Дипломная (вкр): Разработка нефтяных месторождений

За период 2001-2008 гг. в фонде скважин произошли следующие изменения:

• в 2004 г. скв. 17 выбыла в контрольный фонд в связи с полным обводнением. Были пробурены вторые стволы в скв. 41s2 и 7s2;

• в ноябре 2006 г. скв. 8 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию;

• в 2006 г. были восстановлены вторыми стволами скв. 31, 34, 43 и 23. Скв. 43s2 в 2006 г. восстановлена третьим стволом;

• в 2007 г. скв. 40 и 43s3 из-за обводнения были выведены в бездействие, и позднее переведены в контрольный фонд;

• в августе 2008 г. скв. 3 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию компрессором.

.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

На 01.01.09 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 1581,8 тыс. т. (84 % от НИЗ) и 3219,8 тыс. т жидкости.

Всего за 2008 г. из залежи добыто 33,9 тыс. т нефти, 161,8 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти по скважинам составил 6,9 т/сут, жидкости - 32,9 т/сут, обводнённость - 79,1 %.

Залежь елецко-задонского горизонта находится на третьей стадии разработки.

Закачка воды в 2008 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв. 17, 20, 35). Скважина 21 остановлена по технологии в марте 2007 г. Всего в залежь закачано 3695,1 тыс. м3 воды, за 2008 год - 168,1 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация - 90,6 %, текущая - 101,3 %. В среднем по залежи пластовое давление в 2008 году составляло 22,8 МПа.

Динамика технологических показателей разработки приведена в таблице 3.4, а их графическая интерпретация представлена на рисунке 3.7.

В таблице 3.5 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.

Остаточные извлекаемые запасы нефти - 294,2 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину добывающего фонда - 22,5 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 1,8%, достигнутый КИН - 0,4 при утвержденном 0,476. Максимальный годовой отбор нефти (89,9-86,9 тыс. т) наблюдался в 2000-2001 годах. Максимальный темп отбора от НИЗ - 4,8 % - в 2000 г.

Существующая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда по плотной сетке скважин и внутриконтурным заводнением эффективна. Более высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин путём закачки в них потокоотклоняющих химреагентов.

Остаточные извлекаемые запасы нефти на одну скважину добывающего фонда невелики и обеспечиваются существующим фондом скважин.

Проблемами разработки данной залежи являются:

·          некачественные цементные мосты и наличие заколонных перетоков;

·        невыработанные запасы нефти в неохваченной разработкой части залежи за нагнетательными скважинами и нижних пачек в своде залежи, для оценки состояния и возможности выработки которых необходимо бурение оценочных скважин;

·        прогрессирующее обводнение добывающих скважин, неравномерная выработка пласта, форсированный отбор жидкости, приводящий к образованию водяных конусов.

.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

По рекомендации института “БелНИПИнефть” с октября 2004 г. были снижены объемы закачки воды в нагнетательные скважины и уменьшена текущая компенсация добычи жидкости закачкой в пластовых условиях со 100% до 80%, после чего рост обводнённости прекратился.

В среднем по залежи обводнённость за 2006 г. снизилась на 5,4% и составила 72.6% (в 2005 г. - 78%), что связано с эффектом от снижения текущей компенсации отборов путём ограничения объёмов закачки в скв. 35.

Так, объёмы нагнетания в залежь были снижены с 16 тыс. м3/месяц (декабрь 2005 г.) до 12-13 тыс. м3/месяц (январь-июнь 2006 г.), что привело к существенному снижению обводнённости по скв. 39 с 30 % (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 10-20% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 33 с 80-85% (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 60-70% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 22 с 90-95% (ноябрь-декабрь 2005 г) до 75-90% (январь-июнь 2006 г.) (рис. 3.1, 3.2).

Однако с июля 2006 г. отмечается рост обводнённости добываемой продукции по скв. 24 (с 89% до 92%), скв. 33 (с 52% до 68%), скв. 39 (с 9% до 60%).

Месячные объёмы закачки в нагнетательные скв. 20, 21 и 35 до конца 2006 г. оставались на том же уровне (12-13 тыс. м3/месяц). Однако распределение объёмов закачки по нагнетательным скважинам разнилось (рис. 3.1).

Как видно из рисунка, заметно снижение объёмов закачки в скв. 21 и перенос его на скв. 20. Расположенные в зоне влияния скв. 20 добывающие скв. 24 и скв. 39, работающие со средней части разреза, отреагировали на данные изменения. В скв. 33, дренирующей верхнюю часть разреза и расположенной в восточной более трещиноватой зоне межсолевого массива, рост обводнённости, вероятно, связан с естественным процессом выработки.

Рис. 3.1. Объемы нагнетания в межсолевую залежь в 2005-2006 гг.

Рис. 3.2. Обводненность добываемой продукции по межсолевой залежи за 2005-2006 гг.

