Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

объём добытой продукции обеспечили скважины 18, 75 и 122. Отбор по данным скважинам составляет 71 % от накопленной добычи в целом по залежи.

По состоянию на 01.01.2013 разработка залежи ведется с помощью двух добывающих скважин 18 и 122, расположенных в юго-восточной части залежи, без системы поддержания пластового давления.

2.2.3 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ВОРОНЕЖСКОГО ГОРИЗОНТА

Разработка залежи нефти воронежского горизонта ведется с сентября

1973 года.

По состоянию на 01.01.2013 накопленный отбор нефти 193,348 тыс. т

нефти или 86 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т). Остаточные извлекаемые запасы нефти - 30,652 тыс. т. Удельные остаточные запасы на 1

скважину добывающего фонда - 10,2 тыс. т. Текущий КИН 0,293 при проектном 0,340.

В пределах залежи воронежские отложения вскрыты скважинами 15, 18, 36, 74, 75, 76, 77, 78, 80, 122. В эксплуатации на залежи находилось 5

скважин - скважины 18, 76, 75, 78 и 77.

Длительное время выработка запасов залежи нефти воронежского горизонта осуществлялась единственной добывающей скважиной 18.

Скважиной 18 при вводе в эксплуатацию были вовлечены в разработку как птичские слои воронежского горизонта, так и стреличевские. Выработка запасов одновременно птичских и стреличевских слоев велась до декабря

1994 года. Затем по скважине 18 проводят отсечение нижней перфорированной мощности (стрелические слои) и согласно ПГИ от февраля

1995 года скважиной 18 эксплуатировались только птичские слои воронежского горизонта.

Всего скважиной 18 отобрано 116,094 тыс. т нефти, что составляет 62

%от накопленной добычи залежи нефти воронежского горизонта.

Вдобывающей скважине 76 при вводе в эксплуатацию в выработку

СПБГУАП / Санкт-Петербург

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти воронежского горизонта разрабатывается 3 добывающими скважинами 75, 77 и 78.

Нагнетательная скважина 74 остановлена с июля 2011 года. Причиной остановки послужило резкое увеличение содержания воды в продукции скважин добывающего фонда.

Основной объём отбираемой продукции обеспечивается скважинами 75

и 78, расположенными на юго-востоке залежи, нагнетание воды осуществляется в северо-западную часть залежи.

2.2.4 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ПЕТРИКОВСКО-ЗАДОНСКОГО ГОРИЗОНТА

Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта начата в

1971 году.

По состоянию на 01.01.2013 года в действующем добывающем фонде межсолевой залежи нефти находится 36 скважин.

В истории разработки залежи выделяются два основных периода разбуривания. (рис.2.26.). Первый период разбуривания залежи был начат в

1975 году. С 1975 по 1985 годы на залежи нефти петриковско-задонского горизонта было пробурено 23 добывающие скважины.

Разбуривание в основном велось в центральной части залежи.

Начальный период (1971-1976 гг.) характеризуется вовлечением в разработку дроздовских слоёв елецкого горизонта и верхней части туровских слоёв

(компонента 2.2.2.3). Только в разрезе скважины 2 выработка велась, как и с туровских, так и с дроздовских слоёв елецкого горизонта (рис.2.26). При дальнейшем вводе добывающих скважин в эксплуатацию в выработку запасов межсолевой залежи Давыдовского месторождения были вовлечены петриковский горизонт (скважины 54, 57, 67 (верхняя часть, компонента

2.1.1)) и туровские слои елецкого горизонта (скважины 63,62,64,61,35,60,69).

В 1980 году с вводом в эксплуатацию скважины 68 в выработку запасов были вовлечены тремлянские слои задонского горизонта.

Второй период разбуривания межсолевой залежи нефти был начат в

СПБГУАП / Санкт-Петербург

1990 году и длился 6 лет. За это время в эксплуатацию было введено 17

добываю6щих скважин. Большая часть скважин вступала в эксплуатацию с дроздовских слоев елецкого горизонта и верхней части туровских слоев

(компонента 2.2.2.3).

