Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки залежи нефти воронежского горизонта Давыдовского месторождения

	Добыча за		Тем	Дебит			Обводнен	Накопленная добыча,		Вво	Действ. фонд скважин		Закачка, тыс. м3		К
	год, тыс. т		п	т/сут			ность, %	тыс. т		д
			отб							доб.
			ора							скв.
			от
			НИ
			З, %
	нефт	жидк		неф		жид		нефти	жидк.		добыв.	нагн.	годов.	накопл.	го
	и	.		ти		к.
	5,80	5,80	2,59	86,9		86,9	0	5,80	5,80	1	1	0	-	-	-
	17,26	17,26	7,70	47,8		47,8	0	23,05	23,05	-	1	0	-	-	-
	3,79	3,79	1,69	10,4		10,4	0	26,84	26,84	-	1	0	-	-	-
	2,60	2,60	1,16	7,5		7,5	0	29,44	29,44	-	1	0	-	-	-
	3,88	3,88	1,73	10,9		10,9	0	33,32	33,32	-	1	0	-	-	-
	5,77	5,77	2,58	17,0		17,0	0	39,09	39,09	-	1	0	-	-	-
	7,45	7,45	3,33	20,4		20,4	0	46,54	46,54	-	1	0	-	-	-
	6,46	6,46	2,88	17,6		17,6	0	53,00	53,00	-	1	0	-	-	-
	6,53	6,53	2,92	19,2		19,2	0	59,53	59,53	-	1	0	-	-	-
	9,81	9,81	4,38	26,9		26,9	0	69,33	69,33	-	1	0	-	-	-
	10,88	10,88	4,86	30,1		30,1	0	80,21	80,21	-	1	0	-	-	-
	4,85	4,85	2,16	13,8		13,8	0	85,06	85,06	-	1	0	-	-	-
	1,18	1,18	0,53	20,0		20,0	0	86,24	86,24	-	1	0	-	-	-
	0,03	0,65	0,01	0,2		4,3	95,85	86,26	86,89	-	1	0	-	-	-
	0,32	0,32	0,14	2,5		2,5	0	86,58	87,21	-	1	0	-	-	-
	0,69	0,69	0,31	1,9		1,9	0	87,27	87,90	-	1	0	-	-	-
	0,67	0,67	0,30	1,8		1,8	0	87,94	88,57	-	1	0	-	-	-
	0,67	0,67	0,30	1,8		1,8	0	88,61	89,23	-	1	0	-	-	-
	1,31	1,31	0,58	3,6		3,6	0	89,92	90,54	-	1	0	-	-	-
	0,94	0,94	0,42	2,6		2,6	0	90,86	91,49	-	1	0	-	-	-
	0,95	0,95	0,42	2,6		2,6	0	91,81	92,43	-	1	0	-	-	-
	0,35	0,35	0,15	1,1		1,1	0	92,16	92,78	-	1	0	-	-	-
	0,50	1,69	0,22	1,0		3,5	70,40	92,66	94,47	1	2	0	-	-	-
	0,71	1,42	0,32	1,0		2,1	49,68	93,37	95,88	-	2	0	-	-	-
	2,18	2,77	0,97	3,2		4,0	21,36	95,55	98,65	-	2	0	-	-	-
	9,49	12,89	4,24	11,2		15,3	26,39	105,03	111,54	1	3	0	-	-	-
	11,14	14,86	4,97	11,0		14,6	24,99	116,18	126,40	-	3	0	-	-	-
	6,66	12,47	2,97	6,4		12,0	46,62	122,83	138,87	-	3	0	-	-	-
	6,39	10,20	2,85	6,9		11,0	37,35	129,22	149,07	-	3	0	-	-	-
	5,31	9,41	2,37	5,0		8,8	43,57	134,53	158,47	-	3	0	-	-	-
	3,76	5,47	1,68	4,1		5,9	31,23	138,30	163,95	-	3	0	-	-	-
	11,67	13,82	5,21	10,9		12,9	15,61	149,96	177,77	-	3	0	-	-	-
	8,01	10,61	3,57	7,3		9,7	24,57	157,97	188,38	-	3	0	-	-	-
	6,22	8,30	2,78	6,0		8,0	25,07	164,18	196,68	-	3	1	25,391	25,391	1
	5,73	6,01	2,56	8,0		8,4	4,76	169,91	202,69	-	2	1	24,909	50,3	1
	6,00	6,58	2,68	6,3		6,9	8,76	175,91	209,27	1	3	1	25,283	75,583	1
	5,34	7,79	2,38	4,7		6,8	31,48	181,25	217,06	1	4	1	20,34	95,923	1
	6,31	8,50	2,82	5,5		7,4	25,78	187,56	225,56	-	4	1	18,427	114,35	1

