Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

	1,27	1,27	0,55	3,8	3,8	0	14,95	14,95	-	1	0	-	-	-
	4,10	4,43	1,79	11,5	12,5	7,56	19,05	19,38	-	1	0	-	-	-
	4,35	4,35	1,90	12,3	12,3	0	23,40	23,73	-	1	0	-	-	-
	0,58	0,58	0,25	1,6	1,6	0	23,97	24,31	-	1	0	-	-	-
	0,01	0,01	0,01	0,0	0,0	0	23,99	24,32	-	1	0	-	-	-
	0,01	0,01	0,01	0,0	0,0	0	24,00	24,33	-	1	0	-	-	-
	7,07	7,07	3,09	11,6	11,6	0	31,07	31,41	1	2	0	-	-	-
	7,13	7,60	3,11	18,2	19,4	6,21	38, 20	39,01	-	2	0	-	-	-
	5,82	5,82	2,54	9,0	9,0	0	44,02	44,83	1	3	1	86,49	86,49	681
	0,44	0,44	0, 19	3,6	3,6	0	44,46	45,27	-	3	1	104,88	191,37	109
	0,13	0,13	0,06	10,5	10,5	0	44,59	45,40	-	1	2	78,12	269,49	284
	3,01	3,01	1,31	5,2	5,2	0	47,60	48,41	2	3	1	8,71	278, 20	133
	3,43	3,43	1,50	2,9	2,9	0	51,02	51,83	1	4	1	17,68	295,88	236
	3,98	3,98	1,74	2,8	2,8	0	55,01	55,81	-	4	1	20,9	316,78	240
	12,99	13,00	5,67	8,9	8,9	0,10	67,99	68,81	-	4	0	12,22	329,00	43
	9,14	9,44	3,99	8,4	8,6	3,15	77,14	78,25	-	4	1	6,56	335,56	32
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	1	3,294	338,85	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	0	-	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	0	-	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	0	-	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	0	-	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	0	-	-	-
	0,39	0,39	0,17	5,3	5,3	0	77,52	78,64	1	1	0	-	338,85	-
	1,76	1,82	0,77	5,1	5,3	3, 19	79,28	80,46	-	1	1	12,332	351, 19	317
	0,41	0,41	0,18	1,1	1,1	0	79,69	80,87	-	1	1	6,08	357,27	678
	3,16	3,38	1,38	6,1	6,5	6,59	82,85	84,25	1	2	0	-	357,27	-
	2,56	2,84	1,12	3,5	3,9	9,75	85,42	87,09	-	2	0	-	357,27	-
	1,36	1,61	0,59	2,2	2,7	15,55	86,77	88,70	-	2	0	-	357,27	-
	0,39	0,39	0,17	1,1	1,1	0	87,16	89,09	-	1	0	-	357,27	-
	0,11	0,11	0,05	0,8	0,8	0	87,27	89, 19	-	1	0	-	357,27	-
	0,13	0,13	0,06	2,6	2,6	0	87,40	89,32	-	1	0	-	357,27	-
	1,57	3,39	0,68	2,6	5,7	53,78	88,96	92,71	2	3	0	-	357,27	-
	3,23	7,72	1,41	3,1	7,3	58, 19	92, 19	100,43	-	3	0	-	357,27	-
	3,70	6,29	1,62	3,9	6,6	41,07	95,89	106,71	-	3	0	-	357,27	-
	4,40	6,64	1,92	6,3	9,4	33,75	100,29	113,35	-	2	0	-	357,27	-
	5,964	7,452	2,6	7,8	9,8	20,0	106,25	120,80	-	3	0	-	357,27	-

В сентябре 2011 года по скважине 18 была произведена оптимизация насосного оборудования (НВ44/НВ38) с доуглублением, в результате чего дебит нефти увеличился с 7,7 т/сут до 9,6 т/сут. Эффект от проведенного мероприятия составил 210 т дополнительно добытой нефти. По состоянию на

01.01.2012 года скважина 18 эксплуатируется с дебитом 9,9 т/сут. Продукция скважины безводная. Объём добычи в месяц составляет 297 т.

