Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

30

56

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. История разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

1.1 История разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

1.2 История разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

2. Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации

2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского месторождения

2.2 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Южно-Сосновского месторождения

3. Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

3.1 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Давыдовского месторождения

3.2 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

4. Текущее состояние разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

4.1 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

4.2 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

5. Эффективность реализуемой системы разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений

5.1 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

5.2 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

6. Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

6.1 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

6.2 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

Заключение

Список использованных источников



Введение

Данная курсовая работа посвящена анализу разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений.

Объектами курсовой работы являются межсолевые залежи Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений.

Оба месторождения расположены в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь и приурочены к центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба. Они имеют сложное тектоническое строение. Здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлениями соляного тектогенеза.

Задачами курсовой работы являются:

а) анализ результатов исследований скважин и пластов;

б) определение характеристик продуктивности и режимов эксплуатации межсолевых залежей;

в) анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах;

г) изучение систем разработки межсолевых залежей и выбор наиболее эффективного варианта разработки на основе сопоставления геолого-технических показателей.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам путем определенного порядка размещения их на площади и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания их режима работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Основными элементами в системе разработки каждого эксплуатационного объекта (залежи) являются схема размещения эксплуатационных скважин на площади и их количество.

Важным фактором в системе разработки каждого нефтяного месторождения является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из месторождения за определенный промежуток времени.

В процессе анализа разработки залежей для правильности выводов о системах разработки месторождений необходимо:

1. анализировать работу эксплуатационных скважин;

2. производить расчет баланса отбор-закачка, используя промысловые данные;

3. выбирать рациональную систему разработки;

4. выбирать местоположения новых добывающих скважин, необходимых для полной выработки извлекаемых запасов;

5. строить и анализировать графики.



1. История разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

1.1 История разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В административном отношении Давыдовское и Южно-Сосновское нефтяные месторождения расположены в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь.

Давыдовское месторождение открыто в августе 1967 года трестом «Белнефтегазразведка». Месторождение приурочено к центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба.

На месторождении выделено шесть объектов разработки: саргаевская, семилукская, воронежская, лебедянская, елецко-задонская и петриковско-задонская залежи, но в данной работе рассматривается основная залежь - межсолевая.

Первой на месторождении открыта лебедянская залежь, стратифицированная на дату открытия как елецкая.

В сентябре 1967 поисковой скважиной №2 открыта залежь нефти в задонских отложениях.

В январе 1971 года по проекту УкрНИИПНД на Давыдовском месторождении начинается опытная эксплуатация задонской залежи.

В 1975 году месторождение вступает в промышленную разработку. В процессе разбуривания месторождения намеченной технологической схемой сеткой эксплуатационных скважин возникла необходимость корректировки проектных показателей, поскольку добывные возможности скважин не обеспечили запланированной добычи.

В 1978 году Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть составлена уточненная технологическая схема разработки с измененными показателями [1].

По состоянию на 1 января 1984 года Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по месторождению:

· геологические запасы нефти категории С1 - 11185 тыс. т;

· извлекаемые запасы нефти категории С1 - 5003 тыс. т.;

При коэффициентах нефтеизвлечения для задонских отложений 0,43.

На базе пересчитанных запасов в 1985 году составлен второй вариант уточненной технологической схемы разработки, который к 1994 году был практически реализован. Для дальнейшей эксплуатации месторождения возникла необходимость составления проекта разработки.

В 1990 году была пробурена поисковая скважина №1 Ново-Давыдовская на одноименную структуру. В ней были получены притоки нефти с пластовой водой. После уточнения структурных построений скважина оказалась в пределах Давыдовской межсолевой структуры - западный блок. До 1999 года скважина находилась в консервации. В 2000 году скважина была расконсервирована и введена в добычу. В 2009 году лабораторией подсчета запасов нефти и газа БелНИПИнефть были подсчитаны оперативные запасы по категории B+С1.

Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта восточного блока северного крыла осуществлялась в соответствии с «Проектом разработки» 1995 года. Залежь нефти петриковско-задонского горизонта западного блока северного крыла разрабатывалась согласно проекту пробной эксплуатации 2006 года.

По состоянию на 1 января 1994 года были пересчитаны запасы нефти и растворенного газа Давыдовского месторождения:

* геологические запасы нефти категорий В+С1 - 7754 тыс. т;

* извлекаемые запасы нефти категорий В+С1 - 2903 тыс. т.

По состоянию на 1 января 2011 года добыча нефти по петриковско-задонской залежи составила 107,317 тыс.т [2].

1.2 История разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

Промышленный приток нефти на Южно-Сосновском месторождении получен из межсолевых отложений в октябре 1976 года в результате бурения поисково-разведочной скважины №38.

Пробная эксплуатация начата в феврале 1977 года. С декабря 1982 года месторождение находится в промышленной разработке.

На месторождении выделен один объект разработки - залежь нефти петриковско-задонского горизонта. Разработка месторождения осуществлялась согласно “Дополнению к проекту разработки”, составленному в 2004 году. Технологические показатели разработки рассчитывались на 2005-2009 года.

По результатам бурения новых скважин и переинтерпретации материалов ГИС были изменены представления о геологическом строении межсолевой залежи и выработке ее запасов, что повлекло за собой уточнение геологической и гидродинамической моделей залежи. Также в 2010 году лабораторией оперативного мониторинга запасов «БелНИПИнефть» по состоянию изученности на 1 января 2010 года произведен оперативный пересчет запасов нефти Южно-Сосновского месторождения с использованием новых структурно-тектонических построений. В результате пересчета были подтверждены запасы, числящиеся на балансе.

