Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

поддержания пластового давления. К этому времени накопленный отбор нефти составляет 72, 190 тыс. т (рис.2.17. б).

Закачка воды была организована в скважину 43, которая пробурена в

1985 году в пределах контура нефтеносности. Скважина вводится под нагнетание с начальной приёмистостью 290 м3/сут. Первые месяцы осуществления на залежи нефти лебедянского горизонта закачки воды объёмы нагнетания значительно превышают отборы. Данный факт положительно сказывается на поведении пластового давления по добывающим скважинам.

За первый период осуществления закачки (май 1987 - декабрь 1987 г) в

залежь лебедянского горизонта нефти было закачано 40,830 тыс. м3 воды,

накопленная компенсация отборов закачкой составила 36 %. Спустя семь месяцев с момента организации на залежи нефти лебедянского горизонта системы поддержания пластового давления в продукции скважин добывающего фонда появляется вода. Первое появление воды отмечается в скважине 1 (рис.2.18.). Через четыре месяца после появления воды в продукции скважины 1 в эксплуатацию была введена добывающая скважина

105. Спустя 10 месяцев эксплуатации в продукции скважины появляется вода. В последнюю очередь вода появилась в скважине 54, которая по своему расположению наиболее удалена от нагнетательной скважины 43.

С организацией на залежи нефти лебедянского горизонта закачки и увеличения добывающего фонда скважин до трех единиц (скважины 1, 54 и 105) отборы нефти были увеличены (рис.2.17. б). В период с 1987 года по

1990 год отборы по залежи составляли 8-14 тыс. т нефти в год. Основной объём добычи в данный период обеспечивали добывающие скважины 54 и 105. Закачка воды осуществлялась в периодическом режиме. Объёмы закачки составляли 40-76 тыс. м3. При этом пластовое давление в залежи поддерживалось на уровне 24-28 МПа.

С начала 1990 года по залежи нефти лебедянского горизонта начинается процесс устойчивого обводнения. При этом накопленный объём

СПБГУАП / Санкт-Петербург

закачанной в залежь воды составил 68 тыс. м3, при накопленной добыче нефти 106 тыс. т. Обводненность продукции быстрыми темпами достигла предельных значений. При обводненности продукции более 90 процентов и отборах 3-6 т в месяц разработка залежи продолжалась до марта 1992 года. С

марта 1992 года залежь нефти лебедянского горизонта была переведена в консервацию (рис.2.16. а, 2.16. б). К этому времени отбор нефти из залежи составил 107,8 тыс. т, отбор воды - 5 тыс. т, накопленная закачка - 76,3 тыс. м3 воды.

Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,123, при утвержденном

-0,350.

Вмарте 2001 года залежь нефти лебедянского горизонта была расконсервирована и вновь введена в разработку путем перевода в эксплуатацию с залежи нефти петриковско-задонского горизонта добывающей скважины 92. До января 2002 разработка залежи велась единственной добывающей скважиной, отбор нефти в среднем составлял 370

т в месяц. В январе 2002 добывающий фонд скважин составил 2 единицы. С

залежи нефти петриковско-задонского горизонта была переведена добывающая скважина 56. Скважина 56 ввелась с обводненностью 86 % и

плотностью воды 1,24 г/см3.

На рисунке 2.19. показаны показатели эксплуатации скважин добывающего фонда (обводненность, статический и динамический уровни,

пластовое давление), начиная с 2004 года.

В 2004 году в добывающем и нагнетательном фонде скважин залежи нефти лебедянского горизонта произошли следующие изменения. В апреле

2004 года с залежи нефти петриковско-задонского горизонта переведена добывающая скважина 102, а в ноябре переведена на залежь нефти лебедянского горизонта скважина 54. В мае 2004 года с целью восстановления пластового давления в залежи была возобновлена закачка воды в нагнетательную скважину 43 (рис.2.19.). Восстановление закачки воды положительно сказалось на поведении пластового давления. Давление

СПБГУАП / Санкт-Петербург

по добывающим скважинам восстановилось с 15,8 МПа до 16,3 МПа,

согласно замерам, производимым в скважине 102, и с 16,4 до 18,8 МПа,

согласно замерам, производимым в контрольной скважине 56. Объём закачанной воды при этом составил 3, 190 тыс. м3.

Однако организация закачки воды отрицательно отразилась на содержании воды в продукции скважин добывающего фонда. В первый же месяц осуществления закачки в продукции скважин 92 и 102 появляется вода, процентное содержание которой в процессе дальнейшей эксплуатации продолжает увеличиваться. Добывающая скважина 54 вступила в эксплуатацию уже после остановки закачки, при этом обводненность продукции составляла 98 %. По причине роста обводненности нагнетание воды в залежь было остановлено. При этом спустя пять месяцев обводненность по скважине 92 становится нулевой, а в добывающей скважине 102 снизилась с 46 % до 17 %, по скважине 54 снижение обводненности наблюдается лишь спустя год эксплуатации (рис.2.19.).