СПБГУАП / Санкт-Петербург

	3,74	7,72	1,7	3,8	7,8	51,5	191,3	233,3	-	3	1	6,2	120,5	5
	2,05	8,359	0,92	2,9	11,8	75,5	193,35	241,6	-	3	-	0	120,5	-

Добывающая скважина 75 эксплуатируется механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 8,3 т/сут при обводненности добываемой продукции 20,4 % (плотность попутно добываемой воды 1,18 г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 250 т.

Добывающая скважина 78 эксплуатируется механизированным способом (ШГН) с дебитом 8,9 т/сут безводной нефти. Добыча нефти в месяц составляет 275 т. В течение 2010 года в продукции скважины отмечалось появление попутно добываемой воды, процентное содержание которой изменялось в пределах 11-38 %, плотность воды 1,15-1,19 г/см3, однако,

исходя из анализа проб, плотность отбираемой воды утяжеляется, что указывает на начало обводнения скважины.

Добывающая скважина 77 эксплуатируется в периодическом режиме механизированным способом (ШГН). Дебит нефти по скважине составляет

2,6 т/сут, обводненность продукции 20,2 % при плотности попутно добываемой воды 1,17 г/см3. Как и в добывающей скважине 78 в скважине 77

в 2010 году впервые отмечено появление воды, процентное содержание которой в среднем составляет 25-30 % плотностью 1,17-1,18 г/см3.

Добыча нефти за 2010 год в целом по залежи нефти воронежского горизонта составила 6,306 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,8%. Добыча жидкости - 8,496 тыс. т, обводненность продукции в целом по залежи составляет 26%.

По состоянию на 01.01.2012 года фактический фонд действующих добывающих скважин превышает проектный. Причиной превышения является тот факт, что добывающая скважина 77 относится к действующему добывающему фонду и по состоянию на 01.01.2012 года эксплуатируется с дебитом нефти 0,4 т/сут при обводненности добываемой продукции 85 %.

Согласно рекомендуемому варианту дальнейшей разработки залежи нефти

СПБГУАП / Санкт-Петербург

воронежского горизонта в 2011 году по причине достижения предельной обводненности скважина 77 должна была выйти из эксплуатации.

В течение отчетного периода скважина 77 эксплуатировалась с дебитом нефти 0,6-2,8 т/сут, при этом обводненность добываемой продукции изменялась в пределах 40-90 %, плотность попутно добываемой воды - 1,16-

1,175 г/см3. Всего скважиной 77 за 2011 год отобрано 576 т нефти и 1,605

тыс. т воды.

Добывающей скважиной 75 в отчетном году отобрано 926 т нефти. По сравнению с 2010 годом производительность скважины снизилась на 1,782

тыс. т нефти, что связано с ростом обводненности добываемой продукции. В

апреле 2011 года, после проведенного по скважине 75 ППР по смене насосного оборудования, обводненность добываемой продукции с 44 %

увеличилась до 93 %. В мае 2011 года скважина 75 остановлена.

Обводненность продукции при остановке составляла 99 %, плотность воды

1,2 г/см3. Для определения источника поступления воды в продукцию скважины в июле 2011 года по скважине 75 проведены промыслово-

геофизические исследования на определение работающих интервалов при компрессировании. В результате исследований установлено, что приток в основном поступает из верхнего интервала перфорации (3039,2-3042,2 м и

3043,2-3044,8 м), соответствующего птичским слоям воронежского горизонта. Поступление флюида из открытой части нижнего интервала перфорации (3065-3068 м), соответствующего стреличевским слоям воронежского горизонта, незначительно. При депрессии (при компрессировании максимально созданная депрессия составила 1,67 МПа,

при разрядке 3,05 МПа), после срабатывания первой и второй пусковой муфт, верхний интервал перфорации работал водой, которую поглотил во время подготовки скважины к исследованиям. Из нижнего интервала отмечен незначительный приток воды с нефтью. Максимальное содержание нефти, поступающее из верхнего и нижнего интервалов, отмечается при максимальной депрессии в процессе рязрядки (3,05 МПа) и уменьшается на

СПБГУАП / Санкт-Петербург

временных замерах с уменьшением депрессии.

После 2-х месяцев нахождения в бездействии (06-07.2011) скважина 75

Давыдовская была введена в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме. При этом отбор нефти составил 24 т. Продукция безводная.