Всего за отчётный период скважиной добыто 3,106 тыс. т. нефти, в 2010 году добыча нефти по скважине 18 составила 2,448 тыс. т.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Динамический уровень в скважине до перевода на НВ-44 удерживался на глубине 900-1000 м, после перевода скважины 18 на НВ-38 и доуглубления (с 1805 м до 2001 м) уровень в скважине составляет порядка 800 м. В целом работу скважины можно охарактеризовать как стабильную.

Добывающая скважина 122 в отчётный период работала механизированным способом (ШГН) со среднесуточным дебитом нефти 6,4

т/сут и обводнённостью добываемой продукции 35 %. Как и по добывающей скважине 18, по скважине 122 отмечается снижение обводненности добываемой продукции. Среднегодовая обводненность продукции в 2009

году составляла 52 %, обводненность за 2010 год составила 41 %, за 2011 год

- 35 %. При этом объём закачиваемой при технологических обработках воды в 2009 году составлял 1,685 тыс. м3 воды, в 2010 году - 1,576 тыс. м3 воды, в 2011 году в скважину 122 было закачано 1,069 тыс. м3 технологической воды.

Производительность скважины по сравнению с предыдущим отчетным периодом увеличилась на 0,9 т/сут. В течение 2011 года динамический уровень по скважине удерживался на глубине 800 м.

Как и по добывающей скважине 18, по скважине 122 в сентябре 2011

года произведена оптимизация с доуглублением (НВ44/НВ38 с 1083,5 до

2000 м). При этом в первый месяц после ввода в эксплуатацию по скважине наблюдалось увеличение содержания воды в продукции (с 7 % до 69 %). В

октябре месяце обводненность по скважине 122 снизилась до нуля процентов, дебит нефти при этом составил 10,4 т/сут. Эффект от проведенной оптимизации в 2011 году составил 115 т дополнительно добытой нефти.

По состоянию на 01.01.2012 года скважина 122 эксплуатируется с дебитом нефти 6,9 т/сут, обводненность продукции составила 42 %.

Всего за 2011 год скважиной 122 отобрано 2,281 тыс. т нефти, отбор в

2010 году составлял 1,950 тыс. т нефти.

С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных извлекаемых запасов подсолевых залежей Давыдовского месторождения в

СПБГУАП / Санкт-Петербург

2010 году было принято решение восстановить вторым стволом скважину 76.

Скважина 76s3 вступила в эксплуатацию в январе 2011 года с начальным дебитом 0,9 т/сут с обводненностью добываемой продукции 93 % (плотность воды 1,26 г/см3). Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе в эксплуатацию, составило 23,6 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи. С дебитом 0,4 т/сут и обводненностью продукции 97 %

скважина эксплуатировалась до 16 февраля 2011 года и затем была остановлена, для определения источника поступления воды.

Разработка залежи нефти семилукского горизонта с 2000 года осуществляется без системы поддержания пластового давления.

В процессе эксплуатации нагнетательных скважин семилукского горизонта в залежь было закачано 357,3 тыс. м3, накопленная компенсация по состоянию на 01.01.2012 года составляет 146 %.

Пластовое давление, согласно замеру, произведенному в скважине 122

в декабре 2010 года, составляет 23 МПа (давление приведено к отметке ВНК

- 2909 м). В течение 2011 года замеров пластового давления в скважинах добывающего фонда не проводилось.

С момента прекращения нагнетания (2000 год) пластовое давление снизилось с 27 МПа до 23 МПа. Отбор нефти с 2000 года по состоянию на

01.01.2012 года составил 26,731 тыс. т нефти. Отбор на единицу снижения пластового давления - 6,683 тыс. т нефти.

В целом, применяемая на залежи нефти семилукского горизонта система разработки достаточно эффективна. С 2006 года годовые объёмы добычи со 0,126 тыс. т были увеличены до 5,964 тыс. т нефти, что связано с увеличением количества скважин добывающего фонда и снижением обводненности продукции. Но для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов нефти в количестве 123 тыс. т, необходима организация системы поддержания пластового давления. Проектным документом запланирована организация системы ППД в 2013 году, путём осуществления одновременно-раздельной закачки воды в нагнетательную скважину 74,

СПБГУАП / Санкт-Петербург

относящуюся по состоянию на 01.01.2012 года к нагнетательному фонду воронежской залежи нефти Давыдовского месторождения.

