Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения
Содержание
Введение
Глава 1. Геологическое строение давыдовского нефтяного
месторождения
1.1 Общие сведения
1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного
разреза месторождения
1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
1.4 Нефтегазоносность
Глава 2. Анализ текущего состояния разработки давыдовского
месторождения
2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации,
разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
2.1.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
2.1.2 Залежь нефти семилукского горизонта
2.1.3 Залежь нефти воронежского горизонта
2.1.4 Залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло,
скв.13)
2.1.5 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
2.1.6 Залежь нефти лебедянского горизонта
2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
2.2.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
2.2.2 Залежь нефти семилукского горизонта
2.2.3 Залежь нефти воронежского горизонта
2.2.4 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
2.2.5 Залежь нефти лебедянского горизонта
2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
2.4 Мероприятия по улучшению состояния разработки
Залежь нефти семилукского горизонта
Глава 3. Эффектикность разработки петриковско-задонского горизонта
давыдовского месторождения
Заключение
Список использованных источников
Введение
Тема дипломного проекта "Анализ текущего состояния
разработки Давыдовского месторождения"
Цель:
анализ геологического строения и текущего состояния
разработки Давыдовского месторождения.
Задачи дипломного проета:
·
геологическая
характеристика месторождения,
– анализ работы эксплуатационных скважин,
– выбор рациональной системы разработки,
– выбор местоположения новых добывающих скважин,
необходимых для полной выработки извлекаемых запасов.
Давыдовское месторождение открыто в августе 1967 г. трестом
"Белнефтегазразведка". Месторождение приурочено к центральной части
Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба.
Первой на месторождении открыта лебедянская залежь,
стратифицировавшаяся на дату открытия как елецкая: в августе 1967 года в
параметрической скважине 1 из лебедянских отложений получен промышленный приток
нефти.
В сентябре того же года поисковой скважиной 2 открыта залежь
нефти в задонских отложениях.
В 1970 году поисковой скважиной 18 открыты нефтяные залежи в
подсолевых отложениях - воронежских и семилукских.
В мае 1970 года по проекту УкрНИИПНД на Давыдовском
месторождении начинается опытная эксплуатация лебедянской залежи, и в январе
1971 г. - задонской.
В 1973 г. завершается разведочный этап в истории месторождения.
В 1990 году была пробурена поисковая скважина 1 Ново-Давыдовская (9001) 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 2000году скважина была расконсервирована и введена
в добычу.
По состоянию на 01.01.2012 года в разработке находятся залежи
нефти семилукского, воронежского, петриковско-задонского и лебедянского
горизонтов. Залежь нефти саргаевского горизонта по причине обводнения
добывающего фонда находится в консервации, залежь нефти елецкого горизонта
(южное крыло) не разрабатывается. Скважина 13, эксплуатирующая данную залежь,
переведена в контрольный фонд.
По состоянию на 01.01.2012 г. добыча нефти составила: по
лебедянскому горизонту - 165,719 тыс. т; по петриковско-задонской залежи -
2107,317 тыс. т; по елецкому горизонту (южное крыло) - 28,692 тыс. т; по
воронежскому горизонту - 187,557 тыс. т; по семилукскому горизонту - 100,290
тыс. т.
месторождение нефть пласт выработка
Глава 1.
Геологическое строение давыдовского нефтяного месторождения
.1 Общие
сведения
Давыдовское месторождение расположено в Светлогорском районе
Гомельской области республики Беларусь. Ближайшими населенными пунктами
являются г. г. Светлогорск, Октябрьский, Мозырь и Речица с железнодорожными
станциями и хорошо развитой сетью шоссейных дорог.
Ближайшие месторождения - Мармовичское, Ново-Давыдовское,
Полесское, Сосновское и Западно-Сосновское.
В орографическом отношении территория представляет собой
слаборасчлененную и залесенную низменность. Гидрологическая система
представлена рекой Ипа.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая
температура воздуха +6 0С - +70 С. Среднегодовое
количество осадков составляет 550-600 мм. Преобладающие ветры - западные.
Промышленность - текстильная, мебельная, пищевая, химическая,
нефтеперерабатывающая развита в ближайших городах.
Энергетической базой является Василевичская ГРЭС.