По состоянию на 01.01.2012 года скважина эксплуатируется в периодическом режиме фонтанным способом, при отборе в месяц 18 т

безводной нефти.

Основной объём добычи нефти в 2011 году по залежи нефти воронежского горизонта получен из скважины 78 Давыдовской - 2,239 тыс. т

нефти. По сравнению с предыдущим годом эксплуатации производительность скважины 78 снизилась на 761 т. Как и по добывающей скважине 75, основной причиной снижения объёмов добычи нефти является рост обводненности добываемой продукции. В течение 2011 года обводненность по скважине 78 с 16 % выросла до 64 %. Плотность попутно добываемой воды изменялась в пределах 1,21-1,17 г/см3. Эксплуатация скважины сопровождается частыми обработками пресной либо горячей водой. Объём закачиваемой в скважину технологической воды в 2011 году составил 1,034 тыс. м3. В 2010 году объём закачки составлял 435,8 м3.

Разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с системой поддержания пластового давления. Закачка воды производится в одну нагнетательную скважину 74. За 2011 год для поддержания пластового давления в залежь закачано 6,150 тыс. м3 воды. Текущая компенсация по залежи за 2011 год составила 53 %.

Система поддержания пластового давления на залежи нефти воронежского горизонта организована с 2006 года. При этом значение текущей компенсации сразу составляло более 200 %. Объёмы закачки значительно превышали объёмы добычи жидкости в пластовых условиях

(рис.2.6.). Благодаря такому осуществлению разработки залежи, пластовое давление в залежи начало восстанавливаться. В период с 2006 по 2009 годы

СПБГУАП / Санкт-Петербург

пластовое давление в залежи с 20 МПа восстановилось до 28-27 МПа.

Отборы нефти стабилизировались на уровне 500 т в месяц и порядка 6 тысяч тонн в год. Вывод из эксплуатации высокообводненных скважин 18 и 76,

привел к снижению обводненности в целом по залежи нефти воронежского горизонта. Добывающие скважины 75 и 78, дающие основной объём добываемой продукции, долгое время эксплуатировались безводной нефтью.

Вода в данных скважинах появилась только после организации на залежи системы ППД. Так в добывающей скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с момента организации системы поддержания пластового давления, а добывающей скважине 78, появление воды отмечено впервые в

2010 году. Впервые вода в 2010 года появляется и в добывающей скважине

77, введенной в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта в

2009 году с залежи нефти семилукского горизонта и до августа 2010 года работающей безводной нефтью.

Как видно из рисунка 2.6 в 2010 году объёмы нагнетания в скважину 74

были снижены, текущая компенсация с 200 % была снижена в среднем до

130 %. При этом пластовое давление в залежи удерживалось на уровне 28

МПа. Динамические уровни, несмотря на уменьшение объёмов закачиваемой в залежь воды, продолжали восстанавливаться. За 2010 год по скважине 75

динамический уровень восстановился с 500 до 200 м, по скважине 78 - с 800

м до 450 м, по скважине 77 - с 950 м до 650 м (рисунок 1.4.3). Что касается обводненности, то по скважине 75 обводненность по сравнению с 2009 годом снизилась на 11 % (с 50 % до 39 %). Но в продукции добывающих скважин

77 и 78 содержание воды увеличилось. Причем, если в продукции скважины

78, появление воды носило периодический характер, то в продукции скважины 77 отмечался рост обводненности добываемой продукции.

На начало 2011 года обводненность по скважинам добывающего фонда составляла: по скважине 75 - 20 %, по скважине 77 - 20 %, по скважине 78 - 0

%. С первых месяцев 2011 года объёмы нагнетания и текущая компенсация были снижены. Однако, как видно из рисунка 1.4.3, обводненность начала

СПБГУАП / Санкт-Петербург

расти, причем по скважинам 75 и 77 высокими темпами, и к середине 2011

года достигала 99 %, плотностью 1,2 г/см3 по скважине 75 и 82 %,

плотностью 1,172 г/см3 по скважине 77. Динамические уровни продолжали восстанавливаться (рис.2.7.).

Согласно заключению лаборатории нефтепромысловой гидрогеологии,

вода в продукции скважин 75 и 78 в основном представляет собою смесь закачиваемой для ППД воды и пластовых рассолов. По добывающей скважине 77 попутно добываемая вода по своему химическому составу близка к закачиваемой для ППД.