В целом, по состоянию на 1 января 2011 года накопленная добыча нефти с начала эксплуатации по залежи Южно-Сосновского месторождения составила 7763.7 тыс. т., газа - 808.5 млн.м3.

По состоянию на 1 января 2011 года межсолевая залежь месторождения находится на четвертой стадии разработки, которая характеризуется постепенным падением добычи нефти с продолжающимся нарастанием обводненности продукции скважин [3].



2. Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации

На межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений были проведены исследования методом установившихся и неустановившихся отборов, а также манометрические замеры, по результатам которых были определены пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности [4].

2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского месторождения

ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважине №60 Давыдовского месторождения (рисунок 2.1.1).

Рисунок 2.1.1 - Индикаторная диаграмма скважины №60 Давыдовского месторождения



Индикаторная диаграмма скважины №60 имеет линейный вид. Это говорит о том, что фильтрация жидкости идет по закону Дарси.

По результатам ГДИ методом установившихся отборов коэффициент продуктивности составляет 75,97м3/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности - 2,97 м3/(сут*МПа*м).

ГДИ методом «подлива» были проведены на скважинах Давыдовского месторождения за период с 2000 по 2010 год. Результаты обработки полученных данных представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения по результатам исследований методом «подлива»

№ скважины	Залежь	Дата	Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
34s2	Рtr-zd	24.09.2006	12.53	1.57
70		17.10.2002	3.64	0.098
80		21.12.2001	3.13	0.211
82s2		17.11.2001	16.92	1.30
83		27.12.2000	7.43	0.56
104		21.03.2003	2.55	0.15
108		10.04.2003	0.55	0.037

По данным исследований среднее значение коэффициента продуктивности составляет 6,67 м3/(сут*МПа), удельного коэффициента продуктивности - 0,560 м3/(сут*МПа*м).

Распределение удельного коэффициента продуктивности по данной залежи представлено на рисунке 2.1.2.

Результаты исследований при неустановившейся фильтрации, получен-ные путем обработки кривых восстановления давления методом касательной, методом Хорнера, представлены по скважинам №54, 60, 87, 121 в период с 1988 по 2010 год.

По состоянию на 1 января 2011 года скважина № 87 находится в нагнета-тельном фонде, скважина №54 - переведена на лебедянский горизонт.

Распределение коэффициентов представлено на рисунках 2.1.3 - 2.1.5.

Оценить распределение коэффициентов гидро-, пьезопроводности, проницаемости не представляется возможным ввиду недостаточного количества информации [4].

Рисунок 2.1.2 - Распределение удельного коэффициента продуктивности по скважинам петриковско-задонской залежи Давыдовского месторождения



Рисунок 2.1.3 - Распределение коэффициента гидропроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения

Рисунок 2.1.4 - Распределение коэффициента пьезопроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения



Рисунок 2.1.5 - Распределение коэффициента проницаемости по скважинам Давыдовского месторождения

На межсолевой залежи Давыдовского месторождения проводились гидродинамические исследования с замером давлений глубинными манометрами за период 2000-2010 годов. В таблице 2.1.2 представлены результаты исследования по добывающему фонду скважин.

Таблица 2.1.2 - Результаты исследования скважин залежи нефти петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения

№ скв.	Рпл тек, Мпа	Рпл нач, МПа	Изм-е Рпл отн. Рпл нач, %	Изм-е Рпл за 2000-2010гг. %
16s2	17,35	31,7	-45.27	-21,40
17	13,81		-56.44	29,50
33	12,55		-60.41	-24,40
34s2	15.27		-51.8	-
35	25,76		-18.74	-
55	10,7		-66.25	-21,00
56	10,16		-67.95	1,00
57	10,34		-67.38	-35,70
58	19,92		-37.16	-
62	17,32		-45.36	-13,10
65	13,88		-56.21	-41,10
66	15,8		-50.16	-
68	15,62		-50.73	13,10
69	15,08		-52.43	-
70	15,1		-52.37	-
82s2	11,72		-63.03	-61,30
83	16,36		-48.39	-41,10
84	18,03		-43.12	-
85	15,81		-50.13	-
86	15,97		-49.62	63,80
88	19,3		-39.12	-
89	11,83		-62.68	-4,90
90	21,08		-33.50	31,20
91	24,48		-22.78	23,30
95	21,51		-32.15	-4,40
99	13,63		-57.00	22,10
104	12,77		-59.72	-24,60
106	18,07		-43.00	21,90
108	10,15		-67.98	-44,70
9001	13,35		-57.89	-11,40
Ср.знач.	15,8		-50.2

Изменение пластового давления за период 2000-2010 годов по скважинам петриковско-елецкой залежи Давыдовского месторождения представлено на рисунке 2.1.6.

Рисунок 2.1.6 - Изменение пластового давления по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения с 2000 по 2010 год

Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда представлены в таблице 2.1.3. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.

Таблица 2.1.3 - Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда межсолевой залежи Давыдовского месторождения

№ скв.	Дата	Рпл тек, МПа
53	14.09.2010	41,07
59	14.09.2010	44,33
63	14.09.2010	33,91
67	13.09.2010	38,17
79	13.09.2010	40,19
87	13.09.2010	41,16
100	15.09.2010	39,0
110	20.08.2009	40,41
111r	14.09.2010	39,33
Ср.знач.		39,73

По результатам исследований, проведенных на межсолевой залежи Давыдовского месторождения, можно сделать следующие выводы:

1. По результатам ГДИ методом «подлива» коэффициент продуктивности изменяется в пределах от 0,02 (скважина №55) до 1,77 м3/(м*сут*МПа), среднее значение составляет 0,38м3/(м*сут*МПа). Максимальный удельный коэффициент продуктивности отмечается по скважине №121, минимальный - по скважине № 55 Давыдовского месторождения.

