Оценка эффективности применяемой системы заводнения нефтяных пластов

С дебитами нефти от 20 до 50 т/сут работают 4 скважины, с низкими дебитами (до 5 т/сут) эксплуатируются 16 скважин. Средний дебит нефти пласта БС6 равен 8,4 т/сут. Скважины пласта БС8 работают с дебитами нефти в пределах от 3.9 до 50 т/сут, средний дебит на 01.01.2005 г. равен 11,2 т/сут.

 

 

 

Рисунок 3.4.2.1 - Распределение действующего фонда скважин Восточно-Правдинского месторождения по дебитам нефти, жидкости и обводненности.

 

Отборы продукции по скважинам сопровождались значительными отборами попутной воды. По состоянию на 01.01.2005 г. весь добывающий фонд скважин Восточно-Правдинского месторождения обводнен. Интервал изменения обводненности от 5.8 % (скв.102) до 98.4 % (скв.114, 115, 116, 209,211, 219,220,221, 223, 227, 228). Средняя обводненность продукции по пласту БС6 - 76.6 %, по пласту БС81 – 32.5 %, по пласту БС82 – 88.6 %.

Анализ динамики обводнения разрабатываемой залежи 1 пласта БС6 был  проведен  по характеру обводнения скважин и начальному содержанию воды в их продукции было выделено 4 зоны: север, центр, юг, восток. На рисунке 3.4.2.2 эти зоны представлены на карте начальной нефтенасыщенности.

 

Рисунок 3.4.2.2 – Схема выделенных зон разрабатываемой залежи

пласта БС6

 

По состоянию на 01.01.2005 г. количество рентабельных скважин сократилось с 14 до 8 скважин, две скважины (скв.102 и 405) перешли в группу условно-рентабельных, а число нерентабельных увеличилось на 5 скважин. Практически все скважины этой группы на конец года находятся в периодической эксплуатации. Добыча по скважинам, выбывшим из эксплуатации, составила  3.3 % от всей добычи месторождения. Добыча из добывающих скважин, переведенных в нагнетательный фонд  составила 11%.

 

 

 

3.4.3 Характеристика отборов нефти, газа и воды

 

Основным эксплуатационным объектом на месторождении является залежь 1 пласта БС6, добыча нефти ведется также и из пластов БС81 (залежь 1) и БС82 (залежь 3). По состоянию на 01.01.2005 г. по месторождению добыто 1876.6 тыс.т нефти, что составило 15 % от НГЗ, числящихся на балансе ВГФ или 22.4 % от НГЗ разрабатываемой залежи, причем 92 % всей добытой нефти приходится на пласт БС6, 8 % - на пласт БС8; жидкости добыто 5314.4 тыс.т, в пласты закачано 4737.6 тыс.м3 воды. Средняя обводненность составила 74.4 %, средний дебит по нефти 10.9 т/сут, по жидкости 42,6 т/сут. Приемистость одной нагнетательной скважины равна 120.3 м3/сут, текущая компенсация равна 122,9 %, накопленная 80.3 %. Месторождение находится на третьей (падающей) стадии разработки. Эта стадия является сложной для разработки. Истощение запасов основной разрабатываемой (первой) залежи пласта БС6, а также нарастание обводненности продукции усложняет работу по извлечению нефти из залежи. В этих условиях резко возрастает объем необходимых геолого-технологических мероприятий (ГТМ) по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов. Основные ГТМ связаны с увеличением ремонтно-изоляционных работ и переперфорацией пропластков. Максимальный отбор нефти по месторождению был достигнут в 1996 г. на пятый год после ввода в эксплуатацию и составил 202.5 тыс.т. В 2004 г. добыча нефти составила 109 тыс.т или 53.8 % от максимума. Фонд действующих скважин увеличивался и достиг максимума в 1998 г. (33 ед.). К этому времени было отобрано 46,4 % от НИЗ разрабатываемой залежи, а обводненность составила 61.1 %.

Фонд нагнетательных скважин увеличивался постоянно в соответствии с фондом добывающих скважин. В год достижения максимально действующего добывающего фонда (1998 г.) фонд нагнетательных действующих скважин составил 10 ед. В 2004 г. действующий нагнетательный фонд составил 13 ед. Постепенное повышение отборов жидкости на третьей стадии характерно для залежей маловязкой нефти, приуроченной к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением пород-коллекторов. Отбор жидкости по месторождению постоянно наращивался и достиг своего максимума в 2003 г. (547.4 тыс.т). Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 72.0 % от НИЗ и обводненности 77.4 %.

Ниже представлена характеристика показателей по пластам.

