Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc

За 12 месяцев 2004 года средняя обводненность добываемой продукции, по сравнению с началом года, выросла на 5% и составила 66,2%.

Рост обводненности продукции вызван как естественным планомерным обводнением скважин, так и большим объемом закачиваемой воды. Текущая и накопленная компенсации по состоянию на 01.01.2005г. составили 106% и 107,7%, соответственно.

Разделив условно месторождение на западную и восточную часть, можно заметить, что западный участок сильно промыт, из-за закачки воды в среднюю и верхнюю части разреза, следствием чего является высокая обводненность продукции скважин. Учитывая влияние закачки воды на процесс обводнения, начиная с 2000 года, доля закачиваемой воды, от всей годовой закачки, на западном участке залежи снижена с 75% (2000 год) до 62% в 2004 году. Средняя обводненность продукции скважин на западном участке составляет 76%. Скважины восточного участка залежи, расположенные во втором и третьем стягивающем рядах (скв.45, 101, 134, 142, 146 и 148) обеспечивают основную добычу нефти месторождения (70% годового отбора). Средняя обводненность продукции скважин по восточной части залежи составляет 59%.

Процентное соотношение объемов закачиваемой воды и добычи жидкости на западном и восточном участках залежи увязывается с поведением пластового давления, которое на восточном участке на 01.07.04 г. составляло 27,5 МПа, что на 3,5 МПа меньше среднего пластового давления западного участка.

По состоянию на 01.01.2005 года месторождение находится на третьей стадии разработки. Залежь разрабатывается 29 добывающими скважинами, из которых 13 скважин восстановлены вторыми стволами. Закачка воды осуществляется в 14 нагнетательных скважин. Практически все скважины дают обводненную продукцию (за исключением скв.134 и 137). Отключение высокообводненных скважин, ограничение отбора жидкости и закачки воды, а также проведение целого ряда ГТМ позволяют замедлить темп роста обводнения.

Текущая среднегодовая обводненность добываемой продукции составляет 82,7%, накопленная добыча нефти на 01.01.2005г. - 8108,3 усл. ед, ВНФ в поверхностных условиях - 0,381.

Анализ разработки залежи показывает, что реализуемая система поддержания пластового давления не достаточна эффективна и не может обеспечить оптимальные условия выработки запасов. Система ППД на залежи требует своей модернизации (изменения направления фильтрационных потоков, циклическая закачка и др.). Для выработки остаточных запасов необходимо увеличение охвата пласта вытеснением, снижение обводненности продукции, восстановление фонда скважин II стволами.

---

3.2 Энергетическое состояние залежи
Первая попытка организации системы поддержания пластового давления (ППД) на Южно-Сосновском месторождении была предпринята в апреле 1981 года. Закачку воды пытались организовать в скважину 107, но из-за низких фильтрационно-емкостных свойств коллектора эта попытка оказалось неудачной, в результате чего после неоднократно проводимых солянокислотных обработок скважина была ликвидирована. Поэтому, началом закачки следует считать ноябрь 1981 года, когда из добывающего фонда в нагнетательный была переведена приконтурная скважина 53 и освоена нагнетательная скважина 108, находившаяся в отработке на нефть, с начальной приемистостью 446 и 1115 м3/сут, соответственно.

Результаты разработки залежи позволяют оценить ее добывные возможности на режиме истощения. Добывные возможности залежи с числящимися начальными балансовыми запасами 19405 усл. ед. при снижении пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа могли бы составить 650 усл. ед. или 1023 усл. ед. в пластовых условиях. К этому времени фактический некомпенсированный объем отобранной из залежи жидкости в пластовых условиях составил 1180,8 усл. ед. Таким образом, к началу закачки в залежь либо внедрилось из водоносной части резервуара 157,8 усл. ед. воды, что эквивалентно отбору 100 усл. ед. нефти, либо числящиеся на балансе геологические запасы нефти отличаются от действительных более чем на 15%.

Что касается активности влияния водоносной части резервуара на процесс разработки месторождения, то в опровержение этому можно привести несколько аргументов. Во-первых, с юга и востока нефтяная залежь ограничена тектоническими нарушениями (сбросами), имеющими амплитуды от 40 до 250 м, а с севера - границей отсутствия межсолевых отложений, поэтому влияние законтурной области на процесс разработки отсутствует. Во-вторых, до начала организации системы ППД, характер зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти имел прямолинейный характер. Это указывает на то, что залежь разрабатывалась на упругом режиме и на отсутствие влияния законтурной области на разработку. Кроме того, сколько-нибудь активного проявления водонапорного режима при разработке залежей нефти Припятской впадины не отмечено, тем более залежей межсолевых отложений.