2. По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,73м3/(м*сут*МПа), коэффициента гидропроводности - 50,88 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1758,24см2/с, проницаемости - 4,76*10-2 мкм2. Гидропроводность пласта для скважины №121 равна 1.342 мкмІ*см/мПа*с, проницаемость - 0.00156 мкм2.

По значению проницаемости пласт является низкопроницаемым.

3. По скважинам добывающего фонда Давыдовского месторождения наблюдается падение пластового давления. По состоянию на 1 января 2011 года среднее пластовое давление по данной залежи составляет 15,8 МПа, что на 50% ниже начального пластового давления. По скважинам №16s2, 33, 55, 57, 62, 65, 82s2, 83, 89, 95, 104, 108, 9001 отмечается падение пластового давления, по скважинам №17, 34, 56, 68, 86, 90, 91, 99, 106 - рост пластового давления.

4. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.

Подводя итоги нужно отметить, что снижение пластового давления по данной залежи свидетельствует о недостаточной эффективности системы поддержания пластового давления.

2.2 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Южно-Сосновского месторождения

ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважинах №44, 45, 47, 53, 101, 110, 117 Южно-Сосновского месторождения.

Для скважины № 44 индикаторная диаграмма в июле 1983 года имеет нелинейный вид и выпукла к оси дебитов (рисунок 2.2.1).

Рисунок 2.2.1 - Индикаторная диаграмма скважины №44 Южно-Сосновского месторождения

Существенное отклонение ИД от прямой линии - существенное уменьшение продуктивности - происходит при депрессии, равной приблизительно 0.4 МПа, которую можно считать оптимальной для скважины № 44 на дату снятия ИД. Увеличение депрессии приблизительно от 0.4 МПа до 1.6 МПа приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению продуктивности с 219.4 до 83.5 м3/(сут МПа).

Для скважины №45 индикаторная диаграмма имеет линейный вид (рисунок 2.2.2). Это говорит о том, что фильтрация жидкости идет по закону Дарси.



Рисунок 2.2.2 - Индикаторная диаграмма скважины №45 Южно-Сосновского месторождения

Аналогичные индикаторные диаграммы наблюдаются для скважин №47, 53, 101, 110, 117 Южно-Сосновского месторождения [4].

Результаты обработки индикаторных диаграмм скважин Южно-Сосновского месторождения приведены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-задонского горизонта Южно-Сосновского месторождения по результатам обработки индикаторных диаграмм

№ скважины	Залежь	Дата	Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
44	Ptr-zd	1983 г.	89,27	3,52
45		1982 г.	101,66	7,37
47		1980 г.	4,26	0,41
53		1981 г.	43,88	1,17
101		1980 г.	5,39	0,22
110		1984 г.	12,02	1,02
117		1983 г.	90,95	1,74

По результатам ГДИ методом установившихся отборов среднее значение коэффициента продуктивности составляет 49,63 м3/(сут*МПа*м), удельного коэффициента продуктивности - 2,21 м3/(сут*МПа*м).

ГДИ методом «подлива» были проведены на скважинах Южно-Сосновского месторождения с 2000 по 2010 год. Результаты обработки полученных данных представлены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-задонского горизонта Южно-Сосновского месторождения по результатам исследований методом «подлива»

№ скважины	Залежь	Дата	Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
100s3	Ptr-zd	25.04.2002	6,42	0,58
101		16.10.2002	9,62	0,40
102		21.04.2000	8,38	0,10
103s2		10.01.2003	32,95	2,53
114		25.09.2000	4,57	0,19
123s2		15.05.2003	6,07	0,32
124s2		10.06.2005	5,41	1,66
125		19.08.2002	30,72	0,85
126	Ptr-zd	28.09.2010	4,58	0,92
127		27.09.2000	2,51	0,11
128s2		26.02.2006	12,05	1,21
131s2		25.06.2002	28,05	4,0
133s3		09.10.2003	144,29	13,12
135s2		26.02.2005	12,35	0,95
137		18.10.2000	10,85	8,39
141s3		02.12.2007	13,62	0,49
142		05.02.2005	8,53	0,29
143		17.12.2002	26,63	0,68
144s2		27.12.2005	8,98	1,28
146		13.07.2000	10,49	6,96
149s2		17.05.2005	13,78	2,30
44		15.05.2002	5,48	0,34
45		06.07.2000	9,5	0,19
56s2		22.05.2004	22,27	3,59

По результатам ГДИ методом «подлива» среднее значение коэффициента продуктивности составляет 18,25м3/(сут*МПа), удельного коэффициента продуктивности - 2,14м3/(сут*МПа*м).

Распределение удельного коэффициента продуктивности по данной залежи представлено на рисунке 2.2.3

Рисунок 2.2.3 - Распределение удельного коэффициента продуктивности по скважинам Южно-Сосновского месторождения

Результаты исследований при неустановившейся фильтрации, полученные путем обработки кривых восстановления давления методом касательной, методом Хорнера, представлены по скважинам №44, 45, 47, 53, 101, 102, 110, 117, 119 с 1978 по 1985года.

По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,02м3/(м*сут*МПа), коэффициента гидропроводности - 43,3 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1341,2 см2/с, проницаемости - 0,0194 мкм2. Распределение коэффициентов представлено на рисунках 2.2.4 - 2.2.6.

Рисунок 2.2.4 - Распределение коэффициента гидропроводности по скважинам Южно-Сосновского месторождения

По данным ГДИ максимальный коэффициент гидропроводности отмечается по скважине №102, минимальный - по скважине №47.

Рисунок 2.2.5 - Распределение коэффициента пьезопроводности по скважинам Южно-Сосновского месторождения

По данным ГДИ максимальный коэффициент пьезопроводности отмечается по скважине №45, минимальный - по скважине №101.

