Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

курсовая работа

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

Делись добром ;)