Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Отобрано от начальных извлекаемых запасов - 28,692 тыс. т нефти (78

%);

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 8,308 тыс. т;

Начальное пластовое давление - 27,6 МПа;

Давление насыщения - 10,17 МПа (принято по аналогии с петриковско-

задонской залежью). Текущее пластовое давление - 12,45 МПа (на ВДП=3105

м).

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло) не разрабатывается ввиду отсутствия фонда.

Скважина 13s2 находится в контрольном фонде.

2.1.5 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ПЕТРИКОВСКО-ЗАДОНСКОГО ГОРИЗОНТА

Разработка петриковско-задонского горизонта начата в январе 1971

года скважиной 2, расположенной в центральной части залежи. Скважина 2

введена в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом 57,8 т/сут.

Начальное пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения и приведённое к отметке ВНК (-2511 м), составило 31,7 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление петриковско-задонской залежи.

Начальный период работы скважины 2 характеризовался снижением пластового давления, которое к июлю 1973 года составило 27,7 МПа. При этом среднесуточный дебит снизился до 18 т/сут. В дальнейшем, при снижении дебита до 1 т/сут фонтаном (июль 1975 года) и годовом темпе отбора 0,3 % от НИЗ наблюдался рост пластового давления до 31,1 МПа, что обусловлено перераспределением давления в залежи при низких отборах нефти.

Согласно принятому варианту разработки с 1975 года началось разбуривание залежи по сетке 600х600 м. За 3 года (1975-1978 гг.) было пробурено 9 скважин: 34, 17, 33, 16, 63, 62, 54, 64, 66.

Разбуривание залежи в этот период проходило в основном в центральной части залежи, скважины 33 и 54 пробурены в приконтурной

СПБГУАП / Санкт-Петербург

части залежи. Все скважины вводились с давлением ниже начального на 3-4

МПа и сопоставимым с текущим давлением в залежи (скважины 66, 63, 34).

Несколько выше начальное пластовое давление для скважины 54, что указывает на ухудшение коллекторских свойств в северной зоне и затруднённую гидродинамическую связь по залежи (рис.2.9.).

Скважины вводились в эксплуатацию фонтаном, средний дебит по скважинам, расположенным в центральной части залежи составил 31 т/сут.

По скважинам 33, 54, 17 дебит нефти составил 0,3 т/сут, в дальнейшем при переводе на механизированную добычу скважины работали с дебитом нефти около 10 т/сут.

В период 1975-1977 гг. уровни по добыче нефти, запланированные технологической схемой, не выполнялись, что связано с отставанием темпов разбуривания залежи, отсутствием системы ППД, которая была предусмотрена технологической схемой 1974 года. Пластовое давление за этот период постоянно снижалось и на конец 1977 года составило 24,8 МПа.

Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.1978 года составил 94,246

тыс. т нефти.

Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта в период с

1978 по 1984 год характеризовалась постоянным уровнем добычи нефти в пределах 40-50 тыс. т в год (1,1-1,5 % от НИЗ=3441 тыс. т). В этот период было закончено разбуривание залежи по сетке 600*600 м. Бурение скважин проводилось в основном в приконтурной части залежи. В течение 1978-1984

гг. было пробурено и введено в эксплуатацию 13 скважин: 59,56,55,61,67,35,60,68,58,65,69,70,57. Скважины вводились в эксплуатацию,

в основном, механизированным способом, после многократных соляно-

кислотных обработок. Средний дебит новых скважин составил 6,5 т/сут, что оказалось примерно наполовину ниже запроектированного. Это явилось основной причиной невыполнения проектных уровней добычи нефти в 1978-

1984 гг.

В 1979 году на залежи нефти петриковско-задонского горизонта

СПБГУАП / Санкт-Петербург

организовывается система поддержания пластового давления. С начала разработки до начала закачки отобрано 148,406 тыс. т нефти или 4,3 % от начальных извлекаемых запасов. Пластовое давление в залежи на дату организации системы поддержания пластового давления по отношению к начальному снизилось на 6,3 МПа и составило 25,4 МПа. На единицу снижения пластового давления отобрано 23,6 тыс. т нефти.

В феврале 1979 года была введена под закачку внутриконтурная скважина 64, в июне 1980 г. - скважина 67.

Закачка проводилась при давлении на устье скважин 8,5-12,0 МПа, с

приёмистостью по скважине 64 от 70 до 120 м3/сут, по скважине 67 от 140 до

330м3/сут.

Впериод с 1979 по 1985 года в залежь нефти петриковско-задонского горизонта закачано 413,6 тыс. м3 воды, годовая компенсация изменялась от

40 до 141 %, накопленная - по состоянию на 01.01.1985 года составила 64 %

при проектной 101 %.

