2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Залежь нефти первого блока елецкого горизонта

С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисково-разведочные скважины 39, 54, 61 и эксплуатационная скважина 67. Нефть елецко-задонской залежи смолистая, высокопарафинистая (содержание смол 6,8%, парафинов 6,2%), что приводило к осложнениям в работе подземного оборудования и снижению дебита нефти скважин.

Эксплуатация елецко-задонской залежи 1-го блока Сосновского месторождения начата в марте 1977 г. вводом в работу скважины 39 фонтанным способом с начальным дебитом нефти 10 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное в процессе освоения в июне 1976 года на глубине 2758 м и приведенное к отметке ВНК (- 2617 м), составило 34,8 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление на I блоке. Через четыре месяца эксплуатации, при отборе из залежи 1373 т нефти, давление снизилось до 25,85 МПа (замер от 12.08.1977 г), дебит нефти до 0,3 т/сут и скважина прекратила фонтанирование (рисунок 3.2.1). На 1 МПа снижения давления отобрано 153,4 т нефти.

В августе 1977 года скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН), дебит увеличился до 20 т/сут безводной нефти. С таким дебитами скважина эксплуатировала залежь до июня 1978 года, после чего дебит нефти снизился до 5-3 т/сут., пластовое давление, замеренное 29.07.1978 г. составило 28,9 МПа.

В июне 1978 года, предварительно выполнив ремонтно-восстановительные работы и перфорацию в интервале 2810- 2865 м, ввели под нагнетание скважину 14. Закачку воды в скважину 14 проводили до декабря 1983 года. Всего в скважину 14 закачали 1218290 м³ воды. Закачка в скважину 14 не отразилась на увеличении пластового давления в добывающей скважине 39 (рис. 2.1).

Рис. 2.1 - График эксплуатации скважины 39

На рис. 2.1. видно, что в период закачки воды дебиты нефти увеличились. С другой стороны увеличение дебитов по скважине 39 можно объяснить НСКО и сменой насосного оборудования, выполненного в декабре 1979 г, после которого дебит нефти с 5,7 т/сут увеличился до 13-21 т/сут.

В процессе работы скважины с целью восстановления дебита в скважине проводили работы по интенсификации притока и смене насосного оборудования.

Проводимые в последующем в скважине мероприятия по интенсификации притока позволяли достичь непродолжительного эффекта (рис.2.1.).

На 1.01.2012 г. скважина 39 работает с дебитом нефти 4,2 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, динамический уровень - 1700 м. Скважиной отобрано 64,7 тыс.т нефти, 65,3 тыс.т жидкости. Одной скважиной 39 из залежи отобрано 49,4% начальных извлекаемых запасов нефти и 75,8% всей добычи из залежи.

В феврале 1982 г., для эксплуатации елецкого горизонта в работу фонтанным способом введена скважина 54. Начальный дебит составил 0,4 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное на момент ввода скважины в эксплуатацию (02.1982 г.) составило 26,8 МПа.

Уже через месяц, 18 марта 1982 г, в связи с низким дебитом, скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН). Дебит нефти после перевода увеличился до 4,8 т/сут.

Так же как и в скважине 39, работа скважинного оборудования осложнялась из-за парафино-смолистых отложений. Для восстановления дебита, в основном, проводили смену насосного оборудования.

Всего скважиной отобрано 20 тыс.т нефти. На участке залежи, дренируемом скважиной 54, начальные извлекаемые запасы, согласно геологическому моделированию, составляют 25 тыс.т. Если учесть, что скважина дренировала как свой участок, так и основной через проводящий разлом, то со своего участка скважина отобрала 14 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы на участке дренирования скважины 54 составляют 11 тыс.т.

Рис. 2.2 - Показатели работы скважины 39 в 2011 году

Скважину 67 ввели в эксплуатацию механизированным способом (НГ-28) в сентябре 1991 г. с дебитом 0,2-6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 06.04.1991 г. на глубине 2830 м составило 27,3 МПа, в пересчете на ВНК (-2617м) - 27,3 МПа.