Следовательно, вызванное превышение фактических величин удельных отборов нефти над расчетными (от числящихся запасов) связано с наличием в залежи большего количества балансовых запасов нефти.

По состоянию на 01.04.1981 года в эксплуатации находилось 8 добывающих скважин, работающих фонтанным способом и разместившихся по всей площади залежи. Анализ поведения пластового давления по данным скважинам свидетельствует о наличии хорошей гидродинамической связи по всей площади залежи. Среднее пластовое давление на рассматриваемую дату составило 34,8 МПа.

---

Согласно официальной геолого-промысловой информации по состоянию на 01.04.1981 года из залежи отобрано 635 усл. ед. безводной нефти и в соответствии с балансом «отбор-закачка» некомпенсированный закачкой отбор продукции из залежи оценивается в 999,1 усл. ед. в пластовых условиях.

Кроме того, хотелось бы обратить внимание на показатели разработки, где по состоянию на начало 1995 года отмечается достижение полной (100%) компенсации объемов отобранной из залежи жидкости объемами закачанной в нее воды, а по состоянию на 01.01.2005 года фиксируется превышение «закачки» над «отборами» на 1003,83 усл. ед. Однако после выхода на 100% компенсацию, среднее пластовое давление в залежи не превышало 35 МПа, что на 20 МПа ниже начального, хотя логично следовало бы ожидать не только полного восстановления до начального пластового давления в залежи, но и превышение его над начальным.

На 01.01.2015 накопленная компенсация составила 108%, пластовое давление по залежи - 27,7 МПа.

Таким образом, можно предположить, что часть закачиваемой воды уходит за пределы залежи и не оказывает влияния на разработку, либо имеет место погрешность в учете закачиваемых вод.
3.3 Анализ обводненности залежи
Снижение текущей компенсации способствовало сдерживанию темпов роста обводненности в целом по залежи. Кроме того, ввод новой скважины 163, обводненность которой (20-60 %) значительно ниже, чем по большинству скважин, способствовало снижению обводненности в целом по залежи. Так, среднегодовая обводненность 2014 г. составила 82,7 % (за 2011 г. - 80,7 %, за 2012 г. - 82,2 %, за 2013 г. - 82 %). Учитывая то, что месторождение находится на IV стадии, а на начальном этапе его разработки преждевременный рост обводненности был спровоцирован форсированными отборами, такая динамика обводненности является очень хорошей.

Для наглядного представления о поведении обводненности в залежи был построен график обводненности по переходящему фонду скважин, т.е. по всем скважинам за вычетом новых скважин и ГТМ.

Из рисунка 3.1 видно, что с 2011 г. обводненность вышла на новый, более высокий, уровень, что связано с отменой коэффициента усадки воды при переводе из пластовых условий в поверхностные. Таким образом, численно воды стало больше. Если же проследить последующую тенденцию роста обводненности по переходящему фонду скважин, то видно, что в 2013-2014 гг. (благодаря снижению компенсации), темп роста обводненности удалось замедлить (среднегодовые линии стали более пологими).

---

Рисунок 3.1 - Обводненность по переходящему фонду скважин за последние 5 лет
Однако, несмотря на это, в 2014 г. устойчивое обводнение (5-13%, уд.вес 1,12-1,17 г/см3) наметилось в ранее безводной скважине 134. В скважине в течение года, технологические обработки затруба не проводились (только пропарка нефтелинии). Исключение составляют ноябрь-декабрь, в которые в затруб было закачано АДП суммарным объемом 40 м3. В силу низкого содержания воды в продукции, для хим.анализа пробы не отбирались. Учитывая плотность попутно добываемой воды, а также то, что водой скважина не обрабатывается, водонасыщенные коллектора скважиной в межсолевых отложениях не вскрыты, а вода для ППД имеет плотность 1,17 г/см3, вероятно, скважина начала обводняться закачиваемой водой, как и большинство скважин на залежи. Пониженные плотности воды (1,12-1,14 г/см3) могут быть примесями какой-либо технологической воды, о которой данные в базе OraView отсутствуют. С целью выяснения природы воды, необходимо произвести отбор проб для определения ее хим.состава.

В скважине 134 проперфорированы петриковские и елецкие отложения. Данная скважина из группы А, и за счет нее сдерживался рост обводненности в целом по залежи на 3-5 %. Обводнение данной скважины можно контролировать уменьшением времени отбора. Кроме скважины 134 в настоящее время сдерживанию темпов роста обводненности в целом по залежи способствует безводная высокодебитная скважина 144s2 (дебит нефти 21-25 т/сут).

Оценивая обводненность залежи в плане, можно отметить, что скважины с невысокой обводненностью (до 50 %) расположены в своде от центра залежи в основном в восточном направлении (скв.134, 151, 144s2, 163). В западной части залежи находится лишь одна практически безводная скважина (скв.140s2).