Пластовое давление по залежи продолжало снижаться и на 01.01.1985

года среднее давление составило порядка 20 МПа.

Для выявления влияния закачки на добывающие скважины были проанализированы дебиты скважин, расположенных в районе очагов нагнетания. По скважинам 34,63,60,62 в течение 1979-1984 гг. отмечался постоянный дебит нефти на уровне 10-30 т/сут.

На конец 1984 года действующий фонд залежи нефти петриковско-

задонского горизонта составил 22 добывающие скважины и 2

нагнетательные. Годовая добыча нефти нефти составила 50 тыс. т.

С 1985 года петриковско-задонская залежь разрабатывалась согласно

"Уточненной технологической схеме разработки Давыдовского месторождения", составленной в 1985 году.

По рекомендуемому варианту предусматривалась разработка залежи с площадным внутриконтурным заводнением, бурением 7 добывающих, 4

нагнетательных и 10 резервных скважин.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

С 1985 года по 1994 год на петриковско-задонскую залежь пробурено и введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин и 1 скважина переведена с семилукского горизонта в 1994 году (скважина 80). Скважины 81, 102 и 95

переведены с лебедянского горизонта. Ввод скважин в эксплуатацию осуществлялся в следующем порядке: 79, 81, 102, 95, 84, 83, 85, 91, 87, 89, 90,

93, 86,88,92,80.

Пробуренные скважины не изменили представления о геологическом строении петриковско-задонской залежи.

При вводе скважин в эксплуатацию сохраняется определенная зависимость величины пластового давления и начального дебита скважин от местоположения их на залежи. Так, скважины, расположенные в центральной части залежи и находящиеся под влиянием закачки, имеют начальный дебит порядка 12 т/сут, что значительно выше, чем по скважинам, расположенным

вприконтурной зоне.

В1995 году были введены в эксплуатацию добывающие скважины 82, 104, 106, 108. Скважина 63 была переведена в контрольный фонд по причине обводнения, скважина 81 и 38 ликвидированы.

Средний дебит нефти действующего фонда на 01.01.1995 года составил

5,9 т/сут. По скважинам дебит изменяется от 0,3 т/сут до 40 т/сут.

По величине среднего дебита на залежи выделяется 2 группы скважин:

к 1-й группе относятся скважины, расположенные в зоне с большими нефтенасыщенными мощностями, относительно высокими коллекторскими и фильтрационными свойствами и находятся в зоне влияния закачки

(центральная часть залежи). Средний текущий дебит нефти по этой группе скважин составляет около 10 т/сут, в т. ч. по скважинам 80, 34, 106,расположенным южнее линии нагнетания, до 30-40 т/сут.

-я группа, которая составляет 41 % добывающего фонда, представлена скважинами, расположенными в приконтурной зоне с ухудшенными коллекторскими и фильтрационными свойствами. Скважины работают периодически и средний дебит по ним составляет 2 т/сут. Периодическая

СПБГУАП / Санкт-Петербург

эксплуатация характеризуется отложением хлористых солей на забоях и внутрискважинном оборудовании и вызывает необходимость регулярных остановок для промывки и очистки ствола скважины и скважинного оборудования.

Весь фонд механизированный, 3 скважины оборудованы ЭЦН,

остальные ШГН.

На 01.01.1995 год на петриковско-задонскую залежь закачано 1271,8

тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора закачкой составила 82,4 %.

Компенсация отбора по годам изменялась от 53,4 % до 150 % в год.

Как уже отмечалось, влияние от закачки имеют скважины,

расположенные в центральной и южной части залежи. Поддержание пластового давления в приконтурной зоне, запланированное в технологической схеме, по состоянию на 01.01.1995 г. оказалось невыполнимо. В 1995 году предполагалось освоить под закачку скважину 81

в северо-западной части залежи, однако при существующей на то время технологии закачки скважина воду не принимала.

Запланированную в технологической схеме разработки систему площадного заводнения организовать не удалось и пластовое давление в залежи продолжало постепенно снижаться. К 1995 году пластовое давление по залежи нефти петриковско-задонского горизонта в среднем составило 19,3

МПа (рис.2.9.).

Вместе с тем небольшие объёмы закачки позволили замедлить темп обводнения залежи.

До начала обводнения было отобрано 633,7 тыс. т нефти, или 18 % от

НИЗ.

Вода в продукции скважин появилась в 1989 году, через 10 лет после начала закачки, в скважине 63, расположенной вблизи очага нагнетания.

Скорость продвижения фронта заводнения составляла 55 м/год. Начальная обводнённость составила 20 % и за год увеличилась до 86,6 %. К маю 1991

года скважина обводнилась до 96 %. Проводимые в 1992-1995 гг.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

мероприятия по снижению обводнённости не дали положительных результатов.

