Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 174
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Для охвата продуктивных пластов заводнением, выработкой и для увеличения объема закачки воды, в конце 1985 года были переведены под нагнетание контрольная скв.118 и добывающие скв.119 и скв.121. Обводнившаяся до 94% скв.119 за период эксплуатации добыла 7,8 усл. ед. нефти, безводная добыча нефти из скв.121 составила 5,8 усл. ед.
Для увеличения охвата залежи выработкой в скв.114 произведен дострел вышележащих интервалов продуктивного пласта.
К концу 1985 года были введены в эксплуатацию еще 6 проектных скважин (125, 128, 134, 104, 129 и 124).
Проведенные мероприятия по увеличению закачки в 1984-1985 г.г. (перестрел и приобщение дополнительных интервалов, СКО в скв.110 и 53) положительного эффекта не дали: скв.110 - приемистость осталась на уровне 1984 г. (в среднем 171 м3/сут), в скв.53 составила лишь 105 м3/сут, что в два раза меньше, чем в предыдущие годы. Поэтому, несмотря на соответствие проектного и фактического действующего фонда нагнетательных скважин, объем закачанной воды составил лишь 483,7 усл. ед. вместо 700 усл. ед., предусмотренных проектом.
Низкая текущая (65%) и накопленная (54%) компенсации отбора закачкой обусловили снижение пластового давления в залежи на 2,9 МПа по сравнению с 1984 годом.
Из-за низкого пластового давления (по состоянию на 01.01.1986 г.- 25,4 МПа) по ряду скважин при максимальной глубине спуска насосного оборудования отмечалась его неустойчивая работа. С целью создания условий, обеспечивающих работу насосного оборудования и рост пластового давления, с февраля 1986 г. был ограничен месячный отбор нефти из залежи до 27-30 усл. ед. Для проведения надежного и систематического контроля состояния пластового давления в зоне отбора скв.114 и 125 переведены в контрольный фонд.
В течение 1986 года скв.38, 109, 117 и 48 первого добывающего ряда обводнились до 87-99%, скв.109 из-за полного обводнения переведена в контрольный фонд, в продукции скважин второго добывающего ряда (скв.102, 127, 128, 129 и 123) появилась вода от 3 до 20%.
В связи с ограничением отборов жидкости из обводненных скважин первого добывающего ряда, в целом по залежи обводненность добываемой продукции сохранилась на уровне 1985 года и составила 5,3%.
Для охвата залежи заводнением, а также увеличения объема закачки воды в залежь, в течение 1986 года были переведены под закачку добывающие скв.47, 113, 121 и нагнетательная скв.120.
Создавшееся соотношение отбора жидкости и закачки (текущая и накопленная компенсация - 148 и 67%, соответственно) позволило стабилизировать пластовое давление в залежи, а по ряду скважин (100, 103, 123, 128 и др.) повысить его по сравнению с 1985 годом. В целом по залежи пластовое давление по состоянию на 01.01.1987г. повысилось на 2,8 МПа и составило соответственно 28,2 МПа.
Практически полное обводнение скважин первого добывающего ряда, дальнейший рост обводненности в скважинах второго ряда и последующие увеличение отборов жидкости по некоторым скважинам, при незначительном приросте по нефти привело к увеличению обводненности до 28,8 % в целом по залежи (на 01.01.1989 г.).
После роста пластового давления по залежи до 30,3 МПа (по состоянию на 01.01.1988 г.), в связи с увеличением отборов жидкости при сохранившемся объеме закачки, давление в залежи стало снижаться и на 01.01.1989 г. составило 28,5 МПа.
Отборы нефти в течение 1987-1988 гг. удерживались на уровне 420 усл. ед. (при проекте - 490 усл. ед).
В 1989 году в ряде обводненных добывающих скважин проведены работы по ограничению водопритока (глиноизоляция в скв.116, 130, 141, 102; перевод на вышележащие интервалы - скв.44 и 48) , не давшие значительного эффекта.
Отключение обводнившихся скважин (в 1988-1989 гг. переведены в контрольный фонд скв.48, 114, 116, 130, 141 и 131) с последующим проведением по ним мероприятий по ограничению водопритока, а также ограничение отборов жидкости по скв.103, 124, 126 и 140, дающих обводненную продукцию, позволили снизить темп роста обводненности. Обводненность добываемой продукции на 01.01.1990 г. составила 25,7%.