Основная выработка запасов в данной части залежи по состоянию на

01.01.2013 года осуществляется с нижней части дроздовких слоев елецкого горизонта (компонента 2.2.1.2) и с верхней части туровских слоев

(компоненты 2.2.2.3, 2.2.2.4) елецкого горизонта (рис.2.27.). Вскрытая мощность коллекторов в интервале перфорации в скважинах южного участка залежи в среднем составляет 18 м. Коллектора данной части характеризуются пористостью 9% и нефтенасыщенностью - 80%. В северо-восточной части залежи, сосредоточены скважины добывающего фонда, годовая добыча которых в большей степени составляет 1000-2000 т нефти, в выработку в основном вовлечена верхняя часть дроздовских слоев елецкого горизонта

(компонента 2.2.1.1), рис.2.27. В данной части залежи вскрытая мощность нефтенасыщенных коллекторов в среднем составляет 15 м. Коллектора в основном схожи с коллекторами южного участка, представлены пористостью в районе 7% и нефтенасыщенностью 81%. В северо-западной части залежи в эксплуатации находятся 4 скважины (121, 124, 58 и 91) годовая добыча которых превышает 3.0 тыс. т нефти в год. А также скважины 9001 и 108,

годовая добыча которых составляет 1,813 тыс. т и 1,355 тыс. т.,

соответственно и скважина 95 - годовая добыча 2,661 тыс. т. В 2012 году в северо-западной части, как уже описывалось выше, введена в эксплуатацию новая добывающая скважина 94n, отличающаяся высокой производительностью - 490 т в месяц в периодическом режиме эксплуатации фонтанным способом. Продукция скважин 121, 124 и 58 безводная. Как видно из рис.2.27. выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 года в основном осуществляется с дроздовских слоев елецкого горизонта

(компоненнты 2.2.1.1 и 2.2.1.2) и с верхней части туровских слоев

(компонента 2.2.2.3). С вводом в эксплуатацию новой добывающей

СПБГУАП / Санкт-Петербург

субгоризонтальной скважины 94n в эксплуатацию вовлечены коллектора средней части туровских слоев елецкого горизонта (компонента 2.2.2.4).

Мощность вскрытых перфорацией отложений наименьшая, по сравнению с остальными участками межсолевой залежи. Коллектора северо-западной части отличаются от южного и северо-восточного участков пониженной нефтенасыщенностью - 78%, пористость которых составляет 8%. Годовая добыча данной части залежи составляет 22,3 % от всей добычи.

На межсолевой залежи нефти можно выделить ряд взаимодействующих скважин. Так организованная закачка воды в нагнетательную скважину 63 влияет на добывающие скважины 62,90,83 и 34.

Закачка воды в скважину 111r оказывает влияние на добывающую скважину

84, закачка воды в скважину 100 - на скважины добывающего фонда 65 и 16,

скважина 67 - на скважины 68,82,69,35 и нагнетательная скважина 59

оказывает влияние на скважины добывающего фонда 70 и 35. Схема расположения скважин представлена на рис.2.28. Как видно из рис.2.28.

продвижение фронта воды от внутриконтурных нагнетательных скважин происходит в основном в южном направлении.

В нагнетательной скважине 111r жидкость от закачки поступает в основном в интервал 2688,5-2698 - 84 % (петриковский горизонт, первый ствол). Во второй ствол поступает 16 % жидкости в интервалы: 2716,8-2718,6

м, 2719,2-2719,8 м, 2724-2725,2 м, 2732-2734 м (елецкий горизонт).

Внагнетательной скважине 67 по результатам комплексных исследований жидкость от закачки поступает по затрубному пространству (за НКТ) в интервалы 2763-2765 м и 2689-2733 м (елецкий горизонт). В лучшей степени принимает интервал 2724-2733 м (компонента 2.2.2.3, елецкий горизонт, туровские слои).

