Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная – 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61).Залежь нефти второго блока елецкого горизонтаС начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисковая скв.36, эксплуатационные скважины 50, 60, 65, 66, 68. Эксплуатация второго блока елецко-задонской залежи Соколовского месторождения начата 7 июля 1976 г. вводом в разработку фонтанным способом добывающей скважины 36 с дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в декабре 1975 г. на глубине 2731 м и приведенное к отметке ВНК (-2634 м), составило 35,6 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление на блоке.Через полгода давление снизилось до 22,2 МПа (замер от 12.11.1976 г.), дебит нефти – до 1,25 т/сут и скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН) с дебитом 72 т/сут безводной нефти. Отбор нефти на эту дату составил 8788 т, на 1 МПа снижения давления было отобрано 670,8 т.В марте 1980 года в связи со снижением пластового давления до 17,9 МПа (замер от 03.1980 г), дебита нефти до 15 т/сут скважину перевели на ШГН. В мае 1983 года провели смену насосного оборудования (ШГН заменили на ЭЦН), затем через 15 дней работы вновь перевели на ШГН, через 7 дней работы вновь на ЭЦН, в марте 1984 – на ШГН.В сентябре 2004 года в продукции скважины появилась вода удельного веса 1,2 г/см³, начальная обводненность составила 27,3%. За четыре месяца скважина полностью обводнилась, дебит нефти снизился до 0,6 т/сут. По техническим причинам скважину ликвидировали.Всего скважиной отобрано 165,2 тыс. т нефти (67,7% всей добычи блока).30 сентября 1980 г. фонтаном с начальным дебитом 0,13 т/сут введена в эксплуатацию добывающая скважина 50. Начальное пластовое давление, замеренное 06.07.1980 года на глубине 2819 м и приведенное к ВНК (-2634 м), составило 32,06 МПа. На дату ввода скважины 50 пластовое давление в скважине 36, согласно глубинному замеру от 05.03.1980 г., составляло 17,89 МПа. Существенную разницу в величине пластового давления по двум скважинам можно объяснить тем, что скважиной 50 вскрыты пропластки, не вовлеченные в разработку скважиной 36.Фонтанным способом скважина 50 проработала до июня 1981 г. При работе фонтаном дебит нефти не превышал 0,03 т/сут, скважина практически простаивала. Перевод в июне 1981 г. скважины на механизированную добычу (ШГН) привел к увеличению дебита до 5-7 т/сут.Как показано на рисунке 2.7 скважина 50 работала на фоне постоянно снижающегося пластового давления. Начиная с 1986 г., когда давление снизилось до 18-19 МПа, скважину 50 перевели в периодический режим работы с дебитом 0,1 т/сут – 0,03 т/сут. В мае 1990 года в ходе ремонтных работ на глубине 2269 м выявлено нарушение эксплуатационной колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны в марте 1990 г. скважину 50 ликвидировали по техническим причинам. Всего скважиной отобрано 6,9 тыс.т нефти, что составляет 3,1% от всей добычи нефти по блоку.

---

На протяжении всего периода работы скважины 50, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.Рисунок 2.7 - Динамика пластового давления по скважинам елецкой залежи 2-го блока17 мая 1990 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 1 т/сут. введена в эксплуатацию добывающая скважина 60. Начальное пластовое давление, замеренное во время освоения 02.01.1990 г. на глубине 2750 м, в пересчете на ВНК (- 2634 м) составило 18,3 МПа, что соответствовало текущему в залежи (рис. 2.3).В октябре 1996 г. по причине полного обводнения (99%) скважину 60 перевели в контрольный фонд, в ноябре 2002 года, скважину перевели в ППД.Всего скважиной отобрано 880 т нефти, что составляет 0,4% добычи из блока.21 января 1991 г. фонтаном с начальным дебитом 10,5 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию добывающая скважина 66. Скважина пробурена в своде залежи, вскрыла наиболее продуктивный разрез общей нефтенасыщенной мощностью 25,2 м. Для эксплуатации елецких отложений провели перфорацию двух нефтенасыщенных пропластков верхней части разреза в интервале 2782,4-2785,4 м и 2793-2806 м.Начальное пластовое давление, замеренное 05.12.1990 г. на глубине 2700 м и пересчитанное на ВНК (-2634 м) составило 22,4 МПа, при среднем по залежи. Через четыре месяца работы, в мае 1991 г. в скважине 66 появилась вода (5-7%) с удельным весом 1,22 г/см³. В отдельные месяцы с целью регулирования уровня обводненности скважину эксплуатировали в периодическом режиме.На протяжении всего периода работы скважины 66, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.На 01.01.2012 г. скважина 66 находится в действующем фонде, работает с дебитом нефти 6,0 т/сут, жидкости 9,9% и обводненностью 39,1%. Всего скважиной отобрано 35,5 тыс.т нефти (14, 3% от всей добычи блока), 49 тыс.т жидкости.В феврале 1992 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 5,3 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию в интервале перфорации 2835-2846 м добывающая скважина 68. Начальное пластовое давление соответствовало текущему в залежи и составляло 17,5 МПа (на ВНК – 2634 м).В связи с низкими уровнями, уже через несколько месяцев после ввода, скважина переведена в периодический режим работы (Нд – 1600 м).

---

По состоянию на 01.01.2012 г. скважина 68 находится в действующем фонде, работает механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 5,4 т/сут, безводной нефти.Всего скважиной 68 отобрано 36,8 тыс.т (14,8

---

% от всей добычи залежи) безводной нефти.Скважина 36s2 пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины 1997м.При испытании в интервале 2724 – 2758 м (открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8 МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6).Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008 года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле 2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см³. Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в бездействии.В марте 1992 года после снижения давления в залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость составила 80-90 м³/сут, давление закачки – 16,2 МПа. В скважину закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см³.В процессе закачки приемистость снизилась до 36 м³/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа.Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7 тыс. м³ воды.В силу высокой расчлененности разреза и ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла 120-280%.На рисунке видно, что закачка в скважину 65 отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось, что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66.В меньшей степени закачка в скважину 65 оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65, добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня.С целью увеличения охвата вытеснением

---

, в ноябре 2002 года с приемистостью 21 м³/сут переведена под нагнетание обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18 МПа.

Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65 и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м, в соответствии с графикми изображенными на рисунках 2.8 и 2.9.



Рисунок 2.8 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»


Рисунок 2.9 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки»

В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои елецкого горизонта.

В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60 и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60 жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей степени принимает интервал 2794,4-2798 м.

В нагнетательной скважине 65 вода от закачки поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м, 2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора – 2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816 м.

По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%.

Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68.

Планировалось выработку остаточных запасов осуществлять действующими

добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в 2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65.

---