К 1995 г. из всего действующего фонда 9 скважин работали с водой,

средняя обводнённость по залежи составила 11,5 % и 9 скважин эксплуатировались периодически, что вызвано наличием воды в стволе скважины.

Основной фронт обводнения распространяется от нагнетательных внутриконтурных скважин 64 и 67 к добывающим. Скорость его зависит от отбора жидкости добывающими скважинами и ёмкостно-фильтрационных свойств пласта.

В структуре обводнённых скважин выделяются две группы: первая -

эксплуатационные скважины с устойчивым наличием воды в добываемой продукции (33,35,70,93,85,86); вторая - с периодическим появлением воды в добываемой продукции (33,35,70,93,85,86).

Скважины первой группы расположены, как правило, вблизи зоны влияния очаговых нагнетательных скважин на участках с улучшенными коллекторским свойствами, в пределах которых отмечалось преимущественное продвижение фронта закачиваемой воды. Наибольшее продвижение фронта отмечено в направлении от линии нагнетания скважин

64 - 67 в северо-восточном направлении. Плотность добываемой воды в среднем составляет от 1,15 г/см3 до 1,2 г/см3.

Скважины второй группы расположены на периферийных участках структуры и приурочены к коллекторам с ухудшенными фильтрационными свойствами. Источниками поступления воды в скважину могут быть как закачиваемые воды, так и пластовые воды (подконтурные и законтурные), а

также и техническая вода, используемая для промывки скважин.

В скважинах добывающего фонда с более высокими отметками над ВНК больше отбора нефти за безводный период и более длительные периоды безводной эксплуатации. Но существует ряд скважин (89, 106, 87, 85, 91 и 86)

имеющих небольшой объём безводной добычи нефти, хотя они имеют

СПБГУАП / Санкт-Петербург

довольно высокие отметки над ВНК.

Причиной небольших безводных отборов нефти могут являться:

поздний ввод скважин в эксплуатацию (как правило, скважины вводились в

1991-1995 гг.); расположение вблизи очагов заводнения в зоне преимущественного влияния закачки (скв.106, 91, 87, 89); негерметичность заколонного пространства.

Для ограничения водопритока по скважинам добывающего фонда проводились мероприятия по отсечению обводнившихся пропластков

(скважины 90,63) и селективная изоляция (скважина 63). Эффект от указанных мероприятий наблюдался в скважине 90.

С целью увеличения охвата пласта вытеснением и улучшения выработки продуктивных пластов в процессе разработки проводились мероприятия по интенсификации притока, дополнительная перфорация в добывающих и нагнетательных скважинах.

В 1996 году было продолжено разбуривание залежи. В эксплуатацию из бурения были введены две новые добывающие скважины 99 и 100.

Начальный дебит нефти по скважинам составил 6,5 тс/сут и 8,5 т/сут соответственно. Скважина 99 вступила с обводненностью продукции 37 %.

В течение 1996 года по высокодебитным скважинам 80,62,68 и 69

наблюдается снижение дебита по сравнению с предыдущим годом эксплуатации на 8-43 %. Причиной снижения производительности является перевод некоторых скважин в периодическую эксплуатацию по причине низкой продуктивности либо наличия воды в стволе скважины.

В 1996 году в шести скважинах добывающего фонда, ранее работавших без воды, впервые появляется вода, начальная обводненность скважин составляет 7-18 %. Плотность отбираемой воды изменяется в пределах 1,16-

1,22 г/см3.

В нагнетательном фонде происходят следующие изменения. Ввиду удаленности от зоны отбора и небольшой приёмистости организованная в скважины 53 и 74 закачка не оказывала влияния на добывающие скважины.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Скважины были ликвидированы.

С целью восстановления пластового давления была организована закачка во внутриконтурные скважины 59 и 63. Начальная приёмистость по скважине 59 - 30,5 м3/сут, по скважине 63 - 110 м3/сут.

Ввод под нагнетание скважин 59 и 63 позволил увеличить объёмы нагнетаемой в залежь воды, что привело к стабилизации пластового давления в целом по залежи. Однако величина пластового давления (19,3 МПа в контуре нефтеносности) являлась недостаточной для стабильной работы насосного оборудования. Как следствие недостаточной энергетики залежи -

низкие динамические уровни и соответственно снижение дебитов по скважинам добывающего фонда.

В период с 1997 по 2001 год в эксплуатацию на залежь нефти петриковско-задонского горизонта введена из бурения скважина 9001 (июль

2000 год). Действующий добывающий фонд за данный период изменяется от

36 до 34 скважин. Изменения в действующем добывающем фонде, прежде всего, связаны с выбытием скважин по причине полного обводнения.

