Поддержание пластового давления на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

2.АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1Характеристика технологических показателей разработки

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водонефтяной фактор – 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.02г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам. Максимальная добыча нефти 3,893 млн. т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн. т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 1997г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро снижается.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

2.2 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Второй блок расположен в центральной части площади. На дату анализа накопленная добыча нефти по работе скважин составила 24,234 млн. т. или 96,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,469. Попутно с нефтью отобрано 46,475млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции составила 82,9 %. водонефтяной фактор - 1,90. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 - 1972 гг. в размере 1,4 млн. т. при темпе отбора 6,5 % начальных извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 117 тыс. т. (темп 0,5 % НИЗ). Среднегодовая обводненность продукции составила 82,8 %, компенсация отбора жидкости закачкой: текущая – 106,9 %, с начала разработки – 105,8%. По состоянию на 1.01.2003г. пробурено 919 скважин, из них 659 – эксплуатационных 217-нагнетательных, 12-специальных и 31-дублеров .

Вотчетном году принято из бурения 4 скважины, в т.ч. 3 скважины пробурены по категории нагнетательных , 1- по категории нефтяных.

На нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнет., 39486 – экспл.) Скважина 39487 освоена под нагнетание.

На площади постоянно идет обновление фонда за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

Всанитарно – защитных зонах часть скважин остановлены, а для их замены пробурены новые скважины за пределами СЗЗ. Нерентабельные высокообводненные скважины переводятся в категорию " временная консервация " с периодическим пуском в работу.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Таблица №1. Характеристика пробуренного фонда скважин

Действующий фонд составляет 311 скважин, состоит из механических скважин, которые составляют 99,2 % от всего фонда. Под закачкой находятся 145 скважин, из них 57 переведены под закачку добывающих. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 3,4 т/сут. По жидкости 23,8 т/сут. По сравнению с 1982г. дебит нефти снизился на 11 т/сут. Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2003 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

2.3Анализ выработки пластов

Смомента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных – 4%.

Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки " б " и пласту " в ". Так, например, по пласту " б1" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту " в " – 1,6%.

По пластам " а ", " б2 ", " б3 " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.

Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.

Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

Западно - Лениногорская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 – 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м3.

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Западно

– Лениногорской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из – за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 – 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно для поздней стадии разработки.

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 – 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Западно – Лениногорской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах. Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 –2 пластов и оптимизации плотности сетки.

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС

взимнее время и создание более гибкой системы ППД.

Врезультате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

Всвязи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Западно – Лениногорской площади был проведен анализ

форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

Первое направление: с точки зрения текущего увеличения отбора нефти было проведено сопоставление показателей работы каждой скважины за одинаковый период работы (год) до и после перевода на более производительный насос.

В21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах

–уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти – 97,7%.

Второе направление анализа – определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах: накопленная добыча нефти – логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков, подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

Была проанализирована работа форсированных и окружающих их добывающих скважин, чтобы выяснить, как повлияло форсирование на дебиты соседних скважин. Было проверено соответствие перфорации между форсированной и окружающими скважинами.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10 скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин.

Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

При форсировании отдельных скважин за счет интенсификации происходит уменьшение отбора жидкости по окружающим скважинам, поэтому необходимо применять форсированный отбор на определенных участках, выбранных с учетом направления основных потоков движения нагнетаемой воды.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts