во всех скважинах отмечается существенное снижение дебитов жидкости. В скважинах, введенных с ГРП, за 8 месяцев дебит жидкости снижается в 2 раза, с 37,2 т/сут до 19,5 т/сут. В скважине № 297Р (ввод без ГРП) дебит жидкости снизился с 52 т/сут до 12 т/сут.
Продуктивность нижних пластов ачимовских отложений в пределах Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений характеризуется более низкими значениями, чем верхние (Ач90, верх Ач9) в связи с уплотнением пород с глубиной, что приводит к уменьшению количества открытых пор и их размеров и уменьшает ФЕС коллекторов. По причине низких ФЕС необходим подбор, апробирование геолого-технических мероприятий при освоении скважин, в т.ч. и нетрадиционных видов ГРП. Геолого-технические мероприятия должны быть направлены не только на увеличение продуктивности скважин, но и на снижение доли воды в добываемой продукции.
Высокая обводненность продукции скважин обусловлена составом пород ачимовской толщи, отличающихся от пластов группы БС комплексом глинистых минералов, входящих в состав цемента коллекторов, преимущественным развитием гидрослюдисто - хлоритового типа цемента.
В связи с низкими фильтрационными свойствами пород ачимовской толщи, происходит существенное снижение дебита жидкости за непродолжительный период времени, вследствие ограниченного притока флюидов из удаленной зоны пласта.