С 1989 года вновь введена в эксплуатацию скв.125, находившаяся с марта 1986 года в контрольном фонде, с целью наблюдения за состоянием пластового давления в зоне отбора. За период остановки скв.125 (при сохранении отбора из окружающих скважин) наметился рост и стабилизация пластового давления, что свидетельствует о влиянии закачки воды, начавшейся с ноября 1985 по март 1986 года в нагнетательные скв.118, 119, 121 и 47.
Несмотря на проведение мероприятий по ограничению водопритока и ввода новых добывающих скважин (скв.134 и 142), удержать добычу нефти на уровне 1987-1988 гг. не удалось. В 1989 году добыто 346,5 усл. ед нефти. Скважины, расположенные в сводовой и восточной частях залежи (скв.45, 100, 101, 123, 125, 132, 137 и др.), в 1989 году, как и в 1988 году, давали безводную продукцию, обеспечивая 75% добычи нефти из залежи.
Существенное соотношение отборов жидкости и закачки воды (текущая и накопленная компенсация 125,4 и 84,4% соответственно) позволили повысить пластовое давление в залежи до 30 МПа (01.01.1990 г.).
С целью определения характера гидродинамической связи по пласту между западной зоной нагнетания (скв.115, 104, 109 и 120), южной (скв.113 и 108) и обводненными добывающими скважинами, а также определения направления и скорости фильтрационных потоков, на исследуемых участках залежи, в 1988-1989 гг. на Южно-Сосновском месторождении проводились работы по трассированию фильтрационных потоков индикаторами.
По итогам выполненных исследований и установленной фильтрационной связи между нагнетательными и добывающими скважинами в конце 1989 года и I полугодия 1990 года ограничена закачка воды в скв.115, 113, 109 и 104, что положительно сказалось на процессе обводнения скважин и залежи в целом. При сохранившихся отборах жидкости в I полугодии 1990 г., в скв. 126, 129, 140 обводненность добываемой продукции снизилась более чем на 6%. В скв. 38, 103, 124 ,128, 44, 141, 116 и 130 обводненность сохранилась на уровне 1989г. В целом по залежи обводненность добываемой продукции на 01.07.1990 года составила 29,7%. Объем закачанной воды в I полугодии 1990 года сохранился на уровне 1989 года. При сохранении отбора жидкости существующим фондом добывающих скважин достигнутый баланс отбора и закачки обеспечил стабилизацию пластового давления в залежи на уровне 30 МПа.
Месторождение вступило в третью стадию разработки. В целом разработка залежи проходила при достаточно высоких годовых отборах нефти и жидкости. Максимальный темп отбора нефти был достигнут в 1985 году, на тот же период приходится минимальное давление в залежи - 25,4 МПа. Максимальный уровень закачки 855,3 усл. ед приходится на 1988 год.
Годовые отборы жидкости с 1992 года были ограничены до 300-400 усл. ед, что позволило сдерживать темп роста обводненности продукции. Так, если в 1991 году среднегодовая обводненность составляла 33,8%, то уже к концу 1994 года обводненность снизилась до 17,3%.
Сдерживающие темпы отбора жидкости при постоянной годовой закачке воды 700-800 усл. ед, позволили не только стабилизировать пластовое давление в залежи, но повысить его до 31 МПа в 1994 году.
В 1995 году среднее пластовое давление в залежи снизилось на 0,8 МПа из-за уменьшения годового объема закачки, связанное с выводом в бездействие по техническим причинам нагнетательной скв.115.
В начале 1995 года впервые на залежи накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях достигла 100%.
С этого периода на месторождении происходит увеличение годовых отборов жидкости и, как следствие, резкий рост обводненности продукции.
В период с 1994 по 1996 год более чем на 10 скважинах, расположенных во втором и третьем стягивающих рядах, проведены водоизоляционные работы. Это позволило сдерживать общий рост обводненности продукции в целом по месторождению. К концу 1997 года средняя обводненность по залежи составила почти 39%.
За период с 01.01.1992 г. по 01.01.1997 г. (первые пять лет третьей стадии разработки) из залежи отобрано 1365,6 усл. ед нефти и 1730 усл. ед жидкости, при проектных показателях 1351 и 3238 усл. ед, соответственно. Обводненность продукции скважин выросла с 23% до 39%. Что касается пластового давления, то после достижения 100% накопленной компенсации отбора жидкости закачкой в залежи наметилась тенденция к росту давления, и за этот пятилетний период рост пластового давления составил 2 МПа.
Согласно проекту разработки, на месторождении, начиная с 1997 года, должна была начаться реализация третьего варианта разработки, по которому в период с 1997 г. по 2003 г. намечалось бурение и ввод 13 новых добывающих скважин в зоне 3"А".
