Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

нефти

дебит нефти, т/сут	номера скважин
до 5	16s2,34s2,55,57,65s2,86,90,81s2
от 5 до 10	69,83,84,85,93,95,99,104,112,124,109,68k1,35,9001
от 10 до 20	58,66,80,88,91,121,98
свыше 20	106,94n,89,60

По сравнению с 2011 годом в 2012 году увеличено и количество новых скважин введенных из бурения.

Так в феврале 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введен второй ствол из скважины 81 скважина

81s2. Начальный дебит нефти по скважине составил 0,4 т/сут. Скважина эксплуатировалась в периодическом режиме и не отличалась высокой производительностью. Скважина 81s2 Давыдовская пробурена в северной части залежи нефти Давыдовского месторождения

В августе 2012 года было принято решение перевести скважину на залежь нефти лебедянского горизонта. Из межсолевой залежи за 2012 год отобрано 83 т нефти. По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2

находится в бездействии.

В марте 2012 года в эксплуатацию на залежь нефти петриковско-

задонского горизонта введена новая добывающая скважина 109 Давыдовская.

Начальный дебит нефти по скважине составил 11 т/сут. Продукция скважины безводная. Проектный дебит нефти по скважине достигнут и объект признан эффективным. Средний дебит нефти по скважине за 2012 год составил 8,9

т/сут. Годовая добыча нефти - 2,524 тыс. т. Продукция безводная. По состоянию на 01.01.2013 года скважина эксплуатируется с дебитом 8,4 т/сут безводной нефти.

В июле 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введен короткий боковой ствол из скважины

68 скважина 68k1. Скважина введена в эксплуатацию механизированным способом (ЭЦН5-80-2600) с начальным дебитом нефти 3,4 т/сут, при обводненности добываемой продукции 87 %, плотность 1,18 г/см3. Первые

СПБГУАП / Санкт-Петербург

месяцы эксплуатации скважины сопровождаются высокой обводненностью добываемой продукции. По состоянию на 01.01.2013 года дебит нефти по скважине составил 16 т/сут при обводненности 65 %, плотность воды - 1,17

г/см3. Годовой отбор нефти по скважине 68k1 в 2012 году составил 1,711 тыс.

т.

В августе 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введена новая добывающая скважина 98

Давыдовская. Скважина 98 вступила в эксплуатацию с начальным дебитом нефти 9,4 т/сут безводной нефти, внедрена технология ОРЭ. В эксплуатацию одновременно на два горизонта (петриковско-задонский+лебедянский)

скважина 98 введена 23.12.2012 года. Дебит нефти по межсолевой залежи за декабрь составил 8 т/сут безводной нефти. Суммарный дебит нефти по двум горизонтам - 20,3 т/сут.

Всего добывающей скважиной 98 Давыдовской за отчетный период из залежи нефти петрикоско-задонского горизонта добыто 468 т нефти.

В ноябре 2012 года на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения вводят новую добывающую скважину 94n. Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 15,8

т/сут безводной нефти. За ноябрь-декабрь 2012 скважиной 94n отобрано 630

т безводной нефти.

года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введена скважина 54s2 Давыдовская. В декабре 2012 года скважина 54s2 отработала 5,6 сут, дебит по нефти составил 2,7 т/сут,

обводненность продукции 32 %, плотностью 1,17 г/см3. За 5,6 сут скважиной отобрано 15 т нефти.

На рис.2.12. представлено распределение скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти по годовым отборам и по процентному содержанию воды в продукции скважин. Из рисунка видно, что основной объём добычи нефти сосредоточен в южной части залежи, где отбирается 53 % (51,529 тыс. т) от годовой добычи нефти в целом по межсолевой залежи

СПБГУАП / Санкт-Петербург

нефти. Пять (66, 106, 80, 60, 89) из девяти скважин, годовые отборы которых превышаю 3,0 тыс. т также расположены в южной части залежи, причем 4 из них эксплуатируются с безводной продукцией (скважины 66, 80, 89 и 60).

Что касается содержания воды в продукции скважин добывающего фонда, то на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения можно выделить три основных группы (распределение представлено на рис.2.12):

• первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с

устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а

также техническая вода, используемая для промывки скважин). Основная часть скважин первой группы сосредоточена в районе нагнетательных скважин 67, 87, 79 и 59 - скважины 88, 93, 86, 35,70, 68k1, 90 и 62 (рис.2.12).

По большинству скважин данной группы в 2012 году наблюдался рост обводненности. Закачка воды на данном участке залежи осуществляется с

1980 года, зона в достаточной степени промытая и по окружающим скважинам добывающего фонда происходит естественный процесс обводнения.