Давыдовское нефтяное месторождение открыто трестом
"Белнефтегазразведка" в 1967 году скважиной 1, в которой получен
промышленный приток нефти из отложений лебедянского горизонта дебитом 5 м3сут.
Проведенные в последующем поисково-разведочные работы позволили выявить
промышленные залежи в межсолевых (1970 г, скважина 2), воронежских и
семилукских отложениях (1971 г, скважина 18).
1.2 Краткая
характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
В геологическом строении Давыдовского месторождения принимают
участие архейско-нижне-верхнепротерозойские породы, палеозойские,
мезокайнозойские отложения осадочного чехла.
В пределах Давыдовской структуры кристаллический фундамент
архейско-раннепротерозойского возраста представлен метаморфизированными
осадочными и вулканогенными породами, состоящими из гнейсов, гранито-гнейсов и
глин. Толщина вскрытых отложений изменяется от 16 м (скв.14) до 43,5 м (скв.
19) вскрытой толщины. По вещественному составу это гранито-гнейсы и гнейсы
биотитовые, темносерые до черных с редкими включениями интрузивных пород. С
глубиной гнейсы постепенно сменяются гранитами крупнокристаллическими с
прослойками гнейсов.
В разрезе осадочного чехла в соответствии с принятым для
условий Припятского прогиба литолого-стратиграфическим подразделением снизу
вверх выделяется шесть толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная,
нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая.
Подсолевая терригенная толща охватывает верхний
протерозой, пярнуский, наровский горизонты эйфельского яруса, старооскольский
горизонт живетского яруса среднего девона, ланский горизонт франского яруса
верхнего девона. Литологически эти отложения представлены песчаниками
кварцево-полевошпатовыми, разнозернистыми, серыми и бурыми, в различной степени
сцементированными глинисто-ангидритовым цементом; переслаивающимися глинами
пестроцветными, плотными, доломитами микрокристаллическими, плотными, крепкими,
глинистыми, с гнездами ангидрита и включениями пирита, ангидритом белым,
плотным, крепким; алевролитами и аргиллитами. Мощность вскрытых отложений
варьирует в пределах от 56,5 до 253,5 м.
Подсолевая карбонатная толща включает в себя
саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и евлановский горизонты
верхнего девона (толщина от 109 до 188 м) и сложена доломитами, глинистыми
доломитами, мергелями, ангидритами, известняками, доломитизированными и
глинистыми известняками, глинами, глинисто-мергельными породами с примесью
алеврито-песчаного материала. К отложениям воронежского и семилукского горизонтов
в пределах Давыдовского месторождения приурочены промышленные скопления нефти.
Породы саргаевского горизонта в нижней части
горизонта преимущественно мергельно-доломитово-ангидритовые. Ангидрит
темно-серый, кристаллический, плотный, массивный, с прослойками глины
темно-серой, доломитовой и доломита. Встречается ангидрит в виде гнезд,
слабопиритизированный. В отдельных образцах отмечены вертикальные трещины,
выполненные вторичным ангидритом. Доломит глинистый, местами известковистый,
ангидритосодержащий, плотный, крепкий, трещиноватый. Иногда порода слоистая за
счет тонких прослоев глины. Мергель серо-зеленый, глинистый.
Верхняя часть горизонта преимущественно карбонатная, сложена
доломитом глинистым, серым, черным, плотным, крепким, массивным, иногда перекристаллизованным,
со следами ожелезнения и пиритизации. Встречаются каверны, пустые и выполненные
по стенкам кристаллами пирита, каменной соли, гипса. В доломитах встречаются
крупные раковины брахиопод, скелетные элементы остраков хорошей сохранности. Поры
и каверны содержат капли подвижной нефти, выпоты и пленки желто-зеленой нефти.
При раскалывании доломитовых образцов ощущается слабый нефтяной запах.
Толщина горизонта изменяется от 20 м (скв.30) до 44 м
(скв.78).
В породах семилукского горизонта доминируют
серые, темно-серые до черного доломиты глинистые, плотные, крепкие, массивные,
трещиноватые, участками кавернозные, иногда известковистые,
ангидритизированные. Встречаются прослои карбонатных глин, бурого угля. В
породах содержатся остатки фауны (брахиопод). В верхней части горизонта
доломиты более пористые и кавернозные, как результат выщелачивания в перерыве
осадконакопления. С этой частью разреза связана нефтеносность семилукских
отложений.