Учитывая то, каким образом осуществление закачки воды в нагнетательную скважину 43 отражается на показателях эксплуатации добывающих скважин, дальнейшая разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществлялась в периодическом режиме.

Так в 2007 году закачка воды в нагнетательную скважину 43 велась в течение двух месяцев (ноябрь, декабрь). За два месяца в скважину 43

закачано 4,153 тыс. м3.

В результате уровни по скважинам восстановились следующим образом:

по скважине 92 - с 1440 м до 940 м;

по скважине 102 - с 1390 м до 1030 м.

Пластовое давление, согласно замерам, производимым в контрольной скважине 56, восстановилось с 12,6 МПа до 13,5 МПа.

Обводненность продукции, после осуществления нагнетания воды, по скважинам 102 и 54 была увеличена до 90 %, по добывающей скважине 92

СПБГУАП / Санкт-Петербург

осталась на прежнем уровне - ноль процентов. Такое неравномерное увеличение содержания воды объясняется более близким расположением скважин 102 и 54 к нагнетательной скважине 43. В процессе дальнейшей разработки залежи, содержание воды было снижено (рис.2.19.).

В период с 2009 года по 2011 год нагнетание воды осуществлялось при остановленном добывающем фонде. Закачка воды в нагнетательную скважину 43 велась в течение 2 месяцев в начале 2009 и начале 2010 года.

Такое ведение разработки залежи нефти положительно сказывается на энергетическом состоянии, что в свою очередь приводит к увеличению отборов нефти (рис.2.19.). Однако неравномерное ведение закачки привело к выводу ряда скважин добывающего фонда из эксплуатации по причине полного обводнения. Так по причине полного обводнения из эксплуатации в

2009 году выведена добывающая скважина 102, а в 2010 году добывающая скважина 54.

По состоянию на 01.01.2012 разработка залежи нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения ведется единственной добывающей скважиной 92. Нагнетательная скважина 43 остановлена по технологии.

Скважина 102 находится в контрольном фонде, скважина 54 в

бездействующем фонде.

По состоянию на 01.01.2013 года фонд действующих добывающих скважин залежи нефти лебедянского горизонта составляет 3 скважины - 92,

56s2 и 98, что превышает проектный фонд скважин на 2 единицы.

Нагнетательный фонд скважин соответствует проектному.

В 2012 году на залежь нефти лебедянского горизонта было введено 2

добывающих скважины. Скважина 56s2 Давыдовская введена в

эксплуатацию в феврале 2012 года. Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 16,25 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи. Начальный дебит нефти по скважине 56s2 составил 7,8

т/сут при запланированном 3 т/сут. Объём дополнительной добычи нефти в

2012 году за счет перевода скважины на залежь нефти лебедянского

СПБГУАП / Санкт-Петербург

горизонта составил 2,447 тыс. т.

С увеличением в июле 2012 года длины хода с 2,0 до 2,5 дебит нефти по скважине 56s2 Давыдовской увеличился до 8,5 т/сут. Добыча нефти в месяц составила 264 т безводной нефти.

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 56s2 эксплуатируется с дебитом нефти 8,3 т/сут. Продукция скважины безводная. Добыча нефти в месяц 249 т.

В октябре 2012 года на залежь нефти лебедянского горизонта была введена добывающая скважина 98. Начальный дебит нефти при вводе в

эксплуатацию составил 13 т/сут безводной нефти. Пластовое давление - 14,28

МПа и соответствовало текущему пластовому давлению по залежи.

Коэффициент продуктивности - 3,73м3/ (сут*МПа).

По состоянию на 01.01.2013 года дебит нефти по залежи нефти лебедянского горизонта составляет 12,6 т/сут, продукция безводная. Всего за

2012 год скважиной из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 967 т

нефти.

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2 отнесена к бездействующему фонду.

Таким образом, за 2012 год из залежи нефти лебедянского горизонта скважинами добывающего фонда отобрано 8, 208 тыс. т нефти, что на 3, 208

тыс. т или 64 % превышает нормы отбора на 2012 год. Залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Особенностью является её периодическая разработка. Закачка воды на залежи ведётся при остановленном добывающем фонде.

На рис.2.20. представлен график изменения показателей разработки залежи нефти лебедянского горизонта и изменение параметров эксплуатации скважин добывающего фонда при осуществлении разработки залежи в периодическом режиме.

Из графика, представленного на рис.2.20, четко видно, как изменяются

СПБГУАП / Санкт-Петербург

показатели эксплуатации скважин добывающего фонда до и после периодов нагнетания, и как в целом это влияет на показатели разработки залежи нефти лебедянского горизонта.

