Второй период разбуривания межсолевой залежи нефти был начат в 1990 году и длился 6 лет. За это время в эксплуатацию было введено 17 добываю6щих скважин. Большая часть скважин вступала в эксплуатацию с дроздовских слоев елецкого горизонта и верхней части туровских слоев (компонента 2.2.2.3).

Основная выработка запасов в данной части залежи по состоянию на 01.01.2013 года осуществляется с нижней части дроздовких слоев елецкого горизонта (компонента 2.2.1.2) и с верхней части туровских слоев (компоненты 2.2.2.3, 2.2.2.4) елецкого горизонта (рис.2.27.). Вскрытая мощность коллекторов в интервале перфорации в скважинах южного участка залежи в среднем составляет 18 м. Коллектора данной части характеризуются пористостью 9% и нефтенасыщенностью - 80%. В северо-восточной части залежи, сосредоточены скважины добывающего фонда, годовая добыча которых в большей степени составляет 1000-2000 т нефти, в выработку в основном вовлечена верхняя часть дроздовских слоев елецкого горизонта (компонента 2.2.1.1), рис.2.27. В данной части залежи вскрытая мощность нефтенасыщенных коллекторов в среднем составляет 15 м. Коллектора в основном схожи с коллекторами южного участка, представлены пористостью в районе 7% и нефтенасыщенностью 81%. В северо-западной части залежи в эксплуатации находятся 4 скважины (121, 124, 58 и 91) годовая добыча которых превышает 3.0 тыс. т нефти в год. А также скважины 9001 и 108, годовая добыча которых составляет 1,813 тыс. т и 1,355 тыс. т., соответственно и скважина 95 - годовая добыча 2,661 тыс. т. В 2012 году в северо-западной части, как уже описывалось выше, введена в эксплуатацию новая добывающая скважина 94n, отличающаяся высокой производительностью - 490 т в месяц в периодическом режиме эксплуатации фонтанным способом. Продукция скважин 121, 124 и 58 безводная. Как видно из рис.2.27. выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 года в основном осуществляется с дроздовских слоев елецкого горизонта (компоненнты 2.2.1.1 и 2.2.1.2) и с верхней части туровских слоев (компонента 2.2.2.3). С вводом в эксплуатацию новой добывающей субгоризонтальной скважины 94n в эксплуатацию вовлечены коллектора средней части туровских слоев елецкого горизонта (компонента 2.2.2.4). Мощность вскрытых перфорацией отложений наименьшая, по сравнению с остальными участками межсолевой залежи. Коллектора северо-западной части отличаются от южного и северо-восточного участков пониженной нефтенасыщенностью - 78%, пористость которых составляет 8%. Годовая добыча данной части залежи составляет 22,3 % от всей добычи.

На межсолевой залежи нефти можно выделить ряд взаимодействующих скважин. Так организованная закачка воды в нагнетательную скважину 63 влияет на добывающие скважины 62,90,83 и 34. Закачка воды в скважину 111r оказывает влияние на добывающую скважину 84, закачка воды в скважину 100 - на скважины добывающего фонда 65 и 16, скважина 67 - на скважины 68,82,69,35 и нагнетательная скважина 59 оказывает влияние на скважины добывающего фонда 70 и 35. Схема расположения скважин представлена на рис.2.28. Как видно из рис.2.28. продвижение фронта воды от внутриконтурных нагнетательных скважин происходит в основном в южном направлении.

В нагнетательной скважине 111r жидкость от закачки поступает в основном в интервал 2688,5-2698 - 84 % (петриковский горизонт, первый ствол). Во второй ствол поступает 16 % жидкости в интервалы: 2716,8-2718,6 м, 2719,2-2719,8 м, 2724-2725,2 м, 2732-2734 м (елецкий горизонт).

В нагнетательной скважине 67 по результатам комплексных исследований жидкость от закачки поступает по затрубному пространству (за НКТ) в интервалы 2763-2765 м и 2689-2733 м (елецкий горизонт). В лучшей степени принимает интервал 2724-2733 м (компонента 2.2.2.3, елецкий горизонт, туровские слои).

В нагнетательной скважине 87 по данным комплексных исследований жидкость от закачки поступает в интервал 2649-2672,6 м (елецкий горизонт, туровские слои) и ниже глубины дохождения прибора. Также отмечается поступление воды от закачки за НКТ в вышележащие изолированные интервалы перфорации 2612-2619 м (елецкий горизонт, дроздовские слои, компонента 2.2.1.1) и 2622-2632 м (елецкий горизонт, дроздовские слои, компонента 2.2.1.2). Как видно по результатам ПГИ, основной объём закачиваемой воды поступает в елецкий горизонт.

В структуре обводнённых скважин выделяются три группы:

· первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а также техническая вода, используемая для промывки скважин);

· вторая - скважины работающие стабильно с нулевой обводнённостью;

· третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции.