Толщина варьирует в пределах от 19 м (скв.18) до 34,5 м (скв.122).
Отложения речицкого горизонта представлены
глинами с прослоями доломитов. Толщина горизонта составляет порядка 2,5-8 м.
Нижняя часть воронежского горизонта сложена в
основном глинами, известняками и доломитами. Верхняя - доломитами с
многочисленными включениями, линзами и прослоями ангидритов. Доломиты серые и
коричневато-серые, перекристаллизованные, массивные, очень крепкие,
неравномерно глинистые, мелкопористые и кавернозные, с разнонаправленными
короткими трещинами, выполненными белым ангидритом, иногда черным битумом. Поры
и каверны развиты вдоль трещин. С воронежскими отложениями также связана
промышленная нефтеносность Давыдовского месторождения. Толщина изменяется от 41
м (скв.5 и 10) до 79 м (скв.122).
Нижнесоленосная толща включает отложения евлановского,
ливенского горизонтов. Литологически толща сложена преимущественно
каменной солью с прослоями доломитов, ангидритов, известняков и глин. Породы
темные, сероцветные, плотные, крепкие. В известняках встречаются фаунистические
остатки. Соленосная часть разреза представлена чередующимися между собой
пачками солевых и несолевых пород. Каменная соль серая, кристаллическая,
полупрозрачная, с редкими разнонаправленными трещинами, заполненными глинистым
материалом. Несолевые породы представлены карбонатными глинами, мергелями,
ангидритами с прослоями глинистых доломитов, сульфатно-карбонатных пород,
известняков, песчаников и алевролитов. Толщина отложений достигает 419 м.
Межсолевая толща в составе домановичского горизонта франского
яруса, задонского, елецкого, и петриковского горизонтов фаменского яруса
залегает на нижнесоленосных отложениях. К межсолевым отложениям приурочена и
основная залежь Давыдовского месторождения.
Домановичский горизонт сложен преимущественно
мергелями, ангидритами, известняками глинистыми, доломитами. Породы
светло-серые, серые, черные, плотные, крепкие, массивные. Встречаются
маломощные прослои глины зеленой, средней крепости. В керне видны трещины.
Толщина отложений изменяется от 7,5 м (скв.15) до 34 м (скв. 20).
Задонский горизонт вскрыт практически
повсеместно и залегает на размытой поверхности домановичских отложений.
Литологически разрез представлен карбонатными породами - известняками, в
меньшей степени доломитами. Внизу разреза преобладают глинистые разности
(глины, аргиллиты). Характерная особенность верхней части разреза - наличие
прослоев ангидрита.
Известняки серые, коричневые, плотные, массивные, структура
преимущественно мелкозернистая. Встречаются известняки кавернозные,
кавернозно-пористые, с брекчиевидной текстурой, участками водорослевые. Часто
видны стилолитовые швы с глинистым веществом по стенкам. Доломиты
преимущественно серой и коричневой окраски, известковистые, окремненные,
крепкие, слабо трещиноватые. В образцах порода неравномерно пористая,
кавернозная. Встречается обуглившийся растительный материал, маломощные
прослойки волнисто-слоистых зеленых глин.
Среди карбонатных пород в разрезе задонского горизонта
встречаются редкие маломощные прослои ангидрита плотного, средней крепости
светло-серой окраски и глины темнозеленой, известковистой, пластичной. Толщина
изменяется от 79 м (скв. 19) до 247,5 м (скв.27).
Елецкий горизонт характеризуется
карбонатным типом разреза, залегает несогласно на отложениях задонского
горизонта. Среди отложений доминируют известняки серого, светлосерого до белого
и коричневато-серого цвета, слабоглинистые. Порода плотная, крепкая, массивная,
слаботрещиноватая. Структура тонкозернистая, скрытокристаллическая. Встречаются
редкие каверны, заполненные каменной солью, включения кальцита и
кристаллического пирита, гнезда белого ангидрита. На образцах керна видна сеть
стилолитов с примазками зеленой глины по поверхностям. В отдельных случаях
известняки сильно перемяты, имеют желваковидную и сгустковую текстуру.
