В
период с 10.1996-05.1997 закачка в скв.101 приостановлена,
и как представлено на рисунке 4.6 (б) трубки
тока перераспределились: вытеснение
от центра к скважинам не происходит. Также
увеличилась площадь охвата заводнением
от нагнетательных скв.100, 103, 217. Схема б)
на рисунках наглядно свидетельствует
о том, что при временном отключении нагнетательных
скважин изменяется площадь охвата заводнением
по работающим нагнетательным скважинам
(100, 103, 217), а также изменяется направление
движения потоков вытесняющего агента.
Также изменяется и зона дренирования
вокруг добывающих скважин (200, 201, 210, 218).
а) на 08.1996 г.
б) на 10.1996 г.
Рисунок
4.6 –Распределение трубок тока в северной
части залежи 1 по состоянию: а) на 08.1996
г.; б) на 10.1996 г.
Рисунок
4.7 – Корреляционная связь нагнетательной
скв.101 и окружающих добывающих скважин
а)
на 06.1997 г.
б) на 09.1998 г.
Рисунок
4.8 - Распределение трубок тока в северной
части залежи 1 по состоянию: а) на 06.1997
г.; б) на 09.1998 г.
В
июне 1997 г. возобновляется закачка воды
в скважину 101 с большими объемами, что
отражается и на характере распределения
трубок тока: область влияния от нагнетаемой
воды в эту скважину увеличивается (рисунок
4.7, а)). Также изменяется направление движения
нагнетаемой воды в скв.103 к центру залежи
по наиболее проницаемым пропласткам.
Ниже на рисунках 4.8 - 4.9 представлены аналогичные
схемы при остановке закачки в скв.100, 217,
которые также иллюстрируют перераспределение
потоков вытесняющего агента и изменение
области дренирования добывающих скважин.
а)
на 12.1998 г.
б) на 06.1999 г.
Рисунок
4.8 - Распределение трубок тока в северной
части залежи 1 по состоянию: а) на
12.1998 г.; б) на 06.1999 г.
а) на 09.1999 г.
б) на 01.01.2005 г.
Рисунок
4.9 – Распределение трубок тока в северной
части залежи 1 по состоянию:
а) на 09.1999 г.; б) на 01.01.2005 г.
В связи с тем, что водонасыщенные коллектора
имеют наибольшую проводимость пластов
с северной и западной стороны залежи
(в два раза превышающую проводимость
нефтенасыщенных пластов), а с южной и
восточной стороны залежи активная водоносная
область практически отсутствует, учитывая
выше сказанное под циклическое (переодическое)
воздействие выбираются нагнетательные
скважины, расположенные на северной и
западной частях залежи. Известно, что
циклическая закачка воды в пласт обеспечивает
рациональное использование пластовой
энергии, регулирование выработки запасов
нефти пластов и участков и выравнивание
фронта нагнетаемой воды, что, в конечном
счете, приводит к дополнительному увеличению
коэффициента нефтеотдачи.
Таким образом, на Восточно-Правдинском
месторождении по разрабатываемой залежи
пласта БС6 создана приконтурная
система заводнения, дополненная в последние
годы элементами очагового заводнения.
4.2 Контроль за нагнетательными
скважинами.
С целью контроля за разработкой в нагнетательных
скважинах проводятся исследования профиля
приемистости. К исследованиям технического
состояния скважин относится выявление
негерметичности колонны и заколонных
перетоков, преследующее цель обеспечения
закачки всей жидкости в проектный интервал.
За период разработки исследованы две
нагнетательные скважины 208 и 103. В скв.
208 приемистость отмечена по всему интервалу
перфорации, а в скв.103 – только пласт БС6.
Разрабатываемые залежи нефти Восточно-Правдинского
месторождения находятся на второй стадии
разработки, с переходом их на третью стадию
разработки. Темпы обводнения скважин
увеличиваются и вопросы регулирования
процесса разработки и полноты выработки
запасов нефти приобретают первостепенное
значение. В связи с этим, возрастут объемы
проведения обязательных комплексов исследований
по контролю за разработкой, которые должны
равномерно охватывать всю площадь объекта
разработки, весь фонд наблюдательных
и контрольных скважин.
4.3 Интенсификация добычи
нефти на Восточно-Правдинском месторождение.
Интенсификация добычи нефти на Восточно-Правдинском
месторождении осуществлялась путем воздействия
на призабойную зону нагнетательных и
добывающих скважин. Применялись в основном
различные варианты ОПЗ скважин углеводородными
растворителями и композициями на их основе,
солянокислотными и глинокислотными составами,
а также комплексные обработки, когда
в пласт последовательно закачивался
определенный набор химреагентов с целью
улучшения коллекторских свойств. Кроме
того, как методы интенсификации применялись
гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидроимпульсное
воздействие (ГИВ), метод многократных
депрессий (МКД), термогазохимическое
воздействие (ТХГВ), дострел пластов. В
2001 г. проведена опытная закачка сшитых
полимерных составов (СПС).
4.4 Комплексные обработки нагнетательных
скважин.