Скважина пробурена на крыле залежи, вскрыла два пропластка елецких отложений (дроздовские слои) общей мощностью 11 м, открытая пористость которых составляет 5%. В силу низких коллекторских характеристик, скважина низкопродуктивная, эксплуатировалась в периодическом режиме.

С целью увеличения продуктивности выполнялись работы:

- 01.1993 г. в скважине провели опытно-экспериментальные работы - дренирование УОС. По данным работ Кпрод - 0,28 м³*сут*МПа.

- 05.1993 г. перестреляли (ПКО) интервалы 2843-2847 м и 2853-2860 м, затем провели соляно-кислотную обработку.

В итоге работы были неэффективны, в июне 1993 г. эксплуатация скважины была прекращена из-за низкого дебита. До декабря 1993 г скважина находилась в бездействии, в декабре 1993 г была законсервирована. В 1995 г скважину ликвидировали, ликвидационный мост установлен в интервале 2625-2880 м.

Всего за два года эксплуатации скважиной отобрано 100 т нефти.

К январю 1992 года из залежи отобрали 50,4 тыс.т безводной нефти или 39,4% от начальных извлекаемых запасов. Отсутствие системы поддержания пластового давления привело к снижению пластового давления до 13,6 - 13,9 МПа в скважинах 39, 54 и до 7,7 МПа в скважине 67. Давления пересчитаны по статическому уровню и не отражают истинной величины пластового давления в залежи.

Динамические уровни на начало 1992 года составляли: в скважине 39- 1300 м, в скважине 54 - 1440 м, в скважине 67- статический уровень составлял 1780 м.

Рис. 2.3 - График изменения пластового давления по скважинам 1-го блока елецкой залежи

В связи с низкими уровнями в январе 1992 года ввели под закачку воды нагнетательную скважину 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои) до декабря 1995 года, всего в скважину закачали 184,4 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях на 1.01.1996 г. составила 190,8%.

Проводимая в скв.61 закачка значительного влияния на динамику пластового давления в залежи не оказала. На рис.2.3. и рис.2.4. представлены графики показателей разработки и баланс отбора жидкости и закачки воды в пластовых условиях. На рисунке видно, что в период закачки в скважину 61, рост пластового давления не наблюдался.

Рис. 2.4 - Показатели разработки I блока елецко-задонского горизонта Сосновского месторождения с учетом закачки в скв. 61

На рисунках 2.5. и 2.6. видно, что в период закачки в скважину 61 уровни в скважинах 39 и 54 продолжали снижаться.

Рис.2.5 - График изменения динамических и статических уровней по скважине 39

Рис. 2.6 - График изменения динамических и статических уровней по скважине 54

В связи с отсутствием эффекта от закачки, а также по техническим причинам с декабря 1995 г. закачка в скв.61 прекращена. Всего в скважину закачано 184,4 тыс.м³ воды. По состоянию на 01.01.2012 г. скв.61 используется в качестве поглощающей.

В июле 2006 г. с начальной приемистостью 98,6 м³/сут под нагнетание переведена добывающая скв. 54. В процессе закачки, приемистость скважины снизилась до 14 м³/сут при постоянном давлении нагнетания 18,5 МПа. С целью увеличения приемистости в декабре 2008 года в скважине выполнили СКР. В результате работ, приемистость восстановили до 96,7 м³/сут. Повторные работы по увеличению приемистости (СКО) провели в январе 2010 года. Приёмистость с 7,5 м³/сут увеличилась до 20 м³/сут.

Закачка в скважину 54 отразилась на подъеме уровней в скважине 39 с 1610 м (замер от 07.08.2006 г.) до 1140 м (замер от 22.12.2009 г.).

С начала разработки в залежь первого блока елецко-задонского горизонта закачано 199,7 тыс. м³ воды (без учета скважины 14). Текущая компенсация в период закачки в скважину 61 достигала 1900%. С начала закачки в скважину 54 (с 2006 года по 2008 год), текущая компенсация поддерживалась на уровне 90% - 110%. В 2011 году текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях изменялась от 40% до 172%, в среднем за год составила 91,8%.

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на залежи сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.1.