Также проектным документом предусматривается увеличение количества скважин добывающего фонда на 2 единицы: бурение и ввод в

эксплуатацию второго ствола из скважины 77 Давыдовской, бурение и ввод в

эксплуатацию новой добывающей скважины 72 Давыдовской.

В отчётный период добыча нефти по залежи составила 5,964 тыс. т.

нефти. Основной причиной невыполнения норм отбора является неэффективность бурения скважины 76s3 Давыдовской.

2.1.3 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ВОРОНЕЖСКОГО ГОРИЗОНТА

Разработка залежи нефти воронежского горизонта начата в сентябре

1973 года путем перевода добывающей скважины 18 с залежи нефти семилукского горизонта.

При испытании в колонне интервала 2981-3017 м был получен приток нефти дебитом 53,5 м3/сут на 10-ти мм штуцере. Пластовое давление,

замеренное в ходе испытания на глубине 2999 м в пересчете на отметку ВНК

(-2909 м), составило 34,1 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление в залежи.

Второй период, декабрь 1974-июнь 1976, характеризуется снижением отборов почти в 2,5 раза и снижением дебита нефти с 40 т/сут до 12 т/сут с последующим падением до 1 т/сут. При этом пластовое давление восстановилось с 30,2 МПа до 32 МПа (рис.2.3.). Накопленная добыча за второй период составила 4,779 тыс. т нефти.

Всего за время фонтанной эксплуатации скважиной 18 отобрано 27,439

тыс. т безводной нефти.

С марта 1985 года скважина 18 была остановлена и переведена в контрольный фонд из-за снижения пластового давления до 20-22 МПа. За время нахождения скважины в контрольном фонде пластовое давление восстановилось до начального и даже превысило его (рис.2.3.), что указывает

СПБГУАП / Санкт-Петербург

на наличие источника энергии.

С мая 1986 года скважина 18 была введена в эксплуатацию. Через месяц после ввода в продукции скважины появилась вода 99 %, плотностью

1,22 г/см3. Обводненность составляла 99 %. Всего скважиной 18 за это время было отобрано 623 т воды. С целью сдерживания дальнейшего поступления воды скважина 18 была переведена в бездействие.

В июне 2007 года по причине полной обводненности скважина 18 была переведена на залежь нефти семилукского горизонта.

Всего скважиной 18 с залежи нефти воронежского горизонта отобрано

116,079 тыс. т нефти и 15,918 тыс. т воды.

В июне 1995 года в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта с залежи нефти семилукского горизонта была переведена добывающая скважина 76. Пластовое давление, замеренное в скважине при переводе на залежь нефти воронежского горизонта, составило 28,9 МПа, что соответствовало текущему давлению по залежи.

Скважина 76 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме с начальным дебитом 1,71 т/сут безводной нефти.

С целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения отборов нефти по скважине 76 проводят изоляционные работы.

В процессе дальнейшей эксплуатации обводненность продукции не снижается и по скважине в апреле-мае 2000 года вновь проводят изоляционные работы.

После проведения повторных изоляционных работ скважина 76

вступает в эксплуатацию с дебитом нефти 8 т/сут. Обводненность продукции с 96 % снижается до 69 %. Отборы нефти увеличиваются до 200 т в месяц.

Однако уже к июлю 2001 года обводненность продукции вновь достигает предельных значений, объёмы добычи резко сокращаются.

Отобрав 3,535 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды скважину 76 переводят в контрольный фонд. За время нахождения скважины 76 в контрольном фонде пластовое давление по скважине снижается с 24 МПа до 22 МПа. В

СПБГУАП / Санкт-Петербург

начале 2006 года на залежи нефти воронежского горизонта организовывают систему поддержания пластового давления, что положительно сказывается на поведении давления в скважине 76. Согласно замерам, производимым в скважине, пластовое давление начинает восстанавливаться. На момент ввода скважины 76 в эксплуатацию из контрольного фонда, пластовое давление восстановилось с 22,7 МПа до 25,5 МПа.

Всего скважиной 76 из залежи нефти воронежского горизонта отобрано

3,666 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды.