По разрезу часто встречаются органические остатки - раковины
брахиопод хорошей сохранности, криноидей. На керне видны выпоты, пленки, капли
коричневой нефти, на изломе - сильный ее запах.
В гораздо меньшей степени в разрезе встречаются доломиты.
Порода преимущественно серой окраски, пористая, кавернозная, сильно глинистая,
плотная, крепкая с включениями редких гнезд серого известняка. Среди доломитов
встречаются тонкие прослойки черных глин, единичные прослои мергеля. Вскрытая
толщина горизонта колеблется от 32 м (скв.21) до 110,5 м (скв.56).
Отложения петриковского горизонта несогласно
залегают на елецких. Представлены преимущественно известняками и мергелями.
Известняки серые, глинистые, плотные, крепкие, трещиноватые, участками
желваковидные. Мергель известковистый, тонкослоистый, плотный, крепкий.
Встречаются прослои ангидрита, глин, карбонатная брекчия. В породах содержатся
остатки брахиопод, криноидей, скелеты кораллов. Толщина варьирует от 8,5 м в
скважине 15 до 108,5 м в скважине 14.
Верхнесоленосная толща включает галитовую и глинисто-галитовую
подтолщу. Галитовая подтолща в составе лебедянского и найдовских слоев
оресского горизонтов сложена каменной солью с прослоями сульфатных, карбонатных
и терригенных пород. Отличительной особенностью этих отложений на Давыдовской
площади является наличие в них внутрисолевого (боричевского)
сульфатно-карбонатного прослоя, залегающего в основании лебедянского горизонта.
Это преимущественно ангидриты и доломиты с прослоями известняков, к которым
приурочены скопления нефти. Породы светло-серого, серого цвета, плотные,
крепкие, скрытокристаллические, в разной степени трещиноватые. В порах
содержится капельно-жидкая нефть, слышен также запах ее на свежем изломе.
Встречаются отпечатки фауны на породе, вкрапления черного растительного
детрита. В единичных гнездах известняка, встреченного среди ангидритов и
доломитов, видны твердые продукты окисления нефти.
Главная же порода, слагающая галитовую подтолщу, это каменная
соль крупнокристаллическая, полупрозрачная, белая, оранжевая с прослоями
известковистых, слаботрещиноватых, тонкоплитчатых глин и маломощными прослоями
мергелей, доломитов. Толщина боричевских отложений достигает 374 м (скв.76).
Общая толщина галитовой подтолщи от 102 м (скв.102) до 1123 м (скв.82s2).
Верхнесоленосная глинисто-галитовая подтолща
представлена разнофациальными отложениями. Преобладает в наборе пород каменная
соль белая, грязно-белая, оранжевая, полупрозрачная, крупнокристаллическая,
слаботрещиноватая. Пласты каменной соли чередуются по разрезу с
карбонатно-глинистыми и сульфатно-карбонатными породами. Толщина составляет 686
м (скв.82) - 1987 м (скв.14).
Надсолевая толща сложена терригенными и
карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже
известняками, доломитами и гипсом, писчим мелом с обуглившимися растительными
остатками и обломками кремня, гравийных зерен кварца; ледниковыми и
водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями,
супесями, суглинками, песчаниками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми. Общая
толщина надсолевых отложений изменяется от 697 м (скв.92) до 1030,1 м (скв.14).
1.3
Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
Давыдовское месторождение расположено в пределах
Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурной зоны.
Тектоническое строение месторождения весьма сложное. В его
пределах присутствуют нарушения, связанные как с разрывными, так и с
пликативными деформациями, вызванные движением блоков кристаллического
фундамента и проявлениями соляного тектогенеза.
Поверхность межсолевых отложений северного блока
Давыдовского месторождения по результатам бурения и сейсморазведочных работ
представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных солевых поднятий.
Углы падения изменяются в пределах от 3є до 14є в зависимости от направления
падения склонов соляных поднятий. В большинстве случаев углы падения в
северо-восточном и юго-западном направлениях более крутые, чем в
северо-западном и юго-восточном. С юга северное крыло ограниченно соляным
срезом, а в западной части у северного крыла выделяется Ново-Давыдовский блок I
межсолевых отложений, ограниченный с севера солевым срезом, с юга сбросом
амплитудой около 200 м, с запада сбросом амплитудой около 130 м.