Внагнетательной скважине 87 по данным комплексных исследований жидкость от закачки поступает в интервал 2649-2672,6 м (елецкий горизонт,

туровские слои) и ниже глубины дохождения прибора. Также отмечается

поступление воды от закачки за НКТ в вышележащие изолированные

СПБГУАП / Санкт-Петербург

интервалы перфорации 2612-2619 м (елецкий горизонт, дроздовские слои,

компонента 2.2.1.1) и 2622-2632 м (елецкий горизонт, дроздовские слои,

компонента 2.2.1.2). Как видно по результатам ПГИ, основной объём закачиваемой воды поступает в елецкий горизонт.

В структуре обводнённых скважин выделяются три группы:

•первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с

устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а

также техническая вода, используемая для промывки скважин);

•вторая - скважины работающие стабильно с нулевой обводнённостью;

•третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции.

Таким образом, на выработку запасов межсолевой залежи нефти существенное влияние оказывает строение коллектора, который в отличии от каверново-порово-трещинных коллекторов большинства месторождений Припятского прогиба, характеризуется как порово-каверновый со слабо развитой трещиноватостью. Это определило довольно плотную сетку эксплуатационных скважин 19 га на скважину и применение внутриконтурной закачки для поддержания пластового давления.

2.2.5 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ЛЕБЕДЯНСКОГО ГОРИЗОНТА

Залежь нефти лебедянского горизонта пластовая, литологически ограниченная. Характерной особенностью геологического строения залежи нефти лебедянского горизонта является малая нефтенасыщенная толщина при довольно значительной площади залежи. Выработка запасов в основном велась только в северо-западной части залежи скважинами добывающего фонда 1, 105, 54, 92 и 102. Скважиной 56 выработка запасов велась в юго-

восточной части залежи. Центральная часть залежи в разработку вовлечена

СПБГУАП / Санкт-Петербург

не была.

О характере выработки запасов залежи нефти лебедянского горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2013

года (таблица 2.8):

Таблица 2.8 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда скважин залежи нефти лебедянского горизонта

По данным эксплуатации скважин добывающего фонда можно отметить следующее:

максимальные объёмы добычи нефти были достигнуты в первые годы разработки залежи нефти лебедянского горизонта и с организацией на залежи системы поддержания пластового давления;

как видно из таблицы основной объём добытой нефти обеспечили скважины 1, 54 и 92, обеспечивающие выработку запасов в северо-западной части залежи и имеющие максимальные значения нефтенасыщенных толщин, по отношению к другим скважинам добывающего фонда.

безводный период эксплуатации залежи длился на протяжении 17 лет,

за это время было отобрано 72 тыс. т нефти;

вода в продукции скважин впервые появилась спустя семь месяцев с момента организации на залежи нефти лебедянского горизонта системы поддержания пластового давления (05.1987 г. - организована система ППД,

г. - первое появление воды в продукции скважин). Первое появление

СПБГУАП / Санкт-Петербург

воды отмечено в добывающей скважине 1, которая по своему положению находится ближе остальных скважин добывающего фонда к нагнетательной скважине 43. Дальнейшее обводнение продукции скважин добывающего фонда происходило постепенно и напрямую зависело от удаленности скважины от скважины 43 и от расстояния между нижними дырами перфорации скважины и отметки ВНК (-2457 м).

Данный факт свидетельствует о том, что весь объём закачиваемой в залежь воды распространялся по всему периметру залежи. И не исключено,

что при вовлечении в разработку центральной части залежи, скважины,

вводимые в эксплуатацию, будут вступать с обводненной продукцией.

По состоянию на 01.01.2013 залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Особенностью является её периодическая разработка.

Закачка воды на залежи ведётся при остановленном добывающем фонде.

2.3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Залежь нефти саргаевского горизонта

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти саргаевского

горизонта не разрабатывается.

Залежь нефти семилукского горизонта

Залежь нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. По состоянию на 01.01.2013 отбор нефти составляет 110,296 тыс. т нефти или 48 % от НИЗ (229 тыс. т).