Пласт БС6. Основная доля добываемой нефти - 1726.4 тыс.т (92 %) и основной фонд скважин  (88 %) приходится на пласт БС6, поэтому  тенденция, выявленная при анализе показателей разработки месторождения, сохраняется и для пласта БС6. Разбуривание основной залежи 1 пласта БС6 началось в 1991 г. и продолжалось в течение 5 лет. Средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости в начальный период разбуривания постоянно снижались. Это было связано с уменьшением дебитов новых скважин по нефти и жидкости, а также со снижением пластового давления в залежи. С 1994 г. началась закачка воды. С этого времени объемы добычи нефти и жидкости, а также средние дебиты скважин стали увеличиваться. Максимальный отбор нефти (186.7 тыс.т) по пласту БС6 был достигнут в 1996 г. на пятый год после ввода в эксплуатацию и третий год освоения ППД. В 2004 г. добыча нефти составила 94.9 тыс.т или 50.9 % от максимума. Фонд действующих скважин все это время увеличивался и достиг максимума в 1998 г. (31 ед.). К этому времени было отобрано 47.9 % от НИЗ, а обводненность составила 62.8 %.

Относительно НГЗ разрабатываемой залежи, отобрано 24 % и 80 % от НИЗ.  Жидкости добыто 5089.2 тыс.т (95.8 %), в пласт закачано 4552,5 тыс.м3 (95.6 %) воды. Средняя обводненность составила 76.6 %, средний дебит по нефти 10.7 т/сут, по жидкости 45.6 т/сут. Приемистость одной нагнетательной скважины равна 120.3 м3/сут. В 2004 г. отмечается максимальная компенсация отбора закачкой (130.4 %) при накопленной равной 81 %. Отбор жидкости по пласту постоянно наращивался и достиг своего максимума в 2003 г. (537.8 тыс.т). Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 75,7 % от НИЗ разрабатываемой залежи и обводненности 77.9 %;

Темп отбора от НИЗ по пласту БС6 достиг в год максимальной добычи 8,7 %  (1996 г.), в 2004 г.- 4.4 %.

Пласт БС8. По состоянию на 01.01.2005 г. 8 % всей добычи нефти месторождения приходится на пласт БС8, т.е. 150.2 тыс.т, или 12.5 % от НГЗ, числящихся на балансе ВГФ (разрабатываемых залежей). Причем по пласту БС82 отобрано 2.2 тыс.т нефти, остальная добыча приходится на пласт БС81. Жидкости добыто 225.2 тыс.т (4.2 %), в пласт закачано 185.1 тыс.м3 (3.9 %) воды. Средняя обводненность составила 32.8 %, средний дебит по нефти 12,8 т/сут, по жидкости 19 т/сут. Закачка велась совместно с пластом БС6 в скв.103. Закачка воды в 2004 г. была прекращена, в связи с чем, накопленная компенсация снизилась с 82,6 % до 75 %. Максимальный отбор нефти по пласту БС8 был достигнут в 1996 г. на пятый год после ввода в эксплуатацию и составил 15.8 тыс.т. За период 2001-2003 гг. отмечается падение добычи нефти. В 2004 г. отобрано нефти 14.0 тыс.т или 88.8 % от максимума. Темп отбора от НИЗ составил 4.7 %. Отбор нефти велся практически из трех скважин. В 2000 г. фонд действующих скважин увеличился на одну скважину и составил   4 ед.

Отбор жидкости по пласту достиг своего максимума в 2000 г. (35,9 тыс.т). Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 42,5 % от НИЗ и обводненности 69.9 %.

 

 

 

 

 

 

 

Выводы.

1. Восточно-Правдинское месторождение разбуривается с 1991 года. Разбуривание месторождения велось согласно уточненному проекту пробной эксплуатации, составленному СибНИИНП в 1993 году по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м (S1 = 21,7 × 104 м2/скв).

2. Технологической схемой разработки  Восточно-Правдинского месторождения было утверждено к бурению 42 скважины, в том числе 26 добывающих и 16 нагнетательных. Общий фонд скважин составил при этом 119, в т.ч. добывающих – 75, нагнетательных 38, контрольных – 2, водозаборных 4. После составления и утверждения технологической схемы бурение на месторождении не велось.

3. По состоянию на 01.01.2005 г. на  месторождении в разработке  находится основная залежь 1 пласта БС6. Пласт БС8 эксплуатируется единичными скважинами (четыре скважины). Пробурены всего 78 скважин (65.5 % от проекта), в том числе 12 разведочных, 57 проектных, 4 сверх проектного фонда согласно протоколу геолого-технического совещания НГДУ «Правдинскнефть» от 23.03.1990 г. и 5 водозаборных. В эксплуатации в качестве добывающих или нагнетательных перебывали 56 скважин.

4. По состоянию на 01.01.2005 года в эксплуатационном фонде - 48, в добывающем – 29, в нагнетательном - 19, в контрольном - 2 скважины проектного фонда. Переведены в пьезометры 9, в консервации 6 скважин, ликвидированы пять скважин, в ожидании ликвидации одна скважина, пять водозаборных.

5. Средняя величина забойного  давления равна 10,1 МПа, основная  часть скважин работает при  забойном давлении ниже проектного  значения (15 МПа).

