Анализ состояния пластового давления
По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов:
- коэффициент работающей толщины - отношение работающей толщины к эффективной нефтенасыщенной перфорированной толщине пласта (определяется методами термометрии и расходометрии);
- коэффициент вторичного вскрытия - отношение эффективной перфорированной толщины к общей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;
- коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения - отношение работающей толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта;
- коэффициент заводняемой толщины – отношение заводняемой толщины ко всей эффективной нефтенасыщенной толщине пласта (определяется методами на приток и состав флюида: термометрия, расходометрия, влагометрия, резистивиметрия, плотностнометрия);
- коэффициент вытеснения по данным ГИС.
На объектах разработки БС1, БС2-3, БС4, средняя обводненность продукции которых составляет 94 – 95 %, поддерживаются средние забойные давления на уровне 13.4 – 14.0 МПа (средняя депрессия на пласт 6.9 – 7.6 МПа).
Рисунок 3.4 - Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласт БС1)
Рисунок 3.5 - Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласты БС2-3)
Рисунок 3.6 - Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласт БС4)
Рисунок 3.7- Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласт БС10)
Рисунок 3.8 - Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласт БС11)
Рисунок 23.9- Распределение забойных давлений в скважинах, оборудованных УЭЦН (пласт ЮС2)
Можно сделать вывод о том, что практически все скважины работают с забойными давлениями выше давления насыщения. Основной фонд скважин работает со следующими забойными давлениями:
– объект БС1 – 12.0 – 16.0 МПа (67.0 % скважин);
– объект БС2-3 – 12.0 – 16.0 МПа (86.3 % скважин);
– объект БС4 – 12.0 – 16.0 МПа (80.0% скважин).
Исследования по контролю за выработкой запасов пласта БС10 промыслово-геофизическими методами на 01.04.2016 года проведены в 550 добывающих, 210 нагнетательных и 15 контрольных скважинах.
В анализе выработки запасов использованы материалы интерпретации электрометрии скважин пробуренных на поздней стадии разработки в заводненных зонах пласта.
Эффективная нефтенасыщенная, толщина пласта изменяется в значительном диапазоне от 1.0 до 26.8 при средней толщине пласта 9.0 метров. Пласт имеет высокую вертикальную расчлененностью. Наиболее выдержанная по площади кровельная часть пласта. Нижняя часть пласта нередко залегает в виде отдельных линз продуктивных пропластков, что во - многом влияет на процесс вытеснения запасов нефти.
В целом пласт представлен коллекторами с различными фильтрационно-емкостными свойствами.
Перфорацией вскрыто 81% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.93. В процесс разработки вовлечено 75% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Отмечена определенная особенность в обводнении продукции скважин: после некоторого периода работы скважины практически безводной продукцией или небольшого содержания воды (до 12%) происходит резкое обводнение продукции скважины (до 80%). Это указывает на то, что закачиваемая вода с опережением продвигается по наиболее проницаемым и выдержанным по площади пропласткам, имеющим небольшую толщину. После прорыва нагнетаемой воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам резко снижается темп отбора нефти из продуктивных интервалов, по которым фронт продвижения нагнетаемых вод замедлен.
Поэтому отмечено, что с улучшением коллекторских свойств пласта и уменьшением расчлененности его толщины, увеличиваются показатели выработки.
Средний коэффициент заводнения толщины пласта БС10 по состоянию на
01.01.2016 года – 0.50. При этом наблюдается широкий диапазон изменения коэффициента заводняемой толщины по площади залежи нефти пласта БC10: от 0.07 до 1.00.
Все это указывает на значительную неравномерность продвижения закачиваемой воды по площади залежи нефти пласта БС10, то есть здесь образовались "языки" заводнения, приводящие к обводнению продукции определенных скважин. В результате наблюдаются зоны, в которых произошло значительное обводнение продукции скважин, в то время как соседние скважины работают с небольшим содержанием воды.
Такой характер продвижения нагнетаемой воды, преимущественно наблюдается в южной части месторождения и объясняется разновременностью ввода в эксплуатацию скважин.