Обводненность продукции добывающего фонда - 45,6 %. Однако судить о реальной обводненности продукции скважин добывающего фонда достаточно сложно, так как эксплуатация скважин сопровождается постоянными технологическими обработками пресной водой.

В настоящее время разработка залежи осуществляется без системы поддержания пластового давления. Скважина 74 осуществляет закачку воды

СПБГУАП / Санкт-Петербург

в залежь нефти воронежского горизонта, а скважина 80 находится к добывающему фонде и эксплуатирует залежь нефти петриковско-задонского горизонта.

По состоянию на 01.01.2013 в залежь нефти семилукского горизонта закачано 357,3 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отборов закачкой составляет 139 %.

Анализируя график накопленной разности между объёмами закачиваемой в залежь нефти семилукского горизонта воды и отборами жидкости в пластовых условиях и поведением пластового давления в добывающих скважинах (рис.2.29.) можно сделать следующие выводы:

с момента организации на залежи нефти семилукского горизонта закачки воды в нагнетательную скважину 74 объёмы закачиваемой воды быстрыми темпами компенсировали объёмы отбираемой продукции. Спустя год с момента организации закачки накопленная разность стала равной нулю.

Основываясь на теории, к моменту достижения накопленной разности между объёмами закачиваемой воды и отбором жидкости нулевого значения,

пластовое давление должно быть на уровне начального. В данном случае с момента организации закачки пластовое давление в первую очередь начало восстанавливаться в скважине 77, которая ближе остальных находится к нагнетательной скважине 74. В остальных же скважинах только спустя несколько лет с момента организации системы поддержания пластового давления начинается заметный рост. Пластовое давление в добывающей скважине 77 достигает значения начального к тому моменту, когда объёмы закачиваемой в залежь воды превышают отборы на 125 тыс. м3.

Ситуация с превышением объёмов закачиваемой воды над отборами и не восстановлением пластового давления может быть в нескольких случаях:

. Учёт закачиваемой воды не соответствует фактическим объёмам закачиваемой воды.

2. При пересчете объёма отбираемой продукции в пластовые условия используются некорректные параметры (плотности и объёмного

СПБГУАП / Санкт-Петербург

коэффициента).

. Часть объёма закачиваемой воды вытесняется за пределы залежи.

В данном случае, превышение объёмов закачки над объёмами отобранной пластовой продукции, предположительно связано с тем, что часть закачиваемой воды уходила на воронежскую залежь нефти, либо выше в межсолевую залежь Давыдовского месторождения.

Как уже описывалось выше, судить о характере воды, добываемой из залежи нефти семилукского горизонта достаточно сложно. Впервые вода в продукции скважин появилась задолго до организации на залежи системы поддержания пластового давления. И дальнейшее её появление имеет периодический характер. И до настоящего времени процесса устойчивого обводнения скважин добывающего фонда не наблюдается.

На рис.2.30. представлена зависимость обводненности продукции добывающего фонда от степени извлечения начальных балансовых запасов.

Как видно из графика резкое увеличение обводненности наблюдается при степени извлечения в 14 %, что связано с вводом в эксплуатацию добывающих скважин 122 и 18 и соответственно увеличением добычи. В

настоящее время наблюдается снижение обводненности в целом по залежи,

однако судить о реальной обводненности продукции достаточно сложно в связи с производимыми технологическими обработками пресной водой. В

целом реализуемую на залежи нефти семилукского горизонта систему разработки можно считать эффективной, однако для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов требуется увеличение добывающего фонда скважин и организация системы поддержания пластового давления.

Залежь нефти воронежского горизонта

Залежь нефти воронежского горизонта находится на третьей стадии разработки. Разработка залежи осуществляется с системой поддержания пластового давления, организованной в 2006 году вводом под нагнетание скважины 74. Таким образом, учитывая текущую ситуацию на залежи воронежского горизонта Давыдовского месторождения, хотелось бы