Рисунок 2.2.6 - Распределение коэффициента проницаемости по скважинам Южно-Сосновского месторождения

По данным ГДИ максимальный коэффициент проницаемости отмечается по скважине №117, минимальный - по скважине №44.

Также на данной залежи проводились гидродинамические исследования с замером давлений глубинными манометрами за период 2000-2010 годов [4].

В таблице 2.2.3 приведены результаты исследования по добывающему и контрольному фонду скважин.

Таблица 2.2.3 - Результаты исследования скважин межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения с замером давлений глубинными манометрами

№ скв.	Рпл тек, Мпа	Рпл нач, Мпа	Изм-е Рпл отн. Рпл нач, %	Изм-е Рпл за 2000-2010 гг., %
100s3	27.85	55.2	-49.55	-30.3
101	26.85		-51.36	-18.5
102	28.65		-48.10	-28.5
103s2	28.24		-48.84	-10.6
123s2	27.66		-49.89	-15.8
124s2	25.18		-54.38	-14.9
125s2	27.36		-50.43	-3.9
126	28.5		-48.37	-4.1
127	29.6		-46.38	-20.9
128s2	28.49		-48.39	-13.5
129s2	28.18		-48.95	-2.9
130s3	26.39		-52.19	-9
131s2	29.27		-46.97	-9.3
132	29.15		-47.19	-12
133s3	30.03		-45.60	-5.2
135s3	28.22		-48.88	-
137	27.23		-50.67	7
140s2	22.44		-59.35	-34.2
141s3	29.83		-45.96	-7.7
142	30.11		-45.45	15.1
143	28.71		-47.99	-5.8
144s2	27.51		-50.16	-11.4
145	28.37		-48.61	-12.7
146	25.98		-52.93	-14.3
147s3	28.23		-48.86	-
148	27.53		-50.13	-16.9
149s2	28.26		-48.80	-8.9
150	48.1		-12.86	-2.9
151	25.39		-54.00	-20.3
153	28.57		-48.24	-
154	37.04		-32.90	-
44	28.07		-49.15	-15
45	27.75		-49.73	-14.4
48	33.68		-38.99	-6.1
Ср.знач.	28. 9		-47.7

Изменение пластового давления за период с 2000 по 2010 год по скважинам петриковско-задонской залежи Южно-Сосновского месторождения представлено на рисунке 2.2.12.

Рисунок 2.2.12 - Изменение пластового давления по скважинам межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения за 2000-2010 года

Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда представлены в таблице 2.2.4. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления составляет 51,23 МПа.

Таблица 2.2.4 - Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда Южно-Сосновского месторождения

№ скв.	Дата	Рпл тек, МПа
104	07.06.2010	49,43
108	05.07.2010	60,4
109	03.06.2010	42,11
110	07.06.2010	61,5
113	07.06.2010	47,17
114	07.06.2010	44,5
116	08.06.2010	42,27
117	08.06.2010	43,27
118	11.11.2009	57,24
119	08.06.2010	57,11
121	07.06.2010	57,43
47	07.06.2010	51,48
53	07.06.2010	57,95
56s2	08.06.2010	45,41
Ср.знач.		51.23

По результатам исследований, проведенных на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения, можно сделать следующие выводы:

1. По результатам ГДИ методом «подлива» удельный коэффициент продуктивности изменяется в пределах от 0,1 до 13,12 м3/(м*сут*МПа), среднее значение составляет 2,14 м3/(м*сут*МПа). Максимальный удельный коэффициент продуктивности отмечается по скважине №133s2, минимальный - по скважинам №102, 114, 127 Южно-Сосновского месторождения.

2. По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,02 м3/(м*сут*Мпа), коэффициента гидропроводности -43,3 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1341,2 см2/с, проницаемости - 0,0194 мкм2.

3. По скважинам добывающего и контрольного фонда Южно-Сосновского месторождения отмечается падение пластового давления.

По состоянию на 1 ноября 2010 года среднее пластовое давление по данной залежи составляет 28,9 МПа, что на 48 % ниже начального пластового давления. Наименьшее падение пластового давления (12,9 %) относительно начального показателя отмечается по скважине №150, наибольшее - по скважине №124s2.

4. За период 2000-2010 годов по скважинам добывающего и контрольного фонда пластовое давление снизилось на 13 %. Максимальное снижение пластового давления отмечается по скважине №140s2, по скважинам №137, 142 отмечается рост пластового давления.

5. По данным манометрических замеров среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 51,23 МПа.

Подводя итоги нужно отметить, что снижение пластового давления по данной залежи свидетельствует о недостаточной эффективности системы поддержания пластового давления.



3. Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

3.1 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В январе 1971 года скважина №2 введена в эксплуатацию фонтанным способом. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения и приведённое к отметке ВНК (-2511 м), составило 31,7 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление петриковско-задонской залежи.

Начальный период работы скважины №2 характеризовался снижением пластового давления, которое к июлю 1973 года составило 27,7 МПа. В дальнейшем наблюдался рост пластового давления до 31,1 МПа, что обусловлено перераспределением давления в залежи при низких отборах нефти.

В период с 1971 по 1974 год все скважины вводились с давлением ниже начального на 3-4 МПа и сопоставимым с текущим давлением в залежи (скважины №66, 63, 34). Несколько выше начальное пластовое давление отмечается для скважины №54, что указывает на ухудшение коллекторских свойств в северной зоне и затруднённую гидродинамическую связь по залежи (рисунок 3.1.1).

В период с 1975 по 1977 год пластовое давление постоянно снижалось и по состоянию на 1 декабря 1977 года составило 24,8 МПа.

В 1979 году на залежи нефти петриковско-задонского горизонта организовывается система поддержания пластового давления. Пластовое давление в залежи на дату организации системы поддержания пластового давления по отношению к начальному снизилось на 6,3 МПа и составило 25,4 МПа.