Комплексные обработки проводились с
целью увеличения проницаемости ПЗП добывающих
скважин и приемистости нагнетательных
скважин. Набор химреагентов, применяемых
в том или ином случае, определялся с учетом
конкретных геолого-физических параметров
коллекторов. Так были использованы для
ОПЗ углеводородные растворители и их
смеси, солянокислотные и глинокислотные
составы и растворы ПАВ. На нагнетательных
скважинах с целью увеличения приемистости
применялся следующий комплекс химреагентов:
смесь растворителей (Нефрас, гексановая, толуольная фракции, реагент
БР-1 и другие) с расходом 0,5-1,0 м3 на 1 м мощности пласта;
соляная кислота (11% водный раствор) с расходом 1 м3 на 1 м мощности пласта;
глинокислота (11 % НCl
+ 1-3 % НF) с расходом 1 м3 на 1 м мощности пласта;
1-3%-ый водный раствор неонола СНО, АФ9-6, нефтенола ВВД с расходом
1 - 15 м3 на 1 м мощности пласта.
Химреагенты последовательно закачивались
в пласт, затем скважины оставляли на реакцию
и запускали в работу, при этом кислотные
составы и водные растворы НПАВ закачивались
циклически до достижения необходимого
уровня приемистости.
В 1998-2004 гг. комплексные обработки были
проведены на 2 нагнетательных скважинах
пласта БС6.
В апреле 2004 г. была осуществлена комплексная
обработка нагнетательной скважины 213.
Всего было закачано 12.6 т товарных реагентов
(Нефрас, HCl, HF), общий объем закачки рабочего
раствора составил 167 т. В результате обработки
приемистость скважины увеличилась с
22.8 до 137.1 т/сут. Однако через месяц снизилась
до уровня 48 т/сут. Существенного
влияния на работу добывающих скважин
первого ряда окружения обработка не оказала
– дополнительно добыто 800 т нефти.
Скважина 224 была обработана в октябре
2001 г. Всего было закачано 14.1 т товарных
реагентов (Нефрас, дидикор, HF, сульфонол),
общий объем закачки рабочего раствора
составил 168 т. В результате обработки
средняя приемистость скважины увеличилась
почти в 8 раз (рисунок 4.10).
Рисунок 4.10 – Динамика изменения приемистости
скважин 213, 224, приведенная к одной дате
обработки.
По окружающим добывающим скважинам
первого ряда (сква.116) обработка привела
к некоторому росту обводненности.
Таким образом, проведение комплексных
обработок нагнетательных скважин позволяет
существенно повысить приемистость, однако
малое количество обработок, проведенных
в 1998-2004 гг. не позволяет сделать корректных
выводов о влиянии на работу окружающих
добывающих скважин. Средний удельный
технологический эффект составил 0.4 тыс.
на скважино-обработку
- Основные выводы
и рекомендации по Восточно-Правдинскому месторождению.
1. Восточно-Правдинское месторождение
разрабатывается с 1991 года. В разработке
находятся основная часть залежи 1 горизонта
БС6 часть залежи 1 пласта
БС18 и часть залежи 3 пласта
БС82. Не разрабатываются
две залежи горизонта БС6 в районе скв. 1308р и 1311р,
а также три залежи залежи в пласте БС81 и три залежи нефти в
пласте БС82.
2. Начальные геологические запасы
нефти категории В составляют
7187 тыс.т, категории C1 – 5329 тыс.т (в сумме по
категориям B+C1 - 12516 тыс.т) и по категории
С2 – 1780 тыс.т. Причем, в
водонефтяных зонах сосредоточено 41.5
% запасов нефти категории B+C1 и 82,0% - категории С2.
3. По состоянию на 01.01.2005 года
на Восточно-Правдинском месторождении
пробурены 78 скважин, из них 12 разведочных
(на БС6 и БС8), 57 по проекту пробной
эксплуатации на горизонт БС6, 5 по дополнительному
протоколу на горизонт БС8,
4 водозаборных на сеноманские отложения.
4. Залежь 1 пласта БС6 разбурена по треугольной
сетке скважин с расстоянием между скважинами
500 м и с плотностью сетки скважин 21,7 га/скв.
По состоянию на 01.01.2005 года из горизонта
БС6 отобрано 1726,4 тыс.т нефти
и 5089,2 тыс.т жидкости, накопленная закачка
воды достигла – 4552,5 тыс.м3, соответственно, накопленная
компенсация отбора закачкой, составила
81,0 %, текущий КИН равен 0,240, а среднегодовая
обводненность добываемой продукции в
2004 году составила 76,6 %.
Из пласта БС81 к началу 2005 года отобрано
148,0 тыс.т нефти и 204,2 тыс.т жидкости. По
разрабатываемой части залежи 1 пласта
БС81 начальные геологические
запасы нефти категории C1, числящиеся на балансе,
составляют 680 тыс.т. Текущий КИН равен
0,218, а среднегодовая обводненность добываемой
продукции достигла 32,5 %.