• вторая - скважины, работающие стабильно с безводной продукцией. Ряд скважин расположенных в самой южной части залежи -

скважины 109, 80, 60 и 89, а также скважина 66, расположенная в центральной части залежи, скважина 58 и 94n (северо-западная часть). В

северо-восточной части залежи с безводной продукцией эксплуатируются три скважины: скважина 98, введенная в эксплуатацию в 2012 году, и

скважины 55 и 57;

• третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2012 год в залежь при проведении технологических обработок закачано 9,442 тыс. м3

технологической жидкости).

СПБГУАП / Санкт-Петербург

В таблице 2.5 представлено распределение добывающего фонда по обводненности добываемой продукции в отчетный период. С нулевой обводнённостью добываемой продукции работали 10 скважин (27 %

действующего фонда).

Таблица 2.5 Распределение добывающего фонда скважин по обводнённости

обводненность, %	номера скважин
0	55,57,58,65s2.66.85.109.94n,98,81s2
0-5	60.80.84.95.124
5-20	16s2,91,99,104,121,112
20-50	69,88,106,108,9001
свыше 50	34s2,35,83,86,90,93,68k1

По сравнению с 2011 годом число скважин, работающих с безводной продукцией увеличилось и увеличение произошло за счет ввода в

эксплуатацию новых безводных скважин. С обводненностью от 0 до 50 % -

11 скважин (30 %). По сравнению с 2011 годом увеличилось количество скважин работающих с обводненностью добываемой продукции более 50 %.

Как уже описывалось выше, данные скважины в своем большинстве сосредоточены в районе нагнетательных скважин 67-87-79-59 и по ним происходит естественный рост увеличения содержания воды в продукции.

Помимо мероприятий описанных выше в 2012 году на межсолевой залежи нефти проведено 15 планово-предупредительных ремонтов насосного оборудования, 2 оптимизации - скважина 124 (смена НВ32/НВ38) и 9001

Давыдовские (смена НВ32/НВ38)), 1 смена числа качаний - скважина 108 с 4

на 6.

Разработка межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения осуществляется с системой ППД. По состоянию на 01.01.2013 года под нагнетанием находится 11 скважин. В отчетный период фонд нагнетательных скважин увеличился на 1 единицу. Под нагнетание в апреле переведена скважина 33 Давыдовская. Целью перевода скважины послужило усиление

СПБГУАП / Санкт-Петербург

существующей системы ППД в северо-восточной части залежи.

Анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного фонда и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания, среди скважин добывающего фонда выделяются 15 скважин, которые наиболее остро реагируют на изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания.

На рисунке 2.13. представлена схема основных взаимодействующих скважин. Как уже описывалось ранее, основные, реагирующие на изменение объёмов нагнетания, скважины сосредоточены в непосредственной близости от очагов нагнетания и в основном сосредоточены в центральной части залежи вблизи нагнетательных скважин 110, 63, 67 и 87, а также в северо-

восточной части залежи - район нагнетательной скважины 111r.

Из рисунка 2.13. видно, что исходя из поведения обводненности скважин добывающего фонда, предполагалось, что большая часть закачиваемой для ППД воды от скважины 67 движется в северном направлении - район скважин 90, 62 и 88.

Трассирование подтвердило данное предположение. Особенности геологического строения залежи непосредственным образом сказываются и на поведении пластового давления в скважинах добывающего фонда и на характере обводнения скважин.

Так по добывающим скважинам, расположенным вблизи очагов нагнетания (центральная часть залежи), значения пластового давления как и содержание воды в продукции скважин по большинству скважин выше,

нежели в скважинах, расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания (рис.2.14). Диапазон изменения пластового давления 10-31 МПа

(пластовое давление в контуре нефтеносности: по состоянию на 01.01.2011 -

21,8 МПа, по состоянию на 01.07.2011 - 22,1 МПа, по состоянию на

01.01.2012 года - 21,7 МПа, по состоянию на 01.07.2012 - 21,5 МПа).

Динамические уровни по скважинам добывающего фонда изменяются от 0 до

2000 м.

Всего за 2012 год из залежи нефти петриковско-задонского горизонта

СПБГУАП / Санкт-Петербург

отобрано 96,579 тыс. т нефти, что на 10,829 тыс. т (13 %) превышает нормы отбора. За счет переходящего фонда скважин перевыполнение составило

7,396 тыс. т, на выполненные в 2012 году ГТМ - +6,368 тыс. т дополнительно добытой нефти. При этом по новым скважинам нормы отбора в 2012 году не выполнены на 2,935 тыс. т. Невыполнение норм связано с более низкой фактической производительностью скважин.