Поддержание пластового давления в приконтурной зоне, запланированное в технологической схеме, по состоянию на 1 января1995 года оказалось невыполнимо. Пластовое давление в залежи продолжало постепенно снижаться. К 1995 году пластовое давление по залежи нефти петриковско-задонского горизонта в среднем составило 19,3 МПа (рисунок 3.1.1).

В 1996 году с целью восстановления пластового давления была организована закачка во внутриконтурные скважины №59 и 63. Ввод под нагнетание данных скважин позволил увеличить объёмы нагнетаемой в залежь воды, что привело к стабилизации пластового давления в целом по залежи. Однако величина пластового давления (19,3 МПа в контуре нефтеносности) являлась недостаточной для стабильной работы насосного оборудования [5].

месторождение межсолевой нефтяной скважина

Рисунок 3.1.1 - Динамика пластового давления по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения

Низкая величина пластового давления требует увеличения закачиваемой в залежь воды. Увеличение объёмов закачиваемой воды положительно сказывается на энергетике залежи. Пластовое давление удерживается на уровне 20 МПа. Однако увеличение объёмов нагнетаемой воды приводит к росту обводненности скважин добывающего фонда и, как следствие, перевод скважин в контрольный либо бездействующий фонд.

За период с 1997 по 2000 год с целью усиления существующей системы поддержания пластового давления под нагнетание переводится скважина №100 (1998 год). Как уже отмечалось выше, пластовое давление в залежи удерживается на уровне 20 МПа, однако этого давления недостаточно для роста динамических уровней. По большинству скважин добывающего фонда продолжает наблюдаться снижение динамических уровней, что в свою очередь затрудняет работу насосного оборудования. С целью поддержания добычи нефти по скважинам добывающего фонда проводятся оптимизации насосного оборудования с доуглублением.

Существующая на данный момент система поддержания пластового давления требует усовершенствования.

По состоянию на 1 января 2001 года закачка воды в залежь осуществляется четырьмя нагнетательными скважинами №100, 63, 67 и 59. Организованная система поддержания пластового давления имеет ряд недостатков.

Условно залежь нефти разделяют на два участка: западный и восточный. Нагнетательные скважины №100 и 63 относят к западному участку, скважины №67 и 59 к восточному. По результатам исследований западный участок требует усиления системы поддержания пластового давления.

В период с 2004 по 2007 год пластовое давление в среднем по залежи продолжает удерживаться на уровне 20 МПа. Однако этого давления по-прежнему недостаточно для подъёма динамических уровней, которые остаются достаточно низкими: Ндин=400-2010 м, Нст=200-1600 м и, как следствие, глубины спусков насосов предельно допустимые.

Система поддержания пластового давления несмотря на стабильную ситуацию с отборами и постоянством пластового давления требует совершенствования и полного охвата залежи процессом вытеснения. В 2007 году для стабилизации пластового давления и увеличения охвата пластов вытеснением был увеличен фонд нагнетательных скважин.

В 2008 году существующая на залежи система поддержания пластового давления была усилена переводом под нагнетание скважины №79.

Таким образом нагнетательный фонд по состоянию на 1 января 2011 года составлял 9 скважин, из них скважины №67,87,79,63,100 и 110 расположены внутри контура нефтеносности с целью поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенных в сводовой части залежи. Скважины №59, 111r и 53 расположены вблизи контура нефтеносности и осуществляют закачку для поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенного в приконтурной зоне и на периферийных участках залежи [6].

Согласно замерам пластового давления, произведенным в скважине №121 в ноябре 2010 года, пластовое давление в пересчете на отметку ВНК составило 34 МПа. Данная величина значительно выше текущего пластового давления по залежи нефти петриковско-задонского горизонта (рисунок 3.1.1), а также превышает начальное пластовое давление в залежи (31,7 МПа). Это объясняется влиянием от закачки воды в нагнетательную скважину №53.

За последние семь лет отмечается стабилизация пластового давления в залежи на уровне 19-21 МПа. Текущее пластовое давление в контуре нефтеносности по состоянию на 1 января 2011 года составляет 21,8 МПа.

Важно отметить, что по добывающим скважинам, расположенным вблизи очагов нагнетания, значения пластового давления выше, чем в скважинах расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания Центральная часть залежи отличается более высокими пластовыми давлениями, обладает улучшенными коллекторскими и ёмкостно-фильтрационными свойствами (рисунок 5.1.1).

3.2 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

В начальный период разработки с 1977 по 1981 год в эксплуатацию фонтанным способом введено 11 добывающих скважин. Начальное пластовое давление в залежи, из замеренных в процессе освоения скважин №44, 45, 47 и 48 и приведенное к отметке ВНК (-3799 м), составило 55,2 МПа. Работа скважин сопровождалась интенсивным снижением пластового давления.

На рисунке 3.2.1. представлен график изменения пластового давления в залежи. Из графика видно, что поведение пластового давления по скважине №38 существенно отличается от поведения давления в остальных скважинах, находившихся в эксплуатации в этот период. Менее чем за несколько месяцев эксплуатации скважины №38 пластовое давление в ней снизилось с начального 54,2 МПа до 34 МПа.

Резкое снижение пластового давления в скважине №38 при небольших отборах может свидетельствовать об ухудшенных емкостно-фильтрационных свойствах коллекторов в зоне ее дренирования, а также о затрудненной гидродинамической связи этой зоны с остальной частью залежи. На это влияет близость расположения скважины №38 к приконтурной области залежи. Это подтверждается тем, что пластовые давления при вводе в эксплуатацию скважин №44, 47 и 48 оказались на уровне начального пластового давления в залежи (55,2 МПа) и близкими по значению, т.е. почти на 20 МПа выше, чем в скважине №38 [5].