Таким образом, на выработку запасов межсолевой залежи нефти существенное влияние оказывает строение коллектора, который в отличии от каверново-порово-трещинных коллекторов большинства месторождений Припятского прогиба, 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.

2.2.5 Залежь нефти лебедянского горизонта

Залежь нефти лебедянского горизонта пластовая, литологически ограниченная. Характерной особенностью геологического строения залежи нефти лебедянского горизонта является малая нефтенасыщенная толщина при довольно значительной площади залежи. Выработка запасов в основном велась только в северо-западной части залежи скважинами добывающего фонда 1, 105, 54, 92 и 102. Скважиной 56 выработка запасов велась в юго-восточной части залежи. Центральная часть залежи в разработку вовлечена не была.

О характере выработки запасов залежи нефти лебедянского горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2013 года (таблица 2.8):

Таблица 2.8 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда скважин залежи нефти лебедянского горизонта

По данным эксплуатации скважин добывающего фонда можно отметить следующее:

максимальные объёмы добычи нефти были достигнуты в первые годы разработки залежи нефти лебедянского горизонта и с организацией на залежи системы поддержания пластового давления;

как видно из таблицы основной объём добытой нефти обеспечили скважины 1, 54 и 92, обеспечивающие выработку запасов в северо-западной части залежи и имеющие максимальные значения нефтенасыщенных толщин, по отношению к другим скважинам добывающего фонда.

безводный период эксплуатации залежи длился на протяжении 17 лет, за это время было отобрано 72 тыс. т нефти;

вода в продукции скважин впервые появилась спустя семь месяцев с момента организации на залежи нефти лебедянского горизонта системы поддержания пластового давления (05.1987 г. - организована система ППД,

12.1987 г. - первое появление воды в продукции скважин). Первое появление воды отмечено в добывающей скважине 1, которая по своему положению находится ближе остальных скважин добывающего фонда к нагнетательной скважине 43. Дальнейшее обводнение продукции скважин добывающего фонда происходило постепенно и напрямую зависело от удаленности скважины от скважины 43 и от расстояния между нижними дырами перфорации скважины и отметки ВНК (-2457 м).

Данный факт свидетельствует о том, что весь объём закачиваемой в залежь воды распространялся по всему периметру залежи. И не исключено, что при вовлечении в разработку центральной части залежи, скважины, вводимые в эксплуатацию, будут вступать с обводненной продукцией.

По состоянию на 01.01.2013 залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Особенностью является её периодическая разработка. Закачка воды на залежи ведётся при остановленном добывающем фонде.

2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Залежь нефти семилукского горизонта

Залежь нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. По состоянию на 01.01.2013 отбор нефти составляет 110,296 тыс. т нефти или 48 % от НИЗ (229 тыс. т). Обводненность продукции добывающего фонда - 45,6 %. Однако судить о реальной обводненности продукции скважин добывающего фонда достаточно сложно, так как эксплуатация скважин сопровождается постоянными технологическими обработками пресной водой.

В настоящее время разработка залежи осуществляется без системы поддержания пластового давления. Скважина 74 осуществляет закачку воды в залежь нефти воронежского горизонта, а скважина 80 находится к добывающему фонде и эксплуатирует залежь нефти петриковско-задонского горизонта.

По состоянию на 01.01.2013 в залежь нефти семилукского горизонта закачано 357,3 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отборов закачкой составляет 139 %.

Анализируя график накопленной разности между объёмами закачиваемой в залежь нефти семилукского горизонта воды и отборами жидкости в пластовых условиях и поведением пластового давления в добывающих скважинах (рис.2.29.) можно сделать следующие выводы:

с момента организации на залежи нефти семилукского горизонта закачки воды в нагнетательную скважину 74 объёмы закачиваемой воды быстрыми темпами компенсировали объёмы отбираемой продукции. Спустя год с момента организации закачки накопленная разность стала равной нулю. Основываясь на теории, к моменту достижения накопленной разности между объёмами закачиваемой воды и отбором жидкости нулевого значения, пластовое давление должно быть на уровне начального. В данном случае с момента организации закачки пластовое давление в первую очередь начало восстанавливаться в скважине 77, которая ближе остальных находится к нагнетательной скважине 74. В остальных же скважинах только спустя несколько лет с момента организации системы поддержания пластового давления начинается заметный рост. Пластовое давление в добывающей скважине 77 достигает значения начального к тому моменту, когда объёмы закачиваемой в залежь воды превышают отборы на 125 тыс. м³.

Ситуация с превышением объёмов закачиваемой воды над отборами и не восстановлением пластового давления может быть в нескольких случаях:

1. Учёт закачиваемой воды не соответствует фактическим объёмам закачиваемой воды.

2. При пересчете объёма отбираемой продукции в пластовые условия используются некорректные параметры (плотности и объёмного коэффициента).

3. Часть объёма закачиваемой воды вытесняется за пределы залежи.

В данном случае, превышение объёмов закачки над объёмами отобранной пластовой продукции, предположительно связано с тем, что часть закачиваемой воды уходила на воронежскую залежь нефти, либо выше в межсолевую залежь Давыдовского месторождения.

Как уже описывалось выше, судить о характере воды, добываемой из залежи нефти семилукского горизонта достаточно сложно. Впервые вода в продукции скважин появилась задолго до организации на залежи системы поддержания пластового давления. И дальнейшее её появление имеет периодический характер. И до настоящего времени процесса устойчивого обводнения скважин добывающего фонда не наблюдается.

На рис.2.30. представлена зависимость обводненности продукции добывающего фонда от степени извлечения начальных балансовых запасов. Как видно из графика резкое увеличение обводненности наблюдается при степени извлечения в 14 %, что связано с вводом в эксплуатацию добывающих скважин 122 и 18 и соответственно увеличением добычи. В настоящее время наблюдается снижение обводненности в целом по залежи, однако судить о реальной обводненности продукции достаточно сложно в связи с производимыми технологическими обработками пресной водой. В целом реализуемую на залежи нефти семилукского горизонта систему разработки можно считать эффективной, однако для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов требуется увеличение добывающего фонда скважин и организация системы поддержания пластового давления.

Залежь нефти воронежского горизонта

Залежь нефти воронежского горизонта находится на третьей стадии разработки. Разработка залежи осуществляется с системой поддержания пластового давления, организованной в 2006 году вводом под нагнетание скважины 74. Таким образом, учитывая текущую ситуацию на залежи воронежского горизонта Давыдовского месторождения, хотелось бы отметить следующее: Организованная на залежи система поддержания пластового давления оказалась недостаточно эффективной и привела к быстрому росту обводненности продукции скважин добывающего фонда. Остановка нагнетания привела к сдерживанию роста обводненности, но анализируя изменения показателей эксплуатации скважин добывающего фонда, учитывая отсутствие эффекта при попытке проведения геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности, сам собою напрашивается вывод, что залежь нефти воронежского горизонта уже практически полностью обводнена. В сложившейся ситуации дальнейшую разработку залежи рекомендуется осуществлять в текущем режиме, без попыток увеличения отборов и без ввода под нагнетание скважины 74.

Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

По состоянию на 01.01.2013 года разработка межсолевой залежи нефти осуществляется с помощью 36 добывающих скважин с организацией системы поддержания пластового давления путём закачки воды в 11 нагнетательных скважин.

Реализуемая на залежи система заводнения внутриконтурная очаговая. Сетка скважин достаточно плотная (19 га/скв), что обусловлено особенностями геологического строения и коллекторскими свойствами пластов.

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.

Так по добывающим скважинам расположенным вблизи очагов нагнетания значения пластового давления на порядок выше, нежели в скважинах расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания.

Что касается обводнения скважин добывающего фонда, то на залежи петриковско-задонского горизонта выделяются две группы обводненных скважин:

с постоянно обводненной продукцией;

скважины, вода в продукции которых появляется периодически. Оценить реальную обводненность данных скважин достаточно сложно. Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (около 13-16 тыс. м³ в год).

В целом применяемая на межсолевой залежи нефти система разработки достаточно эффективна.

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 % (рис.2.31).

Исходя из значения показателей разработки можно предположить, что залежь нефти петриковско-задонского горизонта в настоящее время 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.

Совокупность таких факторов, как внутриконтурная очаговая система заводнения, щадящие темпы отбора (2-4 % от НИЗ в течение всего периода разработки) позволяют работать с малой обводненностью добываемой продукции (23-25 %), достаточно высокими среднесуточными дебитами добывающего фонда скважин (6 т/сут и более). Существующая на залежи система поддержания пластового даления требует усиления. В связи с этим по ряду действующих скважин нагнетательного фонда проводят интенсифицирующие мероприятия. На 2013 год запланировано бурение второго ствола из скважины 31s2 в с северной части залежи, на 2014 год планируется бурение новой нагнетательной скважины 96 с целью усиления системы ППД в северо-западной части залежи.

В целом реализуемая система разработки межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в настоящее время оценивается как эффективная. График, подтверждающий эффективность данной системы приведен на рис.2.32.

Для более надежного контроля за процессом выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи нефти, обеспечения равномерности вытеснения нефти водой, обеспечения возможностей регулирования технологических процессов и др. рекомендуется проведение как можно большего количества гидродинамических, физико-химических промыслово-геофизических исследований.

Залежь нефти лебедянского горизонта

Залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. Разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществляется с системой поддержания пластового давления путем закачки воды в единственную нагнетательную скважину 43.

Система поддержания пластового давления организована в мае 1987 года, что сразу же отразилось на изменении энергетического состояния в залежи. Давление по добывающему фонду восстановилось практически до начального, что привело, соответственно, к увеличению отборов С организацией на залежи нефти лебедянского горизонта системы ППД в продукции скважины отмечается и первое появление воды. При этом из залежи нефти было отобрано 8 % от начальных балансовых запасов (897 тыс. т нефти) (рис.2.33). Первой вода появилась спустя 7 месяцев с момента организации закачки в добывающей скважине 1, наиболее близко расположенной к нагнетательной скважине 43, и у которой расстояние между нижними дырами перфорации и ВНК значительно меньше, чем в других скважинах.

Дальнейшее обводнение скважин напрямую зависело от местоположения добывающих скважин относительно контура нефтеносности и нагнетательной скважины.

Характерной особенностью разработки залежи нефти лебедянского горизонта является тот факт, что при больших объёмах закачки и их неравномерном распределении, происходит прорыв закачиваемой воды к добывающим скважинам, что в свою очередь приводит к резкому обводнению скважин и, как правило, выбыванию скважин из эксплуатации.

В настоящее время по причине полного обводнения из эксплуатации выведены добывающие скважины 102 и 54.

По состоянию на 01.01.2013 года разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществляется в периодическом режиме: закачка воды в нагнетательную скважину 43 осуществляется при остановленном добывающем фонде. Такое осуществление разработки положительно сказывается на энергетическом состоянии залежи. Пластовое давление, замеряемое в скважинах и пересчитанное по уровню, в среднем восстанавливается на 2-4 МПа. При этом закачка ведется в течение 2-х месяцев, объём закачки воды составляет порядка 5 тыс. м³ (2009-2010 гг.). Данного объёма воды достаточно для стабильной работы добывающего фонда в период ведения отборов.

В целом реализуемую на залежи нефти лебедянского горизонта существующую систему разработки можно охарактеризовать как эффективную.

2.4 Мероприятия по улучшению состояния разработки

С целью дальнейшей разработки залежи планируется бурение и ввод в эксплуатацию в 2014 году новой добывающей скважины 72.

На 2013 год запланирована организация системы ППД, путём осуществления одновременно-раздельной закачки воды в нагнетательную скважину 74, осуществляющей по состоянию на 01.01.2013 г. закачку на залежь нефти воронежского горизонта.

Залежь нефти воронежского горизонта

Дальнейшую разработку планируется осуществлять существующим фондом скважин (скв.75, 77 и 78) с дополнительным переводом в 2029 году с залежи нефти семилукского горизонта скважины 72. Закачку воды осуществлять в нагнетательную скважину 74.

Рекомендации: компенсацию в 2013 г. поддерживать на уровне 40 %; ввести в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта с применением технологии ОРЭ добывающую скважину 122, эксплуатирующую по состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения; скважина 76s3 - перевод на залежь нефти воронежского горизонта.

Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

Рекомендации по добывающемй фонду на 2013 год:

скважина 97 - внедрение технологии ОРЭ;

ввод новой скважины 101 Давыдовской из бурения с внедрением технологии ОРЭ;

скважина 124 - интенсификация;

скважина 65s2 - реперфорация, СКР;

скважина 57 - бурение КБС колтюбингом на деперессии;

скважина 17 - извлечение аварийных НКТ;

скважина 108 - бурение КБС колтюбингом на деперессии;

скважина 107 - ввод из бурения, СКР;

скважина 81s2 - переход на нижележащий горизонт;

бурение резервной скважины 113;

скв.109, 94 - ГРП;

скв.121, 124, 9001 - оптимизации - перевод с НВ32 на НВ38;

скв.54s2 - бурение бокового ствола.

Рекомендации на перспективу:

2014 год, согласно прогнозному графику строительства разведочных и эксплуатационных нефтяных скважин предусматривается бурение двух нагнетательных скважин 96 и 113n Давыдовских; проведение ПНП в скважинах нагнетательного фонда.

Залежь нефти лебедянского горизонта

Рекомендации на 2013 год:

с целью определения степени влияния нагнетательной скважины 102 Давыдовской на залежь нефти лебедянского горизонта рекомендуется по скважине повторить исследования на наличие заколонного перетока;

ввод добывающих скважин 97, 101 Давыдовских, технология ОРЭ (lb+ptr-zd_ск);

скважины 55, 57 Давыдовские - внедрение технологии ОРЭ, приобщение залежи нефти лебедянского горизонта;

скважина 56s2 Давыдовская - перевод с НВ-32 на НВ-38.

Глава 3. Эффектикность разработки петриковско-задонского горизонта давыдовского месторождения

Заключение