На рис.2.15. представлено распределение годовой добычи нефти межсолевой залежи нефти за счет переходящего фонда, геолого-технических мероприятий и новых скважин за последние три года.

Как видно из диаграммы, в последние годы разработки по залежи нефти петриковско-задонского горизонта наблюдается увеличение добычи нефти. Основное нарщивание объёмов добычи нефти происходит за счет проведения геолого-техничексих мероприятий. Причем если в 2010 и 2011

годах основной объём добычи нефти за счет ГТМ приходился на мероприятия, связанные с интенсификациями притоков скважин добывающего фонда (СКР, ГРП), то в 2012 году основной объём дополнительной добычи нефти получен за счет оптимизаций насосного оборудования. Мероприятия по интенсификации притока, такие как СКР и ГРП, проводятся на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения с 2006 года.

Таким образом, объектов для проведения интенсификаций притока на межсолевой залежи нефти становится меньше. Риск роста обводненности увеличивается с каждым годом разработки залежи. В связи с этим мероприятия по оптимизации насосного оборудования в настоящее время являются более успешными и только в тех скважинах, которые расположены на удаленном расстоянии от очагов нагнетания или связь которых с нагнетательными скважинами в силу особенностей строения коллекторов межсолевой залежи нефти (низкие фильтрационные характеристики)

затруднена.

Увеличение тепмов вырабоки приводит к росту годовой добычи. Так

СПБГУАП / Санкт-Петербург

темп от НИЗ по межсолевой залежи нефти в последние годы разработки не превышал 2,2 %, в то время как в 2012 году составил 2,8 %. Увеличение производительности скважин переходящего фонда, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин, всё это обуславливает увеличение отборов. Но в то же время приводит и к необходимости увеличения объёмов нагнетания с целью компенсации. Так за 2011 год в залежь нефти петриковско-задонского горизонта было закачано - 135,660 тыс. м3 воды, в 2012 году - 162,550 тыс.

м3. Компенсация отборов закачкой за 2011 год составила 97 %, за 2012 год -

89 %. Учитывая тот факт, что количество скважин нагнетательно фонда было увеличено на 1 скважину (33).

Большинство скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на пределе своих возможностей. И как показывает практика увеличение объёмов нагнетания приводит к росту обводненности скважин расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания.

Среднегодовая обводненность по межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в 2012 году составила 28 %, в то время как с 2000 года не превышала 23-25 %. Как уже описывалось выше, по скважинам,

расположенным в непосредственной близости от линии нагнетания 67-87-79-

59 наблюдается естественный рост содержания воды в продукции и любое увеличение объёмов нагнетания приведет к увеличению темпов роста обводненности и как правило сокращению времени эксплуатации добывающих скважин.

Существующая на залежи система поддержания пластового даления требует усиления. В связи с этим по ряду действующих скважин нагнетательного фонда проводят интенсифицирующие мероприятия.

Текущий КИН составляет 0,251 при проектном 0,380. От начальных извлекаемых запасов отобрано 66 %.

На 2013 год запланированы объёмы добычи нефти в количестве

103,778 тыс. т, добыча жидкости ожидается на уровне 151,549 тыс. т. При этом планируется что среднегодовая обводненность увеличится до 31 %,

СПБГУАП / Санкт-Петербург

темп выработки от начальных извлекаемых запасов достигнет 3 %.

2.1.6 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ЛЕБЕДЯНСКОГО ГОРИЗОНТА

Опытная эксплуатация лебедянской залежи начата в апреле 1970 года вводом скважины 1 в эксплуатацию. Начальное пластовое давление по скважине, замеренное при испытании в колонне, в пересчете на отметку ВНК

(-2547 м) составило 30,9 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи (рис.2.16.).

Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 76 т/сут безводной нефти. Первые месяцы эксплуатации сопровождались высокими отборами.

Отборы нефти в месяц превышали 1,5 тыс. т. Дебит при этом составлял

76-31 т/сут. Продукция скважины безводная. С такими показателями эксплуатация скважины продолжалась в течение первых шести месяцев. За это время было отобрано 8 тыс. т нефти.

К октябрю 1970 года дебит нефти снизился до 16 т/сут и на протяжении последующих пяти лет составлял 11-36 т/сут. Отборы нефти при этом составляли 340-1144 т. Эксплуатация скважины сопровождалась снижением пластового давления. За период фонтанной эксплуатации пластовое давление по скважине снизилось от начального (30,9 МПа) до 21,6 МПа. За это время было отобрано 48,083 тыс. т безводной продукции. Удельный отбор на единицу снижения пластового давления составил 5,2 тыс. т нефти.