Рисунок 3.2.1 График изменения пластового давления по скважинам Южно-Сосновского месторождения

Далее, после дострела в скважине №38 в апреле 1977 года вышележащих тремлянских и тонежских слоев задонского горизонта, а в 1983 году и дроздовских слоев елецкого горизонта пластовое давление по вышеуказанным скважинам уравнивается.

В скважинах, вновь вводимых в эксплуатацию (скважины №101, 102, 103, 53, 56 и 108), отмечено пониженное пластовое давление, близкое к текущему среднему давлению в залежи (рисунок 3.2.1), что свидетельствует о наличии хорошей гидродинамической связи в ней.

На 1 января 1982 года наблюдается снижение пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа. Поведение пластового давления - его резкое снижение - за период пробной эксплуатации (рисунок 3.2.1), свидетельствует об отсутствии влияния законтурной области на разработку залежи.

Таким образом, результаты пробной эксплуатации месторождения показали, что залежь разрабатывалась в условиях упруго-замкнутого режима. Отмечена хорошая гидродинамическая связь между различными участками залежи.

В 1984 году, 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 1983 годом на 1,4 МПа и составило 26 МПа.

В мае 1985 года выяснилось, что замеренное начальное пластовое давление в скважинах №117,119 и 121, расположенных в непосредственной близости от ВНК, оказалось гораздо выше принятого среднего давления в залежи и близким к давлению в нагнетательных скважинах (рисунок 3.2.1).

Происходило дальнейшее снижение пластового давления в залежи. В результате по состоянию на 1 января 1986 года пластовое давление в залежи снизилось до 25,4 МПа.

Из-за низкого пластового давления по ряду скважин при максимальной глубине спуска насоса отмечалась неустойчивая работа насосного оборудования. С целью создания условий, обеспечивающих устойчивую работу насосного оборудования и рост пластового давления, был ограничен месячный отбор нефти из залежи. Для проведения надежного и систематического контроля над состоянием пластового давления в зоне отбора скважины №114 и 125 переведены в контрольный фонд.

Начиная с 1986 года, пластовое давление по скважинам западного участка залежи также было несколько выше. Также, повышенные пластовые давления отмечены по скважинам в период эксплуатации ими тремлянских и тонежско-кузьмичевских слоев задонского горизонта (№116, 131, 140, 130, 141, 133, 143 и др.), что видно из рисунка 3.2.1.

В целом по залежи пластовое давление увеличилось на 2,8 МПа и по состоянию на 1 января 1987 года составило 28,2 МПа.

После роста пластового давления до 30,3 МПа по состоянию на 1 января 1988 года, в связи с увеличением отборов жидкости при сохранившемся объеме закачки, давление в залежи стало снижаться и к началу 1989 года составило 28,5 МПа (рисунок 3.2.1). В целом по залежи произошла стабилизация пластового давления на уровне 30 МПа.

В период с 1993 по 1994 год удалось не только стабилизировать пластовое давление в залежи, но и повысить его к началу 1995 года до 31 МПа.

Как видно из рисунка 3.2.2, после выхода на 100 % накопленную компенсацию среднее пластовое давление в залежи не превышало 32 МПа, что более чем на 20 МПа ниже начального, тогда как логично следовало бы ожидать не только полного восстановления пластового давления до начального, но и его превышение по отношению к начальному в случае дальнейшего увеличения накопленной компенсации.

В связи с тем, что накопленный объем закачанной воды в пластовых условиях по отношению к накопленной добычи жидкости постоянно увеличивался (текущая компенсация 120-150 %), наметилась тенденция к росту пластового давления в залежи. К концу 1998 года средневзвешенное пластовое давление в залежи достигло 34 МПа, обеспечивая тем самым, стабильную работу насосного оборудования.

К началу 2001 года удалось повысить пластовое давление в залежи до 34,9 МПа. Это максимальное значение пластового давления за весь период его восстановления закачкой. Однако в 2002 году из-за снижения компенсации со 120-130 % до 102 % давление в залежи снизилось на 1,7 МПа.

Пластовое давление в залежи в 2003-2005 годах было относительно стабильным и находилось на уровне 31-32 МПа (рисунок 3.2.1), однако, как видно из графика, по отдельным скважинам, расположенным на востоке залежи (скважины №137, 56s2, 142) было значительно ниже (20-26 МПа). Это могло быть обусловлено тем, что объемы закачки по участкам залежи были распределены неравномерно: в соотношении 60-65 % (на западе) и 35-40 % (на востоке).

Из графика поведения пластового давления (рисунок 3.2.1) видно, что в 2006 году произошло его снижение в среднем с 32 до 29 МПа. Это может свидетельствовать о том, что годовой компенсации 104 % недостаточно для поддержания пластового давления. С целью поддержания пластового давления объемы закачки в октябре, ноябре и декабре были увеличены.

По данным НГДУ, пластовое давление в залежи по состоянию на 1 января 2011 года составило 28,1 МПа, снизившись по отношению к началу 2010 года на 0,9 МПа, причем, на 0,7 МПа - за второе полугодие. Это может быть связано с тем, что за 2009 год нагнетательный фонд останавливали на гидродинамические исследования 4 раза (в январе, мае, августе и ноябре).

Снижение пластового давления в залежи отразилось на поведении динамических уровней в добывающих скважинах [7].

Необходимо отметить, что практически ежегодное (за последние 5-6 лет) снижение пластового давления в залежи не согласуется с текущей компенсацией отборов жидкости закачкой воды, которая превышает 100 %. Исходя из поведения пластового давления в залежи, можно предположить, что реальная текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды ниже фактической и ниже 100 %.