Фактическая добыча нефти не соответствует проектной, так как в результате восстановления скважины 67 вторым стволом планировалось получить дебит 7 т/сут, фактический дебит составил 0,5-1 т/сут.

Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы - 45,7 тыс. т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (первого блока елецкого горизонта)

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61).

Залежь нефти второго блока елецкого горизонта

С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисковая скв.36, эксплуатационные скважины 50, 60, 65, 66, 68. Эксплуатация второго блока елецко-задонской залежи Сосновского месторождения начата 7 июля 1976 г. вводом в разработку фонтанным способом добывающей скважины 36 с дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в декабре 1975 г. на глубине 2731 м и приведенное к отметке ВНК (-2634 м), составило 35,6 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление на блоке.

Через полгода давление снизилось до 22,2 МПа (замер от 12.11.1976 г.), дебит нефти - до 1,25 т/сут и скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН) с дебитом 72 т/сут безводной нефти. Отбор нефти на эту дату составил 8788 т, на 1 МПа снижения давления было отобрано 670,8 т.

В марте 1980 года в связи со снижением пластового давления до 17,9 МПа (замер от 03.1980 г), дебита нефти до 15 т/сут скважину перевели на ШГН. В мае 1983 года провели смену насосного оборудования (ШГН заменили на ЭЦН), затем через 15 дней работы вновь перевели на ШГН, через 7 дней работы вновь на ЭЦН, в марте 1984 - на ШГН.

В сентябре 2004 года в продукции скважины появилась вода удельного веса 1,2 г/см³, начальная обводненность составила 27,3%. За четыре месяца скважина полностью обводнилась, дебит нефти снизился до 0,6 т/сут. По техническим причинам скважину ликвидировали.

Всего скважиной отобрано 165,2 тыс. т нефти (67,7% всей добычи блока).

30 сентября 1980 г. фонтаном с начальным дебитом 0,13 т/сут введена в эксплуатацию добывающая скважина 50. Начальное пластовое давление, замеренное 06.07.1980 года на глубине 2819 м и приведенное к ВНК (-2634 м), составило 32,06 МПа. На дату ввода скважины 50 пластовое давление в скважине 36, согласно глубинному замеру от 05.03.1980 г., составляло 17,89 МПа. Существенную разницу в величине пластового давления по двум скважинам можно объяснить тем, что скважиной 50 вскрыты пропластки, не вовлеченные в разработку скважиной 36.

Фонтанным способом скважина 50 проработала до июня 1981 г. При работе фонтаном дебит нефти не превышал 0,03 т/сут, скважина практически простаивала. Перевод в июне 1981 г. скважины на механизированную добычу (ШГН) привел к увеличению дебита до 5-7 т/сут.

Рис. 2.7 - Динамика пластового давления по скважинам елецкой залежи 2-го блока

Как показано на рис. 2.7 скважина 50 работала на фоне постоянно снижающегося пластового давления. Начиная с 1986 г., когда давление снизилось до 18-19 МПа, скважину 50 перевели в периодический режим работы с дебитом 0,1 т/сут - 0,03 т/сут. В мае 1990 года в ходе ремонтных работ на глубине 2269 м выявлено нарушение эксплуатационной колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны в марте 1990 г. скважину 50 ликвидировали по техническим причинам. Всего скважиной отобрано 6,9 тыс.т нефти, что составляет 3,1% от всей добычи нефти по блоку.

На протяжении всего периода работы скважины 50, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.

17 мая 1990 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 1 т/сут. введена в эксплуатацию добывающая скважина 60. Начальное пластовое давление, замеренное во время освоения 02.01.1990 г. на глубине 2750 м, в пересчете на ВНК (- 2634 м) составило 18,3 МПа, что соответствовало текущему в залежи (рис. 2.3).

В октябре 1996 г. по причине полного обводнения (99%) скважину 60 перевели в контрольный фонд, в ноябре 2002 года, скважину перевели в ППД.

Всего скважиной отобрано 880 т нефти, что составляет 0,4% добычи из блока.