Таблица 3.4- Показатели работы непрерывно работающего фонда скважин, оборудованных УШГН
| Показатель | Пласт | ||||||
| БС1 | БС2-3 | БС10 | БС11 | ЮС1 | ЮС2 | ||
| Количество скважин | |||||||
| Глубина спуска насоса, м | средняя максимальная минимальная | ||||||
| Динамический уровень, м | средний максимальный минимальный | ||||||
| Забойное давление, МПа | среднее максимальное минимальное | 12.0 16.7 8.8 | 16.0 17.4 14.9 | 13.2 21.1 8.5 | 12.3 19.2 9.3 | 12.9 | 17.4 22.7 13.9 |
| Депрессия на пласт, МПа | средняя максимальная минимальная | 8.9 12.2 4.3 | 3.7 6.0 3.6 | 10.0 13.6 2.5 | 10.9 13.9 4.0 | 14.6 | 11.1 14.7 5.9 |
| Средний дебит, т/сут | жидкости | 11.82 | 36.53 | 9.38 | 6.3 | 1.0 | 15.29 |
| Средний дебит, т/сут | нефти | 1.69 | 1.41 | 2.29 | 3.31 | 0.4 | 13.84 |
| Средняя обводненность, % | 93.91 | 95.43 | 74.92 | 58.84 | 38.33 |
Средний межремонтный период скважин, оборудованных УШГН, составил 540 суток, коэффициент эксплуатации скважин – 0.976, коэффициент использования – 0.947.
Таким образом, на месторождении отсутствуют значимые резервы увеличения текущих дебитов скважин по нефти за счет согласования режимов работы «пласт-скважина-насос» и создания больших депрессий на пласт.
Закачка воды в пласт БС10 начата в 1970 - 1972 годах. Бурение резервных и уплотняющих скважин осуществлялось в 1980 - 1993 годах. Еще до бурения уплотняющих скважин были созданы каналы ("языки") обводнения.
Контрольная скважина №3536К, пробуренная в сентябре 1999 года рядом с добывающей скважиной №452. Обводнение продукции скважины №452, на дату бурения контрольной скважины №3536К – 55%. Пласт БС10 в пробуренной контрольной скважине №3536К нефтенасыщен. Изменений в характере насыщения пласта БС10 в скважине №3536К спустя почти два года после бурения не отмечено.
В ближайшие нагнетательные скважины №№529, 530 закачка воды осуществляется соответственно с 1981 и 1982 гг. Закачено около 1.4 млн.м3.
С 2004 года в скважине №3536К по результатам исследований отмечается уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10. За шесть лет коэффициент нефтенасыщенности пласта уменьшился 0.61 до 0.51. Коэффициент вытеснения нефти составил 0.16. Обводнение продукции соседней скважины №452 на март 2016 года 59%.
Исследования углерод-кислородным методом позволили оценить текущее значение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10.
Данные исследований показывают, что процессом выработки охвачена вся толщины пласта БС10. Пласт вырабатывается не равномерно по разрезу и площади залежи. Коэффициент вытеснения по скважинам изменяется в диапазоне от 0.013 до 0.66. Аналогичная ситуация и с выработкой пласта по разрезу.
Таким образом, по площади плата БС10 наблюдается довольно сложный характер выработки. Здесь присутствуют и "языки" заводнения, и влияние структурного палеографического залегания пласта на процесс продвижения воды, и наличие гравитационного перераспределения нагнетаемой воды, и выдержанность (не выдержанность) отдельных продуктивных пропластков по площади залежи нефти (наличие отдельных продуктивных линз).
По данным электрометрии уплотняющих скважин пробуренных в 1993-97 годах, текущая нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 м до 9.2 м. Уменьшение коэффициента нефтенасыщенности пласта БС10 отмечается во всех уплотняющих скважинах. Коэффициент текущей нефтенасыщенности изменяется от 0.21 до 0.61. Среднее значение коэффициента вытеснения нефти по уплотняющим скважинам равно 0.31. Максимальное значение коэффициента вытеснения нефти - 0.70. При этом минимальное значение текущей (остаточной) нефтенасыщенности 0.21.
Источник обводнения продукции скважин - закачиваемая вода
При высокой расчлененности пласта организовать эффективное воздействие на каждый продуктивный пропласток чрезвычайно трудно. Поэтому практически во всех разрабатываемых зонах имеются пропластки, выработка запасов нефти которых происходит за счет собственной упругой пластовой энергии.
В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыто 87% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины 0.94 и изменяется в диапазоне от 0.41 до 2.42. В процесс вытеснения вовлечено 82% нефтенасыщенной толщины пласта.