Рисунок 3.2.2 - График зависимости пластового давления от некомпенсированного отбора жидкости межсолевой залежи Южно-сосновского месторождения



4. Текущее состояние разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

4.1 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

По состоянию на 1 января 2011 года межсолевая залежь Давыдовского месторождения находится на границе между второй и третьей стадиями разработки и характеризуется сравнительно стабильными уровнями добычи нефти, небольшим нарастанием обводнения продукции при сохранении в действии почти всего фонда пробуренных скважин.

Накопленный отбор нефти - 2107,317 тыс. т, что составляет 61 % от начальных извлекаемых запасов (3441 тыс.т), накопленный отбор жидкости - 2395,292 тыс. т, остаточные извлекаемые запасы - 1333,683 тыс.т. Обводненность продукции скважин добывающего фонда составляет примерно 23 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,233 при проектном 0,380.

Текущее пластовое давление в контуре нефтеносности по состоянию на 1 января 2011 года составляет 21,8 МПа.

В настоящее время на Давыдовском месторождении добыча нефти ведется на скважинах № 16s2, 17, 33, 34s2, 35, 55, 56s2, 57, 58, 60, 62, 65s2, 66, 68, 69, 70, 80, 82s2, 83, 84, 85, 86, 88, 89, 90, 91, 93, 95, 99, 104, 106, 108, 121, 9001. Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления осуществляется через скважины № 53, 59, 63, 67, 79, 87, 100, 110, 111r. По состоянию на 1 января 2011года нагнетательная скважина №43 остановлена по технологическим причинам, скважина № 13s2 находится в контрольном фонде.

По состоянию на 1 января 2011 года в эксплуатации на межсолевой залежи нефти находится 34 добывающие скважины.

Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 33 %. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут - 45,5 % и 10-15 т/сут - 15 %. Скважина №106 (ЭЦН) работает стабильно с дебитом 20-25 т/сут и обводнённостью от 0 до 22 %.

Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс.т до 3 тыс.т. Причем, большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс.т работают 8 добывающих скважин (№58,60,66,88,89,91,104,106) [6].

Выработку запасов по площади залежи можно проследить по карте накопленных отборов нефти и жидкости, а так же закачки воды, которая представлена на рисунке 4.1.1.

Рисунок 4.1.1 - Схематическая карта накопленных отборов петриковско-задонского горизонта Давыдовского месторождения по состоянию на 1 января 2011 года

По распределению суммарных отборов нефти по скважинам добывающего фонда видно, что основная выработка запасов ведётся в южной и центральной частях залежи вблизи очагов нагнетания.

На выработку запасов межсолевой залежи нефти существенное влияние оказывает строение коллектора, который характеризуется как порово-каверновый со слабо развитой трещиноватостью. Это определило довольно плотную сетку эксплуатационных скважин 19 га на скважину и применение внутриконтурной закачки для поддержания пластового давления.

Применение внутриконтурной системы заводнения, щадящие темпы отбора являются особенностью разработки межсолевой залежи. Благодаря такому подходу к разработке данной залежи продукция добывающих скважин имеет невысокий процент содержания воды, несмотря на то, что разработка ведется с 1971 года.

Ещё одной характерной особенностью разработки межсолевой залежи нефти является проведение большого числа СКР (ГРП), с целью увеличения проницаемости призабойной зоны в добывающих скважинах и увеличения приёмистости в нагнетательных скважинах.

4.2 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

По состоянию на 1 января 2011 года Южно-Сосновское месторождение вступило в четвертую стадию разработки, характеризующуюся постепенным снижением добычи нефти при продолжающемся увеличении обводненности продукции.

Накопленная добыча нефти - 7763,7 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы - 1841,3 тыс.т, отобрано 80,8 % от НИЗ, текущий КИН 0,400 при проектном 0,495.

Пластовое давление на 1 января 2011 года составило 28,1 МПа.

В настоящее время на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения добыча нефти ведется по скважинам № 44, 45, 100s3, 101, 103s2, 123s2, 124s2, 125s2, 126, 127, 128s2, 129s2, 130s3, 131s2, 132, 133s3, 134, 135s3, 137, 140s2, 141s3, 142, 143, 144s2, 145, 146, 147s3, 148, 149s2, 150, 151, 153, 154 (ptr-zd). Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления осуществляется через скважины № 42 47, 53, 56s2, 104, 108, 110, 113, 114, 116, 117, 118, 119, 121. По состоянию на 1 ноября .2010 года нагнетательная скважина №109 остановлена по технологическим причинам, скважина № 102 - находится в контрольном фонде.

В целом на 1 января 2011 года межсолевая залежь вскрыта и опробована 80 скважинами, из них нефтяная зона - 73 скважинами, водонефтяная зона - 7 скважинами, законтурная зона - 7 скважинами.

Действующий фонд на 1 января 2011 года составляют 33 механизированных скважины, из которых 27 оборудованы ЭЦН и 6 скважин ШГН. Половина из добывающих скважин восстановлена боковыми стволами. Нагнетательный фонд на залежи составляют 14 скважин, 2 находится в контрольном фонде, 31 скважина ликвидирована. Скважины размещены в три ряда по сетке 300Ч400 м.

Практически все скважины, за исключением скважин №134, 140s2 и 151, дают в разной степени обводненную продукцию. Текущая обводненность добываемой продукции в среднем по залежи составляет 77,7%, ВНФ в поверхностных условиях - 0,6.

Большинство скважин фонда (70 %) эксплуатируются с обводненностью более 80 %; дебит нефти 55 % скважин - менее 10 т/сут. Дебит жидкости скважин изменяется в широких пределах. Наиболее высокопроизводительные (дебит жидкости 75-90 т/сут) скважины №100s2, 133s3, 145. Однако, ввиду достаточно высокой обводненности их продукции (80-94 %), дебиты нефти не превышают 5-15 т/сут [7].

Выработку запасов по площади залежи можно проследить по карте накопленных отборов нефти и жидкости, а так же закачки воды, которая представлена на рисунке 4.2.1.

Из рисунка видно, что основные отборы велись из центральной и восточной частей залежи, а нагнетание в больших объемах производилось в основном в скважины западного и центрального участков (скважины №104, 109, 113, 117, 108, 118). В результате, добывающие скважины западного участка, ввиду малой удаленности их от высокоприёмистых нагнетательных скважин, начали обводняться быстрее, чем скважины, расположенные на востоке залежи и более удаленные от них. В процессе разработки сформировались фильтрационные каналы от нагнетательных скважин западного и центрального участков к добывающим скважинам восточного участка, от скважин центрального участка - в западном направлении. В результате промытости основных фильтрационных каналов к 2010 году обводненность продукции скважин восточного и западного участков залежи выровнялась (около 75-80 %).

Как видно из карты накопленных отборов, наиболее выработанными являются восточный и центральный участки залежи (скважины №100, 103, 123, 101, 132, 134, 145, 146, 148, 44, 45 и др.), тогда как западная часть залежи в районе скважин 130, 131, 140 - практически не вырабатывалась.

Рисунок 4.2.1 - Схематическая карта накопленных отборов елецко-задонского продуктивного горизонта Южно-Сосновского месторождения по состоянию на 1 января 2011 года

5. Эффективность реализуемой системы разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений

Эффективность реализуемой системы разработки необходимо оценивать для выяснения адекватности реализуемой системы геолого-физическим и технологическим условиям данного месторождения: эффективности поддержания пластового давления, размещения скважин, плотности скважин, конструкции скважин, методов освоения скважин, способов эксплуатации и т.д. Особое внимание следует уделять недопустимости осложнений в процессе разработки.

5.1 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В настоящее время на межсолевой залежи реализуется система разработки залежи с поддержанием пластового давления. Система заводнения - внутриконтурная очаговая.

Межсолевая залежь нефти Давыдовского месторождения отличается от большинства залежей Припятского прогиба низкими фильтрационными характеристиками пластов, что обусловило ухудшенную гидродинамическую связь между скважинами сводовой части залежи с периферийной частью и законтуром.

Особенности геологического строения залежи непосредственным образом сказываются и на поведении пластового давления в скважинах добывающего фонда и на характере обводнения скважин.

По добывающим скважинам, расположенным вблизи очагов нагнетания, значения пластового давления выше, чем в скважинах расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания (рисунок 5.1.1).

В пределах данной залежи выделяются две группы обводненных скважин добывающего фонда:

-с постоянно обводненной продукцией;

- скважины, вода в продукции которых появляется периодически.

Оценить реальную обводненность данных скважин достаточно сложно в связи с проведением большого количества технологических обработок.

На протяжении последних 15 лет разработки годовые отборы нефти поддерживаются на уровне 65-70 тыс. т нефти, при этом темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2 % в год. Обводненность добываемой продукции не превышает 25 % (рисунок 5.1.2).

Рисунок 5.1.1 - Схематическая карта изобар залежи нефти петриковско-задонского горизонта Давыдовского месторождения по состоянию на 1 января 2011 года

Рисунок 5.1.2 - График изменения добычи нефти и обводненности добываемой продукции по межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В настоящее время межсолевая залежь находится на границе между второй и третьей стадиями разработки и характеризуется сравнительно стабильными уровнями добычи нефти, небольшим нарастанием обводнения продукции при сохранении в действии почти всего фонда пробуренных скважин [6].

Эффективность применяемой системы разработки показана на графике зависимости обводненности продукции от степени извлечения числящихся балансовых запасов нефти (рисунок 5.1.3).

Рисунок 5.1.3 - Зависимость обводненности продукции добывающего фонда скважин межсолевой залежи нефти от степени извлечения начальных балансовых запасов

На основании вышесказанного, можно сделать вывод о том, что применяемая система разработки на межсолевой залежи Давыдовского месторождения является достаточно эффективной.

Рекомендуется проведение как можно большего количества гидродинамических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для более надежного контроля за процессом выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи нефти, обеспечения равномерности вытеснения нефти водой и т д.

5.2 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

В настоящее время месторождение находится на четвертой стадии разработки, характеризующейся постепенным снижением добычи нефти при продолжающемся увеличении обводненности продукции.

Согласно выбранной системе разработки основные отборы велись из центральной и восточной частей залежи, а нагнетание в больших объемах производилось в основном в скважины западного и центрального участков.

В процессе разработки установлено, что приконтурная часть залежи характеризуется повышенной расчлененностью, резким уменьшением эффективных толщин, а по геофизическим и гидродинамическим данным - низкими емкостно-фильтрационными характеристиками [7].

Эффективность разработки межсолевой залежи можно оценить по графику зависимости обводненности продукции от степени извлечения числящихся балансовых запасов (рисунок 5.2.1).

В начальный период разработки наблюдался достаточно эффективный процесс вытеснения нефти: продукция скважин практически безводная. После достижения степени выработки запасов 5 %, годовые отборы жидкости были увеличены. Это отразилось на возрастании обводненности продукции (с 1984 по1985 год).

Увеличение годовой компенсации в 2,3 раза после достижения выработки запасов 12 % также способствовало росту обводненности продукции. В период достижения степени извлечения числящихся балансовых запасов 16-17 % происходит увеличение темпов роста обводненности.

Таким образом, из графика видно, что интенсификация процесса выработки запасов путем увеличения отборов жидкости и закачки воды негативно сказалась на выработке запасов, поскольку привела к интенсивному обводнению продукции скважин.