Поверхность межсолевых отложений южного блока характеризуется
моноклинальным залеганием с азимутом падения 330є и углом падения 7є. Южный
блок с севера ограничен солевым срезом, с юга Людвиновским сбросом с амплитудой
от 250 м на западе и 150 м на востоке, с запада сбросом с амплитудой 90-100 м,
с востока сбросом амплитудой 50 м.
Между северным и южным крыльями существует зона отсутствия
межсолевых отложений, которая подтверждается скважинами - 125 Ново-Давыдовской,
77, 36, 76, 75, 5 Давыдовскими, 54 Западно-Славаньской, 105 Южно-Давыдовской.
Также с учетом результатов сейсмических исследований можно говорить о том, что
данная зона имеет ширину от 100 до 850 м и протягивается в юго-восточном
направлении. Северо-западная часть петриковско-задонской залежи месторождения
является недоразбуренной. Из-за малого количества скважин, вскрывших
продуктивные отложения, до сих пор нет единого мнения о геологическом строении
данного участка месторождения.
1.4
Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность связана с карбонатными
коллекторами саргаевского, семилукского, воронежского,
петриковско-елецко-задонского и лебедянского (боричевские слои) горизонтов.
Саргаевская залежь нефти
Коллекторами нефти служат слабоглинистые доломиты с прослоями
мергелей, глин, ангидритов. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти саргаевского горизонта представляет собой
простирающуюся с северо-запада на юго-восток моноклиналь, ограниченную на
западе и востоке локальными нарушениями, с юга - региональным разломом
амплитудой около 1000 м, с севера - контуром подсчета запасов - минус 2905 м. В
восточной части залежи выделен приподнятый блок, отделенный от остальной части
залежи малоамплитудным поперечным нарушением, проведенным между скважинами 75 и
122. По результатам бурения скважины 76s2 вдоль южной границы горизонта
выделяется малоамплитудное нарушение.
Размеры залежи: длина 5,6 км, ширина 0,4 км, высота около 45
м. Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически
экранированная.
Максимальные нефтенасыщенные толщины находятся в районе
скважины 122 (16,3 м), расположенной в юго-восточной части залежи. В
северо-западном направлении от скважины 122 наблюдается их плавное уменьшение
до 2,7 м (скважина 77).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
6,3 м, открытая пористость пород - 6% (3-11%), коэффициент нефтенасыщенности -
85% (76-92%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 113 у.
е., начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 22 у. е.
Семилукская залежь нефти
Коллекторами нефти служат доломиты кавернозные,
порово-трещинные. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Семилукская залежь в плане повторяет
саргаевскую, только с севера залежь семилукского горизонта ограничена контуром
подсчета запасов - 2909 м. Залежь нефти семилукского горизонта пластовая,
сводовая, тектонически экранированная.
Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,62 км, высота около 70
м.
Максимальные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в скважинах
76 (20,9 м) и 122 (25,1 м), уменьшаясь в периферийных частях месторождения
(север, запад, восток).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
14,5 м, открытая пористость пород - 8% (3-18%), коэффициент нефтенасыщенности -
87% (76-96%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 618 у. е.;
начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 229 у. е. Коэффициент
нефтеизвлечения равен 0,37.
Воронежская залежь нефти
Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, пористые.
Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти воронежского горизонта совпадает с
поверхностью семилукского горизонта, но так как площадь нефтеносности воронежской
залежи больше, чем семилукской, она захватывает малоамплитудное нарушение
(15-20 м), проходящее вдоль залежи. Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,8
км, высота около 110 м. Залежь нефти воронежского горизонта пластовая,
сводовая, тектонически экранированная.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
9,2 м, открытая пористость пород - 7% (3-12%), коэффициент нефтенасыщенности -
87% (76-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 659 у. е.;
начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 224 у. е. Коэффициент
нефтеизвлечения равен 0,34.
Елецкая залежь южного крыла
Отложения вскрыты в пределах залежи скважинами 13, 13s2, 20,
21, 56 Западно-Славаньской и102 Южно-Давыдовской. Мощность нефтенасыщенной зоны
изменяется в пределах 17,8-28,7 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
23,3 м, открытая пористость пород - 8% (6-13%), коэффициент нефтенасыщенности -
89% (86-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 187 у.