В мае 1998 года с залежи нефти семилукского горизонта на залежь нефти воронежского горизонта переведена добывающая скважина 75.

Скважина 75 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме. Начальный дебит нефти составил 13,6 т/сут безводной нефти.

Высокие отборы нефти приводят к резкому снижению пластового давления. Так при отборе 13,351 тыс. т безводной продукции пластовое давление с 28,1 МПа снизилось до 22 МПа. Удельный отбор на единицу снижения пластового давления составил 2,1 тыс. т нефти.

По состоянию на 01.01.2011 года скважина 75 продолжает эксплуатировать залежь нефти воронежского горизонта.

В январе 2004 года на залежь нефти воронежского горизонта была переведена добывающая скважина 78, эксплуатировавшая до этого времени залежь нефти семилукского горизонта.

Начальный период эксплуатации скважины сопровождался постепенным снижением дебита нефти. При снижении дебита до 8,7 т/сут,

скважину 78 переводят на менее производительный насос (НВ-38) с

доуглублением. Скважина вступает в эксплуатацию с дебитом 11 т/сут безводной нефти. В процессе эксплуатации дебит нефти снижается. Спустя год производят смену НВ-38 на НВ-44. Дебит нефти при этом составил 10,7

т/сут безводной нефти. Дальнейшая эксплуатация скважины происходила при среднем дебите 8,5 т/сут безводной нефти. Отборы нефти составляли

СПБГУАП / Санкт-Петербург

200-330 т в месяц. В целом работу скважины можно охарактеризовать как стабильную. Что касается поведения пластового давления по добывающей скважине 78, то согласно замерам, пересчитанным по уровню, с момента организации на залежи закачки (январь 2006 года) наблюдается явный рост давления

В настоящее время скважина 78 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти воронежского горизонта.

Добывающая скважина 77 введена в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта в октябре 2009 года. До перевода на воронежский горизонт скважина эксплуатировала залежь нефти семилукского горизонта и по причине низкой производительности была переведена на воронежский горизонт.

По состоянию на 01.01.2011 года скважина 77 находится в действующем добывающем фонде залежи нефти воронежского горизонта.

Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи нефти воронежского горизонта находилось 5 скважин (18, 76, 75, 78 и 77).

Начальный период разработки залежи нефти воронежского горизонта характеризуется работой скважины 18 и сопровождается высокими отборами и соответственно снижением пластового давления (рис.2.4.). Динамика технологических показателей залежи нефти воронежского горизонта сведена в таблицу 2.2 За период с сентября 1973 по февраль 1985 из залежи нефти воронежского горизонта было отобрано 86,236 тыс. т безводной нефти, что составляет 39 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т нефти).

В попытке оценить реальные объёмы закачки по залежам нефти семилукского и воронежского горизонтов можно выделить две группы неопределенности. Первая связана с геологическим строением. На залежах есть два тектонических нарушения амплитудой около 20 м. Если разломы проницаемы, то вполне вероятна ситуация, когда закачиваемая, например, в

семилукскую залежь вода могла поступать по эти нарушениям в воронежскую залежь. Вторая неопределенность связана с техническим

СПБГУАП / Санкт-Петербург

состоянием скважин.

При рассмотрении технического состояния скважины 74 выявлено следующее:

по результатам АКЦ от 19.01.1983 года по скважине 74 практически по всему стволу отмечаются нарушение целостности цементного камня, что теоретически обязательно должно было вызвать перераспределение закачиваемой воды по залежам или просто её потери.

Первый период восстановления пластового давления по скважине 18

совпадает с периодом осуществления скважиной 74 закачки в залежь нефти семилукского горизонта. При этом по скважинам семилукского горизонта реакция на закачку наблюдается лишь спустя два с половиной года, когда объём закачки воды составлял порядка 236 тыс. м3. Пластовое давление в одной из скважин залежи нефти семилукского горизонта достигает значения начального (рис.2.1). Разность между объёмами закачанной воды и отобранной в пластовых условиях продукции по залежи нефти семилукского горизонта на тот момент составляет 125 тыс. м3.

Превышение объёмов закачиваемой в залежь воды над отборами может быть в нескольких случаях:

. Учёт закачиваемой воды не соответствует фактическим объёмам закачиваемой воды.