В марте 1986 года на залежь нефти лебедянского горизонта переведена добывающая скважина 54. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 21,7 МПа (рис.2.16.).

Скважина введена механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 13 т/сут безводной нефти. Механизированным способом скважина

54 отработала до сентября 1987 года, а затем была переведена на фонтанный способ эксплуатации. К тому времени на залежи нефти лебедянского горизонта была организована система поддержания пластового давления, что

СПБГУАП / Санкт-Петербург

положительно сказалось на поведении пластового давления по добывающей скважине 54. Согласно замерам, производимым в скважине 54, пластовое давление восстановилось до начального (30,9 МПа) и даже превысило его.

С переводом скважины на фонтанный способ эксплуатации дебит нефти составил порядка 60 т/сут. За период фонтанной эксплуатации

(09.1987-06.1990) скважиной 54 отобрано 26 тыс. т безводной продукции.

При этом дебит нефти в среднем составлял 28 т/сут, пластовое давление удерживалось на уровне 25 МПа.

В период с апреля по октябрь 1990 года закачка воды в нагнетательную скважину 43 была остановлена, в это же время фонтанирование по скважине

54 затухает и дебит нефти снижается до 0,1 т/сут. Скважину 54 переводят на механизированный способ эксплуатации. Дебит нефти увеличивается до 10

т/сут, но при этом в скважине появляется вода 51 % при плотности 1,2 г/см3.

По скважине начинается процесс устойчивого обводнения. Спустя два месяца после появления в скважине воды, её процентное содержание увеличивается до 80-90 %. С такой обводненностью и с дебитом 0,03-0,1

т/сут эксплуатация скважины 54 продолжается до марта 1992 года. Затем скважину переводят в консервацию, а в 1995 году ликвидируют по геологическим причинам. К этому времени скважиной 54 из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 34 тыс. т нефти и 1,1 тыс. т воды.

В 2004 году скважина 54 была восстановлена и вновь введена в

эксплуатацию, как предполагалось с залежи нефти петриковско-задонского горизонта. Однако в процессе эксплуатации было установлено и подтверждено работай соседних добывающих скважин, что скважина 54

эксплуатировала залежь нефти лебедянского горизонта. В результате вся накопленная добыча нефти, начиная с 2004 года, была отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта.

Скважина 54 вступила в эксплуатацию с дебитом нефти 1,5 т/сут при обводненности продукции 91 % (плотность воды 1,18 г/см3). Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 19 МПа и

СПБГУАП / Санкт-Петербург

соответствовало текущему давлению по залежи (рис.2.15.). С дебитом, не превышающим 1 т/сут и обводненностью более 90 %, эксплуатация скважины велась до марта 2006 года. В марте 2006 года по скважине был проведен ремонт по смене насоса, после чего дебит нефти увеличился до 7

т/сут. Обводненность снизилась до 30 %.

Дальнейшая эксплуатация скважины продолжалась с дебитом нефти 6-

10 т/сут, при обводненности 10-40 %. Содержание воды в продукции напрямую зависело от объёмов закачиваемой в залежь воды с целью поддержания пластового давления.

В июне 2010 года обводненность по скважине 54 составила 98 % (плотность воды 1,21 г/см3). С предельной обводненностью эксплуатация скважины продолжалась до октября 2010 года. С октября скважина 54

находится в бездействии.

Таким образом, с начала разработки на залежи нефти лебедянского горизонта находилось 6 добывающих скважин (1, 54, 56, 92, 102 и 105).

График движения фонда представлен на рисунке 2.17. а.

Начальный период разработки залежи характеризуется работой добывающей скважины 1. В период с апреля 1974 года по март 1986

скважина 1 эксплуатировала залежь нефти лебедянского горизонта на естественном режиме с падающей добычей.

Максимальный годовой отбор нефти достигнут в первый год эксплуатации скважиной 1 залежи нефти лебедянского горизонта и составил

9,506 тыс. т безводной нефти. В течение первых шести лет разработки добыча нефти поддерживалась на уровне 9,0-5,0 тыс. т в год. При этом пластовое давление снизилось от начального давления 30,9 МПа до 22 МПа.

Удельный отбор на единицу снижения давления составил 5,4 тыс. т. Всего скважиной 1 отобрано 66 тыс. т нефти, что составляет 21 % от начальных извлекаемых запасов (314 тыс. т).

С целью восстановления энергетического состояния на залежи нефти лебедянского горизонта в мае 1987 года организовывается система