Согласно результатам ПГИ от 01.2010 года, в нагнетательной скважине

74 жидкость от закачки поступает в интервалы 3094,6-3096,0 м (птичские слои воронежского горизонта) и 3110,0-3123,0 м (стреличевские воронежского горизонта). Основной объём закачиваемой воды поступает в стреличевские слои воронежского горизонта. Данные ПГИ подтверждались и анализом поведения обводненности по скважинам добывающего фонда, в

результате которого предполагалось, что стреличевские слои в большей степени промыты и являются основным источником поступления воды в продукцию скважин добывающего фонда. Появление воды в скважинах 78 и 77 (2010 год), эксплуатирующих залежь нефти воронежского горизонта только с птичских слоёв, указывало на тот факт, что уже и в птичских слоях,

закачиваемая вода подступает к забоям добывающих скважин. А резкий рост обводненности скважин в 2011 году и результаты ПГИ по скважине 75 (от

01-03.07.2011 г.) свидетельствуют о том, что и птичские слои воронежского горизонта Давыдовского месторождения уже в достаточной мере промыты закачиваемой водой и по скважинам добывающего фонда, работающим только с птичских слоёв, начался процесс устойчивого обводнения.

Савгуста 2011 года закачка воды в нагнетательную скважину 74 была остановлена.

Состановкой нагнетания показатели эксплуатации добывающих скважин изменились следующим образом: средняя обводненность по

СПБГУАП / Санкт-Петербург

скважине 77 в период с 08.2011 г. по 12.2011 г. составляла 84 %, по скважине

78 - 54 %, скважина 75 после перевода на фонтанный способ эксплуатации работает с безводной продукцией. Что касается поведения динамических уровней в скважинах добывающего фонда, то по скважине 77 уровень продолжал восстанавливаться и к декабрю 2011 года составил 100-150 м, по добывающей скважине 78 динамический уровень восстановился до 200 м, с

ноября 2011 года наблюдается снижение уровня в скважине до 700-800 м.

Пластовое давление в районе скважины 75, согласно манометрическим замерам, удерживается на уровне 28 МПа. В добывающих скважинах 77 и 78,

манометрические замеры пластового давления не проводились. Согласно замерам, пересчитанным по уровню, давление в районе данных скважин ниже, чем в скважине 75. В районе скважины 77 давление составляет 25

МПа, в районе скважины 78 - 21 МПа.

Таким образом, сравнивая показатели эксплуатации скважин добывающего фонда за 2010 и 2011 годы, наблюдается следующее.

Обводненность по скважинам добывающего фонда (в целом по залежи)

выросла с 26 % до 51 %. Динамические уровни восстановились по скважине

77 с 800 до 150 м, по скважине 78 с 450 м до 200 м, с последующим снижением до 700-800 м после остановки нагнетания в скважину 74. Объёмы добычи нефти за 2011 год в целом по залежи составили 3,741 тыс. т нефти. В 2010 году по залежи нефти воронежского горизонта было отобрано 6,306

тыс. т. Как видно, резкий рост обводненности привел к уменьшению объёмов добычи практически в 2 раза.

По причине роста обводненности по скважинам добывающего фонда в

2011 году нормы отбора по залежи нефти воронежского горизонта не выполнены на - 2,159 тыс. т или - 37%. В программе ГТМ на 2011 год закладывалось проведение ГРП по скважине 77, дополнительная добыча за счет проведения мероприятия ожидалась на уровне 700 т. По факту данное мероприятие не выполнено.

В 2012 году ситуация на залежи нефти воронежского горизонта не

СПБГУАП / Санкт-Петербург

изменилась. Несмотря на остановку нагнетательной скважины 74

Давыдовской, снижения обводненности по скважинам добывающего фонда не наблюдается. При плановой обводненности 44 %, фактическая составила

75 %. Из-за продолжающегося роста обводненности добываемой продукции нормы отбора в 2012 году не выполнены на 1,088 тыс. т или 35 %.

Что касается поведения уровней в скважинах добывающего фонда, то остановка нагнетания воды в залежь нефти воронежского горизонта не привела к их снижению. По добывающей скважине 78 динамический уровень

ссередины 2011 года удерживается на глубине 500 м, по добывающей скважине 77 уровень с 200 м снизился до 1200, что связано с проведением по скважине оптимизации (рис.2.7.).