21 января 1991 г. фонтаном с начальным дебитом 10,5 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию добывающая скважина 66. Скважина пробурена в своде залежи, вскрыла наиболее продуктивный разрез общей нефтенасыщенной мощностью 25,2 м. Для эксплуатации елецких отложений провели перфорацию двух нефтенасыщенных пропластков верхней части разреза в интервале 2782,4-2785,4 м и 2793-2806 м.

Начальное пластовое давление, замеренное 05.12.1990 г. на глубине 2700 м и пересчитанное на ВНК (-2634 м) составило 22,4 МПа, при среднем по залежи. Через четыре месяца работы, в мае 1991 г. в скважине 66 появилась вода (5-7%) с удельным весом 1,22 г/см³. В отдельные месяцы с целью регулирования уровня обводненности скважину эксплуатировали в периодическом режиме.

На протяжении всего периода работы скважины 66, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.

На 01.01.2012 г. скважина 66 находится в действующем фонде, работает с дебитом нефти 6,0 т/сут, жидкости 9,9% и обводненностью 39,1%. Всего скважиной отобрано 35,5 тыс.т нефти (14, 3% от всей добычи блока), 49 тыс.т жидкости.

В феврале 1992 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 5,3 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию в интервале перфорации 2835-2846 м добывающая скважина 68. Начальное пластовое давление соответствовало текущему в залежи и составляло 17,5 МПа (на ВНК - 2634 м).

В связи с низкими уровнями, уже через несколько месяцев после ввода, скважина переведена в периодический режим работы (Нд - 1600 м).

По состоянию на 01.01.2012 г. скважина 68 находится в действующем фонде, работает механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 5,4 т/сут, безводной нефти.

Всего скважиной 68 отобрано 36,8 тыс.т (14,8% от всей добычи залежи) безводной нефти.

Скважина 36s2 пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины 1997м.

При испытании в интервале 2724 - 2758 м (открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8 МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6).

Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008 года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле 2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см³. Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в бездействии.

В марте 1992 года после снижения давления в залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость составила 80-90 м³/сут, давление закачки - 16,2 МПа. В скважину закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см³.

В процессе закачки приемистость снизилась до 36 м³/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа.

Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7 тыс. м³ воды.

В силу высокой расчлененности разреза и ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла 120-280%.

На рисунке видно, что закачка в скважину 65 отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось, что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66.

В меньшей степени закачка в скважину 65 оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65, добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня.

С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года с приемистостью 21 м³/сут переведена под нагнетание обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18 МПа.

Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65 и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м (рис. 2.8- 2.9).

Рис. 2.8 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»

Рис. 2.9 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки»

В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои елецкого горизонта.

В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60 и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60 жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей степени принимает интервал 2794,4-2798 м.

В нагнетательной скважине 65 вода от закачки поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м, 2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора - 2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816 м.

По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой- 68,8%, текущая - 71,2%.

Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68.

Планировалось выработку остаточных запасов осуществлять действующими добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в 2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65.

Проектные решения выполнены, система разработки соответствует проектной. В 2008 году восстановлена вторым стволом скважина 36 с дебитом 10,6 т/сут, при проектном 7 т/сут. Однако, из-за быстрого обводнения скважины 36s2, начиная с 2009 года, проектные уровни добычи нефти не выполняются.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс.т нефти, остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс.т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. Пластовое давление в среднем по залежи на конец 2011 года составляет 28,5 МПа. Текущая компенсация отбора закачкой - 71,2%, накопленная 68,8%.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 3.2.6,.

На рис. 2.10. представлен график изменения пластового давления в целом по двум блокам елецко-задонской залежи.

Рис. 2.10 График изменения пластового давления в целом по елецкой залежи

На графике видно, что организация ППД в скважину 65 положительно отразилась на стабилизации и даже небольшом подъеме давления в скважинах 2-го блока.

Дострел в июле 1998 года средней части разреза в скважине 65, а так же ввод под нагнетание скважины 60 положительно отразилась как на рост давления второго блока, так и на стабилизации пластового давления в скважине 39 первого блока, что свидетельствует о наличии затрудненной гидродинамической связи между двумя блоками.