5. Закачка воды на месторождении
началась в 1994 году в приконтурные
нагнетательные скважины, причем пластовое
давление к этому времени снизилось
до 20,3 МПа, что на 1,9 МПа ниже первоначального
давления. К концу 2004 года пластовое давление
в целом по залежи 1 горизонта БС6 восстановилось до 21,9
МПа, хотя в центральной зоне залежи, где
осуществляется интенсивный отбор жидкости,
пластовое давление ниже среднего давления
в зоне отбора (21,1 МПа) и составляет 18,3
МПа, то есть на 3,9 МПа ниже первоначального
пластового давления. Приконтурное заводнение
не обеспечивает восполнение пластовой
энергии в центральных зонах отбора основной
залежи горизонта БС6.
Закачка воды в залежь 1 пласта БС81 осуществляется через
совместную с горизонтом БС6 одну нагнетательную
скважину 103. Пластовое давление по разрабатываемой
части этой залежи снизилось на 5,4 МПа
и по состоянию на 01.01.2005г. составило 18,6
МПа. Основные объемы закачки воды по скв.103
(по данным ГИС от 06.04.2005 г.) поступают в
пласт БС6. Для повышения эффективности
заводнения пласта БС81 в дальнейшем предлагается
скв.100 перевести в ППД.
6. В начальный период разработки
добыча нефти из горизонта
БС6 велась более низкими
темпами по сравнению с проектом пробной
эксплуатации. В последующие 1999-2001 гг.
фактические отборы нефти были ниже проектных,
принятых в технологической схеме. За
период разработки пласта под закачку
воды было освоено 20 скважин против 34 по
проекту. Закачка воды ведется не только
в скважины приконтурной зоны, но освоено
и внутриконтурное очаговое заводнение
(скв.113, 229, 236).
Более низкие, чем в “Технологической
схеме разработки Восточно-Правдинского
месторождения, уровни добычи нефти
по пласту объясняются сокращением
действующего фонда скважин. В 2002-2004 гг.
фактическая добыча выше проектной за
счет более высоких дебитов по скважинам.
Средний дебит нефти одной добывающей
скважины равен 10,7 т/сут против 9,6 т/сут
по прогнозу, что объясняется лучшей коллекторской
характеристикой пласта (фактическая
средняя нефтенасыщенная толщина пласта
составила 5,2 м против 4,5 м по проекту, а
проницаемость коллектора оказалась в
1,55 раза выше).
Большинство скважин Восточно-Правдинского
месторождения вступали в эксплуатацию
с начальной обводненностью продукции.
Безводный период эксплуатации был в 10
скважинах (74-167 сут), в остальных скважинах
обводненность продукции в начале эксплуатации
находилась в пределах от 5 до 99 %, в среднем
начальная обводненность была равна 55,8
%. Отборы продукции по скважинам сопровождались
значительными отборами попутной воды.
7. Наибольшая нефтеотдача достигнута
по верхней пачке; однако пачка на большей
части площади залежи вырабатывается
слабо из-за совместной перфорации с более
проницаемыми нижними пачками, повышенная
выработка запасов нефти наблюдается
лишь по скважинам, находящимся в зоне
активного влияния нагнетательных скважин,
или в которых вскрыта только одна верхняя
пачка. Средняя пачка вырабатывается по
всей площади нефтеносности; более низкая
нефтеотдача, чем по верхней пачке, обусловлена
высокими начальными запасами нефти и
высокими отборами поровой воды (особенно
в начальный период разработки), повышенной
расчлененностью и слабой гидродинамической
связью отдельных изолированных интервалов
с зонами воздействия. Низкая нефтеотдача
по подошвенной пачке связана с отсутствием
по большинству скважин перфорации или
более позднему приобщению пачки, а также
отсутствием на большей части залежи эффективных
зон нагнетания. По обеим нижним пачкам
основным режимом работы залежи с самого
начала разработки является упруго-водонапорный,
вытеснение нефти происходит в основном
за счет продвижения пластовой воды и
подъема ВНК, влияние закачки воды наблюдается
лишь по ближайшим к нагнетательным добывающим
скважинам.
8. Промыслово-геофизические исследования
по контролю за разработкой горизонта
БС6 Восточно-Правдинского
месторождения проводятся с 1993 года.
9. Интенсификация добычи нефти
на Восточно-Правдинском месторождении
осуществлялась путем воздействия на
призабойную зону нагнетательных и добывающих
скважин. Применялись в основном различные
варианты ОПЗ скважин углеводородными
растворителями и композициями на их основе,
солянокислотными и глинокислотными составами,
а также комплексные обработки, когда
в пласт последовательно закачивался
определенный набор химреагентов с целью
улучшения коллекторских свойств. Кроме
того, как методы интенсификации применялись
гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидроимпульсное
воздействие (ГИВ), метод многократных
депрессий (МКД), термогазохимическое
воздействие (ТХГВ), дострел пластов.
Наиболее эффективными методами интенсификации
для условий Восточно-Правдинского месторождения
являются обработки П3П скважин углеводородными
растворителями и комплексные обработки,
которые рекомендуются для дальнейшего
внедрения.