Вянваре-феврале 2012 года с целью получения дополнительной добычи нефти по скважине 77 Давыдовской провели оптимизацию насосного оборудования - смену НВ-38 на НВ-44. Дебит нефти по скважине увеличился

с0,82 т/сут до 2,93 т/сут. Обводненность продукции скважины не изменилась и осталась на уровне 80 %, плотность воды 1,17 г/см3. Динамический уровень как уже говорилось выше снизился с 200 м до 1200 м. При среднем дебите 2 т/сут и обводненности порядка 80 % эксплуатация скважины продолжалась на протяжении всего отчетного периода, однако к концу 2012

года уровень по скважине 77 начал снижаться (с 1200 м до до 1400 м) и было принято решение о переводе скважины на НВ-38. С 01.01.2013 года скважина

77 Давыдовская эксплуатируется на НВ-38. Объём дополнительной добычи за счет проведения оптимизации в 2012 году составил 528 т.

Таким образом, учитывая текущую ситуацию на залежи воронежского горизонта Давыдовского месторождения, хотелось бы отметить следующее:

Организованная на залежи система поддержания пластового давления оказалась недостаточно эффективной и привела к быстрому росту обводненности продукции скважин добывающего фонда. Остановка нагнетания привела к сдерживанию роста обводненности, но анализируя изменения показателей эксплуатации скважин добывающего фонда,

СПБГУАП / Санкт-Петербург

учитывая отсутствие эффекта при попытке проведения геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности, сам собою напрашивается вывод, что залежь нефти воронежского горизонта уже практически полностью обводнена.

В сложившейся ситуации дальнейшую разработку залежи рекомендуется осуществлять в текущем режиме, без попыток увеличения отборов и без ввода под нагнетание скважины 74.

Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2013 года составляет

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.

2.1.4ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ЕЛЕЦКО-ЗАДОНСКОГО ГОРИЗОНТА (ЮЖНОЕ КРЫЛО, СКВ.13)

Межсолевая залежь нефти южного крыла приурочена к блоку,

ограниченному с севера, юга и запада тектоническими нарушениями.

Разработка залежи велась на естественном режиме одной добывающей скважиной 13 в период 1971-1989 гг. с дебитами нефти 42-1 т/сут. В июне

1989 года скважина 13 переведена в контрольный фонд в связи со снижением пластового давления в залежи до 13,5 МПа (Рнач=28,91 МПа, Рнас=10,17

МПа), дебит нефти снизился до 0,08 т/сут. В 1989 году залежь была переведена в консервацию из-за отсутствия добывающего фонда.

С1989 по 2006 гг. залежь находилась в консервации. По данным гидродинамических исследований в период с 1994 по 2001 гг. пластовое давление в скважине 13 восстановилось до 17,85 МПа.

Сцелью выработки остаточных запасов нефти предлагалось провести ремонтно-восстановительные работы (бурение бокового ствола) в скважине

13 и ввести её в эксплуатацию. В начале 2007 года был пробурен второй ствол, а в марте скважина вступила в эксплуатацию с начальным дебитом 9,2

т/сут безводной нефти, в течение года дебит снижался и к декабрю составил

СПБГУАП / Санкт-Петербург

7,6 т/сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м в процессе освоения скважины и приведенное к отметке ВНК, составило 20,8 МПа

(05.03.2007 г.). Спустя год пластовое давление составило 10,3 МПа (рис.2.8.).

В начале 2008 года скважина эксплуатировалась механизированным способом (НВ-38) в периодическом режиме с дебитом 5 т/сут безводной продукции (Ндин=1800-1830 м). В феврале выполнили смену насоса, дебит нефти увеличился с 4,5 до 6,5 т/сут и скважину перевели на постоянный режим эксплуатации (Ндин=1660-1770 м). Затем дебит нефти стал снижаться и в мае составил 3,8 т/сут (Ндин=1870-1890 м), скважину перевели на периодический режим эксплуатации. По причине снижения пластового давления, низкого динамического уровня скважину 13s2 в конце 2008 года перевели в контрольный фонд. График разработки елецко-задонской залежи южного крыла представлен на рис.2.8.).

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 13s2 находится в контрольном фонде.

За время нахождения скважины 13s2 в контрольном фонде восстановления энергетики залежи не наблюдается. Статический уровень в скважине составляет 1440 м.

Остаточные извлекаемые запасы залежи составляют 8,308 тыс. т нефти.

Организация системы ППД и бурение новых скважин является нецелесообразным. Ввод в эксплуатацию скважины 13s2 не представляется возможным по причине недостаточной энергетики залежи и наличия воды по стволу скважины.

По данным причинам варианты дальнейшей разработки в данном проектном документе не рассматриваются.

По состоянию на 01.01.2013 года:

Начальные извлекаемые запасы - 37 тыс. т;

Остаточные извлекаемые запасы - 8,308 тыс. т;

Проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0, 198;

Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,153;