Более 60 % скважин фонда эксплуатируются с обводненностью выше 80 %.

Что касается динамики обводненности по отдельно взятым добывающим скважинам, то произошло ее снижение в целом по году (на 1,5-6 %) по скважинам: 103s2, 126, 132, 141s3, 145, 153, 149s2. По скважинам 128s2, 129s2, 137, 146, 156, 151, 144s2, 131s2, 140s2 - обводненность не изменилась; продукция скважин 151, 140s2 и 144s2 - по-прежнему безводная. Это обусловлено уменьшением текущей компенсации в целом по залежи. В скважине 152 снижение обводненности составило 22 %, и связано с ГТМ по изоляции заколонного перетока.

Увеличилась обводненность на 2-11 % по скважинам 101, 123s2, 127, 130s3, 134, 135s3, 142, 148, 44, 45s2, 125s2. Данные скважины сконцентрированы в основном в сводовой восточной части залежи, где располагаются (как было указано выше) “малообводненные” скважины. Увеличению обводненности по данным скважинам способствовало увеличение объемов нагнетания в центральной части залежи в 2014 г. почти на 15 усл. ед. (см. таблицу 1.12.1., скв.108, 110, 121). Таким образом, можно заключить следующее. Поскольку по результатам трассирования 2005, 2009 гг. было установлено, что вода, закачиваемая в нагнетательные скважины западной части залежи, движется в восточном направлении, а от восточных нагнетательных скважин - в западном (а объемы закачки в скважины восточные в 2,3 раза ниже, чем в скважины западные), то в восточной части залежи скважины менее обводнены из-за меньшей степени промытости каналов фильтрации. Однако, в настоящее время, скважины в восточной части залежи начинают обводняться более быстрыми темпами, т.к. там сосредоточены основные отборы и последние 2 года увеличивается объем нагнетания в центральной части залежи.

---

Распределение скважин по динамике обводненности на основе карты обводненности (по состоянию на 01.07.2014 г.) представлено на рисунке 3.2.

Самый быстрый темп обводнения в 2014 г. составил 11 % у скважины 135s3. По этой причине, при сохранившемся годовом отборе жидкости (18 усл. ед.), потери по нефти за год составили 1 усл. ед. По хим.составу вода близка к закачиваемой для ППД воде, обогащенная NaCl. Это свидетельствует об интенсивном промывании каналов фильтрации в направлении к данной скважине. Анализируя нагнетательный фонд, вероятнее всего в направлении скважины 135s3 потоки идут от высокоприёмистых скважин 117, 113, а также от скважин 108, 110 и 114.


Рисунок 3.2 - Распределение скважин по динамике обводненности в 2014 году
Рассматривая скважины с позиции изменения обводненности, хотелось бы отдельно отметить скважину 148. По данным МЭР, при дебите жидкости 68-72 т/сут, обводненность в 2014 г. изменялась в пределах 82,3-87,7 %, за сентябрь составила 87,3 %. Согласно замерам УЗМТ от сентября 2014 г., при дебите жидкости 65-76 т/сут, обводненность изменялась в пределах 32-95 % и в среднем составила 54 %. Таким образом, расхождение между МЭР и УЗМТ по обводненности составляют более 30%, при схожих дебитах жидкости. Данный вопрос поднимался на совещании по рассмотрению режима работы скважин на декабрь 2014 г. Согласно п.5 режимного протокола от 24.11.14 г. обводненность продукции следовало уточнить с помощью БУУМЖ в декабре. Данные работы проведены не были. По сему, вызывает сомнение закрытие МЭР по обводненности в данной скважине. Различие по обводненности в 30 % при дебите жидкости в среднем 70 т/сут, приводит в погрешности в учете нефти примерно в 20 т/сут (это практически в 2 раза больше текущего дебита нефти скважины). Учитывая, что скважина 148 находится в постоянной эксплуатации, то в пересчете на месяц погрешность составляет 600 т; в пересчете на год - 7200 т.

Кроме вышеупомянутой скважины 135s3, снижение добычи нефти в 2014 г. на 500-1800 тонн произошло по скважинам: 44, 125s2, 130s3, 134, 45s2 в связи с ростом обводненности по описанным выше причинам. Также уменьшение годовой добычи нефти на 1000 т произошло по скв.151 и связано со снижением дебита жидкости. Данная скважина переведена в КПЭС с 2012 г., после чего через несколько месяцев произошло снижение ее уровня до 2000-2200 м. При этом пластовое давление к 2015 г. выросло с 25,7 до 32,9 МПа. Это свидетельствует о том, что уменьшение добычи нефти может быть вызвано потерей продуктивности, для восстановления которой и рекомендуется выполнить интенсификацию с последующим переводом скважины на НВ-32.

---