2. При переводе отбираемой продукции в пластовые условия используются не корректные параметры.

. Часть закачиваемой воды уходит за пределы залежи.

В данном случае, исходя из приведенных фактов, учитывая результаты АКЦ по скважине 74, можно с уверенностью утверждать, что часть закачиваемой в скважину 74 воды уходила в воронежскую залежь нефти. На рис.2.5 показано восстановление пластового давления по скважине 18 при закачке воды скважиной 74.

Длительное время разработка залежи осуществляется с постоянными отборами, не превышающими 100 т в месяц безводной продукции. Данный

СПБГУАП / Санкт-Петербург

период разработки длится с августа 1987 года по январь 1995 года.

Разработка залежи ведется по-прежнему единственной добывающей скважиной 18, по которой в период с 1990 до 1994 года наблюдается рост пластового давления. В это же время нагнетательной скважиной 74

осуществляется закачка воды в межсолевую залежь нефти (рис.2.5.). Объёмы закачки во второй период восстановления пластового давления по скважине

18 в 3-4 раза меньше объёмов закачки в первый период. В результате отличаются и темпы восстановления пластового давления.

С января 1995 года начинается обводнение продукции залежи нефти воронежского горизонта. Увеличение отбора по скважине 18, связанное с переводом скважины на механизированный способ эксплуатации, привело к появлению воды.

В середине 1995 года добывающий фонд увеличивается до двух единиц. В эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта вводится скважина 76. Скважина отличается низкой производительностью и высоким содержанием воды в продукции (первое появление воды в скважине 76

отмечено через год после введения в эксплуатацию).

Вмае 1998 года в эксплуатацию на залежь нефти вводится добывающая скважина 75. Ввод данной скважины позволяет увеличить отборы нефти в целом по залежи, что в свою очередь приводит к снижению пластового давление в среднем до 22,5 МПа, которое в течение предшествующих трёх лет удерживалось на уровне 30 МПа (рис.2.4.).

Впериод с 1999 года до 2006 года среднее пластовое давление по залежи нефти воронежского горизонта удерживается на уровне 22,5 МПа.

Отборы нефти то увеличиваются, то снижаются, что связано с проводимыми мероприятиями по скважинам добывающего фонда с целью предупреждения роста обводненности. Основной объём добываемой воды в данной период приходится на скважину 76 и в меньшей степени на скважину 18.

Скважинами 18, 75 и 78 (введена в начале 2004 года) обеспечивается основной процент всей добываемой нефти в данный период разработки.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

В 2006 году на залежи нефти воронежского горизонта организовывается система поддержания пластового давления путём закачки воды в скважину 74. Данный факт положительно отразился на энергетическом состоянии залежи, давление по добывающим скважинам начало восстанавливаться.

С организацией на залежи нефти воронежского горизонта системы поддержания пластового давления, отборы нефти стабилизировались на уровне 500 т в месяц и порядка 6 тысяч в год. Основной объём добываемой продукции обеспечивали скважины 75 и 78. Скважина 18 по причине обводнения была выведена из эксплуатации. По этой же причине и в связи с переводом высокообводненной скважины 76 в контрольный фонд, к 2007

году обводненность продукции в целом по залежи снижается.

Добывающие скважины 75 и 78 длительное время добывали безводную продукцию. Вода в данных скважинах появилась только после организации на залежи нефти воронежского горизонта системы поддержания пластового давления. Так в скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с момента организации системы поддержания пластового давления. А в добывающей скважине 78, появление воды отмечено только в 2010 году.

В 2009 году добывающий фонд скважин увеличивается. В октябре месяце в эксплуатацию вводится скважина 77 и до марта 2010 года разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с помощью 4-х добывающих скважин.

Что касается энергетического состояния залежи то с момента организации на залежи системы поддержания пластового давления и до начала 2010 года давление по залежи восстановилось в среднем на 4-5 МПа.

По состоянию на 01.01.2011 года разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с помощью 3-х добывающих скважин: 75, 77 и 78. Основной объём добычи нефти по-прежнему обеспечивается добывающими скважинами 75 и 78. Закачка воды осуществляется в нагнетательную скважину 74.