Однако к реализации третьего варианта не приступили, так как к этому времени изменилось представление об этой зоне и о месте локализации невыработанных запасов. По предположению, запасы нефти из этой зоны в процессе вытеснения были замещены закачиваемой водой. Это обосновывалось проведением ряда изоляционных работ, по переводу скважин на вышележащие интервалы. В этот период было проведено более 20 видов таких работ, практически по всему фонду добывающих скважин.
Таким образом, с 1997 года разработка месторождения велась согласно второму варианту, предусмотренному проектом разработки.
По состоянию на 01.01.1997 года закачка воды в залежь осуществлялась через 11 приконтурных скважин. Средняя приемистость скважин изменялась от 50 м3/сут (скв.110) до 600 м3/сут (скв.117). Вскрытая нефтенасыщенная мощность в данных скважинах нередко превышала 100 метров и была полностью перфорирована, хотя к основным принимающим интервалам (по термометрии) относились наиболее проницаемые средняя и верхняя части разреза.
Таким образом, основная проблема на Южно-Сосновском месторождении - закачка воды в средние и верхние нефтенасыщенные части разреза, что способствует быстрому продвижению воды в залежь и как, следствие, резкое обводнение добывающих скважин. Об этом свидетельствуют постоянно проводимые на залежи водоизоляционные работы по добывающему фонду с разной степенью успешности. Еще одним отрицательным фактором, способствующим обводнению скважин и получению отрицательного эффекта от водоизоляционных работ, является заколонная сообщаемость. Из-за отсутствия в некоторых скважинах цемента за колонной, вода по заколонному пространству после изоляции IV и V пачек поступает в верхние интервалы, что сводит к минимуму получение положительного результата от изоляционных работ.
В 1998 году, несмотря на проведенные водоизоляционные работы, снизить темп роста обводненности не удалось. Средняя обводненность по залежи к концу года составила 47%, это, в свою очередь, сказывалось и на годовых отборах нефти, которые постоянно снижались. Так, если в 1992 году добыча нефти составляла 319 усл. ед, то в 1998 году - 189 усл. ед.
В связи с тем, что накопленный объем закачанной воды в пластовых условиях по отношению к накопленной добычи жидкости постоянно увеличивался, то это не могло не отразиться на поведении пластового давления, которое продолжало повышаться. К концу 1998 года средневзвешенное пластовое давление в залежи достигло практически 34 МПа, обеспечивая тем самым, стабильную работу насосного оборудования.
В 1999 году отбор нефти впервые не достиг проектного (168 усл. ед) и составил 161,6 усл. ед. Снижение добычи нефти вызвано продолжающимся ростом обводненности, которая к этому времени составила 53% и выбытием из фонда трех добывающих скважин (100s2,136, 123).
В 1999-2000 гг. проводились ГТМ, связанные как с изоляционными работами, так и с проведением работ по оптимизации и интенсификации притока. Вследствие чего удалось сдержать темп роста обводненности продукции в целом по залежи и темп падения годовых отборов нефти, а в 2001 году даже повысить добычу нефти до 172 усл. ед.
Соотношение отборов жидкости и закачки воды в 2001 году (текущая и накопленная компенсация 121% и 108%, соответственно) позволили повысить пластовое давление в залежи до 34,9 МПа. Это максимальное средневзвешенное значение пластового давления за весь период восстановления его закачкой.
В 2002 году удержать давление в залежи на этом же уровне не удалось. Из-за меньшего объема закачки давление в залежи снизилось на 1,7 МПа, в то время как обводненность продукции скважин продолжала расти, и к концу этого года составила 59%.
В 2003-2004 гг. на месторождении для восстановления фонда скважин было пробурено 8 вторых стволов. Бурение вторых стволов позволяет сдерживать темпы падения годовой добычи нефти. По состоянию на 01.12.2004 года накопленная добыча по данным скважинам составила 29,6 усл. ед.
В целом, проводя сравнение проектных и фактических показателей разработки Южно-Сосновского месторождения за последние пять лет, можно отметить, что при меньших годовых отборах жидкости, отборы нефти превышают проектные показатели за счет меньшей обводненности добываемой продукции скважин. Это связано с постоянным проведением на залежи работ по ограничению водопритока. Так в 2003 году добыча нефти составила 153,4 усл. ед. и обводненность продукции 61%, при проектных показателях 108 усл. ед. и 84,6%, соответственно.
Текущее состояние разработки межсолевой залежи показало, что отобрать остаточные извлекаемые запасы существующим фондом скважин невозможно, поскольку данная система размещения добывающих и нагнетательных скважин, отборов жидкости и закачки воды не обеспечивает равномерной выработки запасов.