6.Отборы продукции неравномерны  по скважинам: наиболее высокие  текущая и накопленная добыча  жидкости и нефти получены  по скважинам центральной зоны  залежи. Средний дебит жидкости  за декабрь 2004 г. равен 42,0 т/сут, нефти – 8,7 т/сут. Средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости постоянно снижались, что было связано уменьшением средних дебитов новых скважин по нефти и жидкости, а также снижением пластового давления по основной разрабатываемой залежи пласта БС6. С 1994 г. на месторождении началась закачка воды – с этого времени объемы добычи нефти и жидкости, а также средние дебиты скважин увеличились. Максимальный отбор нефти по пласту БС6 был достигнут в 1996 г. на пятый год после ввода в эксплуатацию и составил 186.7 тыс.т. В 2004 г. добыча нефти составила 95 тыс.т или 50.9 % от максимума.

7. Безводный период эксплуатации  был отмечен в 10 скважинах (74-167 сут), в остальных скважинах обводненность продукции в начале эксплуатации находилась в пределах от 5 до 99 %, в среднем -55,8 %. Безводная добыча нефти по десяти скважинам и нефтеотдача за безводный период довольно низкие и составляют соответственно  22.3 тыс.т и 0.4 % от балансовых запасов ЧНЗ. Средние значения накопленной добычи и дебита нефти на одну скважину равнялись 2.2 тыс.т и 22.2 т/сут.

8.Отборы продукции по скважинам  сопровождались значительными отборами попутной воды. По состоянию на 01.01.2005 г. весь добывающий фонд скважин Восточно-Правдинского месторождения обводнен. Интервал изменения обводненности от 5.8 % (скв.102) до 98.4 % (скв.114, 115, 116, 209, 211, 219, 220, 221, 223, 227, 228). Средняя обводненность продукции по пласту БС6 76.6 %, по пласту БС81 – 32.5 %, по пласту БС82 – 88.6 %.

9 . По состоянию на 01.01.2005 г. из пластов Восточно-Правдинского месторождения добыто 1876.6 тыс.т нефти, что составляет 15 % от НГЗ, числящихся на балансе ВГФ, или 22.4 % от НГЗ разрабатываемых залежей; жидкости добыто 5314,4 тыс.т, в пласты закачано 4737.6 тыс.м3 воды. Средняя обводненность составила 74.4 %, средний дебит по нефти 10.9 т/сут, по жидкости 42.6 т/сут. Приемистость одной нагнетательной скважины равна 120.3 м3/сут, текущая компенсация равна 122.9 %, накопленная 80.3 %. Месторождение находится на третьей стадии разработки.

10. По пласту БС6 отобрано 92 % всей добычи нефти месторождения, т.е. 1726.4 тыс.т, 24.0 % от НГЗ разрабатываемой залежи, числящихся на балансе ВГФ. Жидкости добыто 5089.2 тыс.т (95.8 %), в пласт закачано 4552,5 тыс.м3 (96.1 %) воды. Средняя обводненность составила 76.6 %, средний дебит по нефти 10.7 т/сут, по жидкости 45.6 т/сут. Приемистость одной нагнетательной скважины равна 120.3 м3/сут. Текущая компенсация в 2004 г. составила 130.4 %, накопленная 81 %.

11. По состоянию на 01.01.2005 г. 8 % всей добычи нефти месторождения приходится на пласт БС8 , т.е. 150.2 тыс.т, 12.5 % от НГЗ разрабатываемых залежей, числящихся на балансе ВГФ. Жидкости добыто 225.2 тыс.т (4.2 %), в пласт закачано  185.1 тыс.м3 (3.9 %) воды. Средняя обводненность составила 32.8 %, средний дебит по нефти 12.8 т/сут, по жидкости 19 т/сут. В 2004 г. закачка воды приостановлена.

12.Отборы продукции неравномерны по скважинам: наиболее высокие текущая и накопленная добыча жидкости и нефти получены по скважинам центральной зоны залежи. Средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости в начальный период разбуривания постоянно снижались. Это было связано с уменьшением средних дебитов новых скважин по нефти и жидкости, а также со снижением пластового давления в залежи. Освоение системы поддержания пластового давления (ППД) началось с 1994 г.    С этого времени объемы добычи нефти и жидкости, а также средние дебиты скважин стали увеличиваться. Максимальный отбор нефти по пласту БС6 был достигнут в 1996 г. на пятый год после ввода в эксплуатацию и составил 186.7 тыс.т. В 2004 г. добыча нефти составила 95 тыс.т или 50.9 % от максимума.

 

 

 

 

 

4 Проектирование изменения режимов работы нагнетательных скважин и показателей разработки объекта

 

4.1 Анализ системы ППД.

 

Формирование системы заводнения Восточно-Правдинского месторождения началось на четвертый год разработки (1994 г.) по пласту БС6 закачкой в приконтурные скважины на севере залежи (5 скв.) и на юге в скв.245. В последующие годы на северо-западе залежи вводятся новые нагнетательные скважины (скв.107, 207), на юге – скв.243, в 1998-1999 гг. под нагнетание переводятся скв.117, 215, 224 – на севере и на юге – скв.234, расположенные вдоль внутреннего контура нефтеносности. На юге все нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности, и переводятся после отработки на нефть, за исключением скв.243.