Необходимо отметить также существенное влияние закачки в скв. 35 на добывающую скв. 39. Так, на рисунке 3.3 отмечается чёткая зависимость обводнённости добываемой продукции по скв. 39 от объёмов нагнетания в скв. 35 за 2005-2007 гг.

Рис. 3.3. Показатели эксплуатации добывающей скв. 39 и нагнетательной скв. 35

Вообще, на фоне небольшого размера по площади межсолевой залежи, близкого расположения зоны нагнетания и зоны отборов, эффект от нестационарного заводнения путём уменьшения объёмов нагнетания в скв. 35, а также частичной остановки нагнетательной скв. 21 можно считать положительным.

Так как нагнетательная скв. 21 находится слишком близко от добывающих скважин и служит основным источником обводнения, закачку в 2007 г. перенесли в скв. 17 (скв. 21 остановили).

В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.

В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.

В сентябре 2007 года, с целью сдерживания темпа роста обводненности, на залежи были проведены работы по ПНП в нагнетательных скважинах 20 и 35. В результате проведённых работ было отмечено снижение обводнённости продукции по скважинам: 6 (с 35 до 29%) , 8 (с 92 до 84%), 39 (с 76 до 39%), 46 (с 89 до 86%), что является закономерным, поскольку эти скважины находятся наиболее близко к нагнетательным скважинам и по результатам трассирования к ним отмечены наибольшие скорости прихода меченой жидкости.

В результате проведения ПНП в конце 2007 г. снизилась закачка воды в залежь, следствием чего явилось снижение давления по СКАД в скважинах. Поэтому с января 2008 г. на залежи увеличили текущую компенсацию отборов жидкости закачкой с 95% до 115%, что сразу же отразилось на обводнённости продукции скважин, которая за пять месяцев увеличилась с 75,6% до 78% (рисунок 3.4).

Рис. 3.4. Динамика текущей компенсации в 2008 г.

Институтом БелНИПИнефть было рекомендовано текущую компенсацию на залежи поддерживать на уровне 95%.

В августе-сентябре 2008 г. были проведены опытно-промысловые испытания новой комплексной технологии ПНП на основе композиции, включающей потокоотклоняющие и нефтеотмывающие ингредиенты по скв. 20, 17, 21, 35, однако эффекта от этого мероприятия не наблюдается.

.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

Разработка залежи нефти была начата в апреле 1980 г. фонтанной скв. 3 с начальным дебитом 69 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 02.04.1980 г. в скв. 3, составило при переводе к отметке ВНК (-2873 м) 38,5 МПа.

За время разработки залежи на естественном режиме в 1980-1986 гг. скважины эксплуатировались фонтанным способом. Всего из залежи за этот период было отобрано 147,3 тыс. т безводной нефти. Пластовое давление при этом снизилось на 10,3 МПа, по сравнению с начальным (38,5 МПа) и составило 28,2 МПа. Динамика пластового давления на залежи представлена на рисунке 3.6. Средний удельный отбор за этот период составил 14,3 тыс. т/МПа.

Увеличение отборов нефти в 1986 г. по сравнению с 1984-1985 гг. привело к снижению пластового давления в зоне отбора в 1986 г. на 2,3 МПа и уже в 1987 г. составило 28,2 МПа. Режим такой залежи можно охарактеризовать как упругий. С начала разработки наблюдается увеличение удельных отборов нефти из залежи. Удельный отбор за первые два года в два раза меньше, чем за 1986-1988 гг.

Основным фондом скважин залежь разбурена к 1990 г. В последующие годы бурение проектных добывающих скважин было направлено на уплотнение сетки скважин, с целью более полной выработки запасов. Добывающий фонд в 1990 г. составил 15 скважин. Из 15 добывающих скважин: 13 скважин (3, 6, 7, 15, 20, 22, 24, 25, 26, 27, 31, 33, 34) - фонтанные, (скв. 8 и 21) - механизированные. Скв. 21 работала с водой (96,5 %), остальные давали безводную продукцию.

Обводнение залежи началось со скв. 21 в 1988 г. Скорость продвижения контура воды от нагнетательной скв. 17 составляла 180 м/год.

Значительное обводнение залежи началось в 1993-1994 гг., когда обводнилось 5 скважин на восточном участке залежи (30 %) фонда. Линейные скорости продвижения фронта обводнения от нагнетательной скв. 17 составили 150 м/год до скв. 8, 22, 26 (первый и второй ряды) и 120 м/год до скв. 33, 7, значительно удалённых от зоны закачки. Высокие линейные скорости обусловлены тем, что закачка и отборы велись по отдельным пластам в нижней части разреза. Опережающее продвижение фронта обводнения к скв. 7, 33 связано также с наличием зон трещинности вдоль тектонического нарушения северо-восточного простирания.

Таким образом, на восточном участке залежи в начальный период вырабатывалась нижняя часть разреза с заводнением по пластам в направлении от зоны закачки к добывающим скважинам.