С осуществлением отборов пластовое давление в залежи снижается

(рис.2.20., поведение динамических уровней, давления по скважинам добывающего фонда). При осуществлении же закачки пластовое давление в залежи вновь восстанавливается и скважины добывающего фонда вводятся в

эксплуатацию. Также необходимо отметить и тот факт, что немаловажным при осуществлении разработки залежи в периодическом режиме является равномерность осуществления закачки воды в скважину 43. Периоды нагнетания воды в залежь нефти лебедянского горизонта не отличаются длительностью, по сравнению с периодами отбора, и в большинстве своем составляют не более 2 месяцев. При этом объёмы закачиваемой воды достаточно велики (порядка 5000 м3, рис.2.20) и неравномерное распределение суточной закачки в последующем приводит к прорыву закачиваемой воды к забоям добывающих скважин и их преждевременному выбытию из эксплуатации.

Последний период осуществления нагнетания воды в залежь нефти лебедянского горизонта осуществлялся в 2010 году. Разработка залежи в то время осуществлялась двумя скважинами 54 и 92. В залежь было закачано

4,970 тыс. м3 воды, пластовое давление при этом восстановилось на 2,34 МПа по добывающей скважине 92, а по добывающей скважине 54 давление осталось на уровне 18 МПа. И как описывалось выше, скважина 54 при последующей эксплуатации выбыла из действующего фонда по причине полной обводненности продукции.

В эксплуатации осталась единственная добывающая скважина 92. На рис.2.21. представлен график поведения динамического и статического уровня по добывающей скважине 92 с 2004 года.

Из графика, представленного на рис.2.21. видно, что до середины 2011

года периоды восстановления и падения уровня в скважине 92

СПБГУАП / Санкт-Петербург

прослеживаются достаточно четко. С середины же 2011 года по скважине 92

наблюдается восстановления уровня и дальнейшее удержание его на глубине

1000-1100 м. С апреля 2012 года по скважине 92 наблюдалось снижение динамического уровня с 1000 м до 1200 м (сентябрь 2012 года). Пластовое давление, пересчитанное по уровню, за данный промежуток времени с 16,07

МПа снизилось до 14,84 МПа. Планировалось, что к декабрю 2012 года давление по скважине снизится до 14 МПа (учитывая тот факт, что отборы останутся на прежнем уровне - в среднем 400 т в месяц, и нагнетание в залежь осуществляться не будет).

Фактические отборы по скважине 92, как и планировалось, остались на уровне 400 т в месяц, закачка воды в нагнетательную скважину 43 не осуществлялась. Однако по скважине 92 за период сентябрь 2012 года -

начало января 2013 года пластовое давление, пересчитанное по уровню,

восстановилось с 14,84 МПа до 16,28 МПа. Динамический уровень перестал снижаться и удерживался на глубине 1200 м.

По скважине 56s2 Давыдовской динамический уровень при вводе в

эксплуатацию составлял порядка 700-800 м с последующим снижением в течение 2012 года до 1400 м, причем с вводом в эксплуатацию скважины 98,

и соответственно увеличением отборов в восточной части залежи, темп снижения увеличился (рис.2.20.).

По скважине 98 динамический уровень удерживался на глубине 1100-

1200 м.

Что касается замеров пластового давления, то в добывающей скважине

56s2 давление за отчетный период снизилось на 0,34 МПа и составило 15,91

МПа, а по добывающей скважине 98 удерживалось на уровне 14,7 МПа.

Из всего вышесказанного, видно, что поведение динамического уровня и изменение значений пластового давления в скважине 92 Давыдовской не характерно для скважин добывающего фонда, эксплуатация которых осуществляется на залежах с периодическим режимом.

Из анализа поведения уровня по скважине 92, сопоставления его с

СПБГУАП / Санкт-Петербург

поведением уровней в скважинах 98 и 56s2, а также учитывая поведение обводненности продукции в скважине 92 и утяжеления её по плотности

(более подробно изменение обводненности по скважине описано в авторском надзоре за 2011 год), возникло предположение, что на залежь нефти лебедянского горизонта, а в частности на скважину 92, оказывается стороннее влияние.

В2012 году поднимался вопрос о влиянии закачки воды,

организованной в нагнетательную скважину 102 Давыдовскую, на межсолевую залежь нефти, и на залежь нефти лебедянского горизонта.

Скважина 102 была введена под нагнетание в июле 2011 года (рис.2.21.).

По результатам трассирования, проведенного в марте 2012 года по скважине 102, в направлении скважины 92 движется 11 % от общего объёма закачиваемой в скважину 102 воды. Однако результаты радонового исследования, проведенные в скважине 102 в сентябре 2012 года, показали,

что поступление жидкости выше верхних дыр перфорации отмечается только до глубины 2673 м - кровля дроздовских слоев елецкого горизонта.

Изменение же показателей эксплуатации скважины 92 в свою очередь опровергает результаты радонового исследования и указывает на наличие заколонного перетока в скважине 102 Давыдовской.

Накопленная добыча нефти по залежи лебедянского горизонта по состоянию на 01.01.2013 года составляет 178,909 тыс. т. или 57 % от НИЗ

(314 тыс. т.). Текущий КИН равен 0, 199 при проектном 0,350. Остаточные извлекаемые запасы 135,091 тыс. т нефти. Накопленная закачка воды - 93,5

тыс. м3, накопленная компенсация - 34,1 %.

АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ

2.2.1 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ САРГАЕВСКОГО ГОРИЗОНТА

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т жидкости.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Темп отбора от НИЗ - 2,4 %, коэффициент нефтеизвлечения 0,005

(проектный - 0, 195).

2.2.2 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ СЕМИЛУКСКОГО ГОРИЗОНТА

Разработка залежи нефти семилукского горизонта ведется с декабря

1971 года. В пределах залежи семилукские отложения вскрыты скважинами

18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и 122. Разработка залежи нефти семилукского

горизонта начата вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.

Рассмотрим начальный период разработки залежи нефти семилукского

горизонта с 1972 по 1975 год и оценим начальные балансовые запасы с

помощью метода материального баланса. За период с 1972 по 1975 год

пластовое давление снизилось от начального 35,2 МПа до 26,9 МПа, при

этом добыча нефти составила 13,7 тыс. т (рис.2.22.).

График зависимости сжимаемости нефти от давления представлен на

рис.2.23.

Уравнение материального баланса (2.1) имеет следующий вид:

Q =	q
	P *

(2.1)

где:- балансовые запасы нефти, тыс. т; ∆Р - разность начального и текущего пластового давления, 2,7 МПа;-

накопленная добыча нефти, 22,9 тыс. т; β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы;

β* = SнЧ βн + SвЧ βв + (1-m) /m Ч βн,

где:н - нефтенасыщенность - 0,75 доли ед;в - водонасыщенность - 0,25 доли ед;- пористость - 0,07 доли ед;

βн, βв, βп - коэффициент сжимаемости нефти, воды и породы, МПа-1; Для залежи нефти семилукского горизонта:

∆Р - разность начального и текущего пластового давления, 8,29 МПа;- накопленная добыча нефти, 13,68 тыс. т;н - нефтенасыщенность - 0,81 доли ед;в - водонасыщенность - 0,19 доли ед;- пористость - 0,07 доли ед;

β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, 25,53

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Ч10-4 МПа-1; Подставляя полученные значения в формулу 1, получаем величину

начальных балансовых запасов нефти 0,64 Ч106 т или 640 тыс. т. По состоянию на 01.01.2012 на балансе числятся начальные геологические запасы в количестве 618 тыс. т.

Практически вся залежь охвачена процессом выработки запасов, однако, высокая фильтрационная неоднородность при низких емкостнофильтрационных свойствах пласта привели к опережающему обводнению фонда и не позволили оптимально выработать запасы семилукской залежи на режиме заводнения. Согласно данным месячного эксплутационного рапорта первое появление воды в продукции скважин добывающего фонда отмечено задолго до организации на залежи нефти семилукского горизонта системы поддержания пластового давления (рис.2.24.). Вода впервые появилась в скважине 36. Отбор к этому времени составил 17 тыс. т безводной продукции. Второй скважиной, в которой была получена вода, является скважина 74, пробуренная в приконтурной зоне. Как видно из графика 2.21 механизм заводнения залежи нефти семилукского горизонта имеет сложный характер. Нельзя исключать вероятность того, что опережающее продвижение воды происходило по отдельным трещинам, что в свою очередь не способствует полному охвату залежи заводнением и эффективному вытеснению нефти водой.

О характере выработки запасов залежи нефти семилукского горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2011 года (таблица 2.6):

Таблица 2.6 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по

скважинам добывающего фонда залежи нефти семилукского горизонта

Скважина	накопленная добыча	накопленная добыча	Процент от общей
	нефти, т	жидкости, т	добычи нефти
№ 18	19 756	23 559	19.7
№ 36	10 345	10 680	10.3
№ 74	51	523	0.1
№ 75	22 620	22 729	22.6
№ 76	4 893	4 893	4.9
№ 77	7 783	7 886	7.8
№ 78	28 590	29 496	28.5
№ 122	6 162	13 493	6.1

Карта накопленных отборов по скважинам добывающего фонда приведены на рис.2.25.

Как видно из таблицы и карт наиболее выработанной является юго-

восточная часть залежи, где и в настоящее время ведутся отборы, основной