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).