После достаточно длинного периода эксплуатации залежи со стабильными дебитами нефти на уровне 7-6 т/сут и жидкости 7-9 т/сут их снижение в период 1999-2000 гг. связано, в основном, с ростом обводненности добываемой продукции, а также с низкими динамическими уровнями.

Разработка залежи нефти ведется с внутриконтурным очаговым заводнением. Основное обводнение скважин добывающего фонда происходит в западной части залежи в районе нагнетательных скважин 63 и

64.

Низкая величина пластового давления требует увеличения закачиваемой в залежь воды. Увеличение объёмов закачиваемой воды положительно сказывается на энергетике залежи. Пластовое давление удерживается на уровне 20 МПа. Однако увеличение объёмов нагнетаемой воды приводит к росту обводненности скважин добывающего фонда и, как

СПБГУАП / Санкт-Петербург

следствие, перевод скважин в контрольный либо бездействующий фонд.

Условно залежь нефти разделяют на два участка: западный и восточный. Нагнетательные скважины 100 и 63 относят к западному участку,

скважины 67 и 59 к восточному.

По состоянию на 01.01.2001 года всего в залежь закачано 1916,374 тыс.

м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой достигла 84 %, в

том числе на восточном участке - 112%, на западном - 57,8 %. Учитывая сложившуюся ситуацию на залежи, западный участок требует усиления системы поддержания пластового давления.

В июне 2001 года на западном участке залежи была введена из бурения новая нагнетательная скважина 110. Приёмистость по скважине составляла

60-80 м3/сут.

По состоянию на 01.01.2002 года накопленная компенсация по участкам распределилась следующим образом: на восточном участке - 103,4

%, на западном 59,5 %.

Разработка залежи по состоянию на 01.01.2002 года характеризуется стабильными показателями эксплуатации скважин добывающего фонда.

Достаточно длительный период (с 1996 года) дебиты нефти и жидкости удерживаются на уровне 7-6 т/сут и 8-7 т/сут соответственно. При этом доля низкодебитного фонда (менее 5 т/сут) составляет 42,4 % от действующего добывающего фонда. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут

(45,5 %) и 12-18 т/сут (12,1 %).

По состоянию на 01.01.2004 года на залежи нефти петриковско-

задонского горизонта эксплуатируются 29 добывающих скважин, 6

нагнетательных.

В течение 2002-2003 года произошло снижение количества скважин добывающего фонда, что связано с выбытием трёх скважин в бездействие по причине низких дебитов и высокой обводненности и переводом скважины 16

в контрольный фонд (рост обводненности).

Нагнетательный фонд скважин был увеличен на одну единицу. В 2003

СПБГУАП / Санкт-Петербург

году под нагнетание была переведена скважина 87.

В период с 2004 по 2007 год в добывающем фонде скважин происходят следующие изменения. В 2004 году вторым стволом была восстановлена и введена в эксплуатацию скважина 82s2 и восстановлена из ликвидированного фонда скважина 54 (при дальнейшей эксплуатации вся добыча по скважине

54, начиная с 2004 года отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта). В 2006 году восстановлены вторыми стволами скважины 34 и 65 и пробурена разведочная скважина 122. В нагнетательном фонде измениний не было.

С 2004 по 2007 год разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта ведется с постоянными показателями добычи нефти на уровне 65

тыс. в год (2 % от НИЗ), средний дебит нефти по залежи удерживается на уровне 5-6 т/сут, дебит жидкости 7-8 т/сут. Среднегодовая обводненность по скважинам добывающего фонда составляет порядка 22 %. Значительного роста обводненности скважин добывающего фонда не наблюдается.

Обводненность по скважинам изменяется в пределах от 8 % до 98 %.

Количество скважин дающих обводненную продукцию по сравнению с предыдущими годами разработки снизилось и составляет 15 скважин (50 %

действующего фонда). Снижение обводненности связано с выбытием высокообводненных скважин из эксплуатации и поддержанием объёмов закачки на одном уровне (рис.2.10.).

За последние несколько лет эксплуатации пластовое давление в среднем по залежи продолжает удерживаться на уровне 20 МПа. Однако этого давления по-прежнему недостаточно для подъёма динамических уровней, которые остаются достаточно низкими: Ндин=400-2010 м, Нст=200-

1600 м и, как следствие, глубины спусков насосов предельно допустимые.

Система поддержания пластового давления несмотря на стабильную ситуацию с отборами и постоянством пластового давления требует совершенствования и полного охвата залежи процессом вытеснения. В 2007

году для стабилизации пластового давления и увеличения охвата пластов вытеснением был увеличен фонд нагнетательных скважин.