В период с 1997 г. по 1999 г. на залежи осуществлялись мероприятия по регулированию системы разработки путём отключения нижней обводнившейся части пласта в добывающих скважинах и переходом на вышележащие интервалы. Для регулирования процессов охвата пластов заводнением в этот же период в нагнетательных скважинах проводились работы по увеличению работающей мощности (дострел подконтурной части в скв. 35, 20), а также закачка потокоотклоняющих химреагентов для выравнивания профиля приёмистости и регулирования фильтрационных потоков.

В результате проведённых мероприятий начала обводняться средняя и верхняя части разреза, вода появилась в продукции скважин работающих со средней части разреза - скв. 39, 31, 41, 45, 34, 27, 38.

Также очевидно, что высокая трещинность восточного участка залежи и заколонные перетоки способствует быстрому продвижению закачиваемых вод и приводят к неполному вытеснению нефти из матрицы.

В связи с тем, что пластовое давление за время эксплуатации залежи при естественном режиме снизилось с 38,5 МПа до 28,2 МПа в декабре 1986 г. была начата закачка в нагнетательную скв.17 с целью поддержания пластового давления.

При постоянных нарастающих темпах отбора нефти, пластовое давление в залежи за период с 1987 г. по 1989 г. снизилось с 28 МПа до 26 МПа.

В декабре 1989 г. была переведена под закачку добывающая скв. 4. Для перевода скважины под нагнетание была проведена перфорация нижележащих водонасыщенных пластов в интервале 3040-3100 м.

Для поддержания пластового давления в залежи в июне 1991 г. была введена под закачку скв. 35 из резервного фонда, с приемистостью 338 м3/сут.

В дальнейшем для создания более эффективной системы ППД и равномерного охвата пластов вытеснением под закачку были переведены добывающие скв. 20, 21.

Закачка воды на восточном участке залежи в период 1986-1994 гг. велась в скв. 17 (нижняя часть разреза и под контур). Отбор нефти и закачка воды по одноимённым пластам привели к быстрому обводнению нижней части продуктивного разреза добывающих скважин восточного участка, в связи с этим в 1994 г. скв. 17 была остановлена.

В дальнейшем до марта 2007 г. закачка воды на восточном участке залежи велась в нагнетательную скв. 21 (интервалы перфорации 2962-2995 м, 2995-3002 м, 3008-3018 м, 3024-3030 м), по результатам ПГИ принимает только верхняя часть разреза.

В нагнетательной скв. 35 (центральный участок) перфорирован интервал 3007-3044 м (08.90 г.) и приобщена подконтурная часть залежи в интервале 3067-3091 м (04.98 г.). Скважина оказывала влияние на близлежащие добывающие скважины (в скв. 25 - кроме самого верхнего интервала) и скважины в своде залежи, работающие со средней части разреза (скв. 39, 43, 26). Возможно, также влияние подконтурной области на добывающие скважины, работающие с нижней части продуктивного разреза (скв. 6, 46).

На западном участке залежи закачка велась в нагнетательную скв. 20 с 1997 г. (до этого времени - в нагнетательную скв. 4). В скв. 20 перфорированы интервалы 3018-3030 м, 3039-3049 м, 3066-3084 м, по данным ГИС принимают только верхние интервалы - 3018-3030 м. Близлежащие добывающие скважины на данном участке залежи работают в основном с нижней и средней части разреза, и влияния от закачки не испытывают.

Как показывает анализ разработки, между добывающими и нагнетательными скважинами существует достаточно хорошая гидродинамическая связь по площади и по разрезу.

Скважины восточного участка практически полностью обводнены, работают с верхней части разреза. На западном участке и в своде залежи обводняются нижние и средние участки разреза, там же находятся скважины, дающие безводную добычу. Однако в ряде случаев при переходе на вышележащие интервалы получают обводнённую продукцию. Это может быть связано с внедрением как закачиваемой воды по отдельным пропласткам, так и с заколонными перетоками. В дальнейшем, для предотвращения преждевременного обводнения и выравнивания профиля приёмистости на нагнетательных скважинах будут проводиться работы по закачке потокоотклоняющих химреагентов.

В период 1995-2000 гг. годовые объёмы закачки воды поддерживаются на уровне 200-220 тыс. м3 (110-120 % текущей компенсации отбора жидкости), между скважинами годовые объёмы закачиваемой воды распределялись равномерно (по 30-39%). Разработка залежи в это время велась при стабилизации пластового давления в зоне отбора на уровне 22-23 МПа и при давлении на линии нагнетания на уровне 26-28 МПа, что обеспечивало высокие уровни отборов жидкости и нормальную работу насосного оборудования.

Рост объёмов добычи жидкости в 2000-2002 гг. до 160-210 тыс. т связан с переводом ряда скважин с фонтана на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). По ряду скважин такое увеличение отборов привело к росту темпа обводнения продукции.

Таблица 3.4

Динамика показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения