Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 180
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и др. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти.
Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками.
ГЛАВА 3. Анализ текущего состояния разработки, энергетического состояния И ОБВОДНЕННОСТИ залежи
3.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
Пробная эксплуатация Южно-Сосновского месторождения начата в феврале 1977 года вводом в эксплуатацию скважины 38 фонтанным способом. С декабря 1982 года месторождение находится в промышленной разработке.
Разработка месторождения ведется согласно «Уточненному проекту разработки Южно-Сосновского месторождения», составленному в 2010 году. В разработке находится межсолевая залежь (петриковско-елецко-задонского горизонта).
Основным фондом месторождение разбурено к 1989 году. Скважины Южно-Сосновского месторождения размещены в три ряда по сетке 300×400 м с плотностью 8,6 га/скв.
Всего на месторождении было пробурено 88 добывающих и 14 нагнетательных скважин.
Действующий фонд на 01.01.2005 г. состоит из 30 механизированных скважин, из которых 23 оборудованы ЭЦН, 7 скважин ШГН.
Залежь вступила в пробную эксплуатацию в феврале 1977 года.
За начальное пластовое давление в залежи принято максимальное давление (55,2 МПа на ВНК) из замеренных в процессе освоения скважин 44, 45, 47 и 48.
В начальный период разработки (1977-1981гг.) в эксплуатацию введено 11 добывающих скважин (38, 44, 45, 47, 48, 53, 56, 101, 102, 103 и 108) фонтанным способом с дебитами нефти 14-450 т/сут. Работа скважин сопровождалась интенсивным снижением пластового давления. Удельный отбор нефти по состоянию на 01.01.1981 года в целом по залежи составил 31 усл. ед./МПа.
В связи с отсутствием закачки воды в залежь в этот период, с целью снижения темпов падения пластового давления (большие отборы из залежи могли привести к резкому снижению пластового давления и прекращению фонтанирования), в высокодебитных скв. 44, 45 и 48 отборы жидкости были ограничены до 200 т/сут.
В течение 1978-1981 гг. данные скважины работали со средними дебитами нефти 150-260 т/сут, обеспечивая 87% отбор от всей добычи месторождения.
По скважинам 38, 47 и 56, разрабатывающим участки залежи с низкими емкостно-фильтрационными свойствами, дебит нефти непрерывно снижался. Неоднократно проведенные солянокислотные обработки, а так же дострел продуктивных вышележащих отложений в скв.38 и 47 незначительно повлияли на их производительность.
Удельные отборы нефти на 1 МПа снижения пластового давления значительно различаются по площади и изменялись от 0,45 усл. ед. (скв.47) до 10,6 усл. ед. (скв.44) по состоянию на ноябрь 1981 года.
Анализ поведения пластового давления по скважинам, вводимым в разработку в разное время, свидетельствует о наличии гидродинамической связи между западным и восточным участками залежи в начальный период разработки.
В скважинах, вновь вводимых в эксплуатацию (скв.101, 102, 103, 53, 56 и 108) отмечалось пониженное пластовое давление, близкое к текущему среднему давлению в залежи.
По мере снижения пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа (на 01.01.1982г.) и ввода новых скважин средний дебит нефти по залежи, после достижения максимума в 1978 году (172 т/сут), продолжал снижаться и в 1980-1981 г.г. удерживался на уровне 66 т/сут, что привело к снижению объемов добычи нефти. В этот период практически весь добывающий фонд работал фонтанным способом.
В целях изучения возможности поддержания пластового давления на месторождении путем приконтурного заводнения в 1979-1981г.г., в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации», были пробурены четыре опережающие нагнетательные скважины (105, 106, 107 и 108), из которых три (скв.105, 106, 107) на контуре нефтеносности.
В процессе бурения и освоения скважин установлено, что приконтурная часть залежи характеризуется повышенной расчлененностью, резким уменьшением эффективных толщин, а по геофизическим и гидродинамическим данным - низкими емкостно-фильтрационными характеристиками.
В связи со снижением пластового давления в залежи и для обеспечения запланированных объемов добычи нефти на 1982 год, в ноябре 1981 года под закачку переведены приконтурная добывающая скважина 53 и нагнетательная скважина 108, находившаяся в отработке на нефть. Средняя приемистость скважин составляла 600 м3/сут.
За время пробной эксплуатации залежи (1977-1981 г.г.) максимальный отбор нефти был достигнут в 1979 году в основном за счет работы скв. 44, 45 и 48 (91% от общей добычи по месторождению). За период пробной эксплуатации из залежи было добыто 962 усл. ед. безводной нефти (10% от НИЗ).
В целом по залежи средний отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления до организации системы ППД составил 33 усл. ед. Влияние законтурной области на разработку залежи отсутствует.
Таким образом, результаты пробной эксплуатации месторождения показали, что залежь разрабатывается в условиях упруго-замкнутого режима, и наблюдается хорошая гидродинамическая связь между различными участками залежи.
В соответствии с технологической схемой 1982 года, для обеспечения приемистости предусматривалось размещение нагнетательных скважин на структуре с глубиной залегания продуктивных отложений не ниже отметки - 3700 м. А так как результаты бурения и освоения опережающих нагнетательных скважин показали, что ниже этой отметки в ряде случаев коллектора обладают низкими емкостно-фильтрационными свойствами, низкая приемистость скв.105, 106 и 107 не может обеспечить необходимого объема закачки воды.
Разбуривание залежи и ввод скважин осуществлялись согласно технологической схеме разработки. В 1982-1983 г.г. были введены добывающие скв. 100, 109, 113, 114 и нагнетательные скв.111, 112, 110, 115.
Скважины 111 и 112, вскрывшие продуктивные отложения соответственно на отметках -3768 и -3681 м, попали в зону высокой расчлененности пласта с ухудшенными емкостными и фильтрационными свойствами, что подтвердилось результатами испытания, исследования и работы скважин. В связи с получением притоков воды (перфорация интервалов проводилась в непосредственной близости от ВНК и выше) обе скважины введены под нагнетание без отработки на нефть. Скважина 111 ввелась в ноябре 1982 года с приемистостью 150 м3/сут, скв.112 в апреле 1983 года с приемистостью 50 м3/сут (при средней проектной приемистости 500 м3/сут). Проведенная перфорация водонасыщенной части пласта с последующей виброкислотной обработкой в скв.111 и неоднократные СКО положительных результатов не дали. С августа 1983 года обе скважины переведены в бездействие из-за отсутствия приемистости.
Скважины 115 и 110 введены в отработку на нефть в феврале и марте 1983 года с дебитами по нефти 78 и 112 т/сут, соответственно. В связи с невыполнением норм по закачке воды, для обеспечения запланированных объемов закачки и повышения пластового давления в зонах отбора, было принято решение скв.110 и 115 перевести под нагнетание воды. В июне и августе 1983 года скважины переведены под нагнетание с начальной приемистостью 700 и 936 м3/сут. В течение последующих месяцев приемистость скважин составила 150 и 500 м3/сут, соответственно.
Для увеличения охвата пластов выработкой в добывающих скв. 47, 101, 102 и 103 в 1982-1983 гг. произведен дострел вышележащих интервалов продуктивного пласта и замена насосов на более производительные. Это позволило увеличить дебиты по нефти в несколько раз.
Несмотря на 100% текущую компенсацию отбора закачкой, пластовое давление в залежи за 1983 год снизилось на 1,2 МПа и составило 28,8 МПа. Однако, проведенные мероприятия по увеличению приемистости (СКО и перевод скв.53 и 108 на закачку сточных вод удельного веса более 1,16 г/см3), а также регулирование отборов жидкости по отдельным добывающим скважинам (снижение отборов по скв.38, 44, 45, 100 и увеличение по скв.47, 101, 102, 103, 109), позволили стабилизировать пластовое давление в течении I полугодия 1983 года на уровне 30,1 МПа.
Задача, ставившаяся на 1984 год - обеспечить закачку воды в залежь не менее 860 усл. ед. не была выполнена. Закачка воды в залежь осуществлялась через 4 нагнетательные скважины (53, 108, 110 и 115), что в два раза меньше чем предусматривалось.
После проведения СКО в январе-феврале 1984 года во всех нагнетательных скважинах, отмечалось непродолжительное увеличение приемистости. В течение последующих месяцев, несмотря на высокое давление закачки (17-19 МПа), приемистость снова снижалась.
Для увеличения приемистости и обеспечения запланированных объемов закачки воды объединением «Белоруснефть» в 1984 году изменено местоположение нагнетательной скв.104, а в скв.110 проведена реперфорация интервалов 3795-3815м, 3835-3848м, 3880-3895м, однако эффект получен незначительный (приемистость увеличилась на 100 м3/сут).
В 1984 году в залежь закачано 524,4 усл. ед. воды, что на 53% ниже проектной величины. Текущая и накопленная компенсации отбора закачкой составили 77% и 51% при проектных 166% и 86%, соответственно.
Несмотря на незначительную накопленную и текущую компенсации отбора закачкой, в добывающих скважинах первого ряда, обеспечивающих 20% годового отбора, наблюдалось повышение пластового давления, тогда как в зоне скважин второго и третьего эксплуатационных рядов пластовое давление снизилось по сравнению с 1983г. на 1,4 МПа и составило 26 МПа.
Проведенный в 1983-1984 гг. комплекс геолого-технических мероприятий по действующему добывающему фонду, а также ввод новых высокодебитных скважин позволили в этот период удерживать добычу нефти на проектном уровне. Основную добычу нефти (60%) обеспечивали скв.100, 101, 102 и 103, расположенные во втором и третьем эксплуатационных рядах.
Вода в продукции Южно-Сосновского месторождения появилась в январе 1983 года в скв.48, расположенной в первом добывающем ряду. При суточном отборе жидкости 100 т/сут обводненность составляла 5%. Несмотря на снижение отбора жидкости до 36 т/сут, обводненность продукции возросла на 15%. После прекращения фонтанирования в июне 1983 года скважина переведена на ЭЦН. К концу года обводненность возросла до 40%. Проанализировав удельный вес и химический состав добываемой воды (ﻷв=1,13 г/см3), выяснилось, что скважина обводнилась водой, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скв.108.
В 1984 году вода появилась и в других скважинах первого добывающего ряда (скв. 117, 119), что привело к росту обводненности добываемой продукции в целом по залежи до 8,4%.
После проведения работ по трассированию фильтрационных потоков индикаторами в мае месяце 1985 года выяснилось, что закачиваемая вода в скв.108 и 110 продвигается в залежь и оказывает влияние на работу добывающих скв.117, 119 и 121. Поэтому замеренное начальное пластовое давление в этих скважинам оказалось гораздо выше принятого среднего давления в залежи.