е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 37 у. е. Коэффициент
нефтеизвлечения равен 0,2.
Межсолевая залежь северного крыла
Коллекторами нефти петриковско-задонской залежи являются
известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти массивная, сводовая.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 5,8
км; ширина до 2,3 км; высота до 133 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
26,7 м, открытая пористость пород - 8% (4-17%), коэффициент нефтенасыщенности -
80% (64-91%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - у. е.,
начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 3307 у. е.; начальные
геологические запасы нефти категории C1 - 352 у. е.; начальные извлекаемые
запасы нефти категории C1 - 134 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения
равен 0,38.
Лебедянская залежь (боричевские слои)
Коллекторами нефти лебедянской (боричевские слои) залежи
являются в основном ангидриты и доломиты с прослоями известняков. Породы светло-серого,
серого цвета, плотные, крепкие, скрытокристаллические, в разной степени
трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти лебедянского горизонта повторяет в плане
петриковско-елецко-задонскую залежь и представляет собой серию
брахиантиклинальных и куполовидных поднятий. На севере и северо-востоке залежь
ограничена линией ВНК, на юге - юго-западе - зоной выклинивания коллектора.
Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 4,2
км, ширина 2,5 км, высота 172 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило
3,6 м, открытая пористость пород - 8% (5,2-15,6%), коэффициент
нефтенасыщенности - 80% (58-93%).
Запасы составили: начальные геологические запасы нефти
категории C1 - 897 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти
категории C1 - 314 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,35.
В целом по Давыдовскому месторождению начальные геологические
запасы нефти по категориям В+С1 составили 11529 у. е., извлекаемые
4267 у. е.
Глава 2.
Анализ текущего состояния разработки давыдовского месторождения
2.1 Анализ
структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, разработки, пластового
давления в зонах отбора и закачки
2.1.1 Залежь
нефти саргаевского горизонта
В пределах залежи нефти саргаевские отложения вскрыты
скважинами 18, 36, 75, 76, 77,78 и 122.
Залежь была открыта скважиной 36. При испытании интервала
3200-3210 в колонне в марте 1975 года был получен приток нефти дебитом 0,73 м3/сут.
В 2007 году нефтеносность саргаевских отложений была
подтверждена по итогам испытания скважины 122 и ввода её в эксплуатацию. В
скважинах 18, 75, 76,77 и 78 испытания саргаевского горизонта либо не
проводились либо притоки нефти не были получены.
Разработка залежи нефти саргаевского горизонта начата в 2007
году путём ввода в эксплуатацию скважины 122.
Скважина 122 была заложена в юго-восточной (сводовой) части
межсолевой структуры Давыдовского месторождения с целью изучения стратиграфии,
литологии, коллекторских свойств пород, нефтегазоностности и тектонического
строения, а также определения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов
межсолевой структуры.
Скважина начата бурением 18 августа 2006 года и закончена 12
января 2007 года.
По данным бурения разведочной скважины 122 Давыдовской
площади получены следующие результаты:
1.
Уточнено
структурно-тектоническое строение юго-восточной (сводовой) части межсолевой
структуры Давыдовского нефтяного месторождения. Скважиной вскрыта граница
межсолевого комплекса за пределами контура подсчета запасов. Таким образом
подтвердилось предположение о наличии межсолевых отложений к югу от основной
межсолевой залежи Давыдовской площади.
2.
В
результате бурения установлено отсутствие в разрезе скважины петриковских,
елецких и верхнезадонских отложений.
3.
По
результатам испытания подтверждена нефтенасыщенность задонских отложений.
4.
При
испытании саргаевских отложений получен приток нефти.
5.
По
результатам анализа круглосуточных геологических наблюдений, геофизического
материала, детальной обработки ГИС, во вскрытом скважиной разрезе
нефтенасыщенные пласты-коллекторы выделены в задонских, воронежских,
семилукских и саргаевских отложениях.
6.
Для
освоения выделен интервал 3246 - 3261 м (саргаевские отложения).
Таким образом, в результате испытания саргаевских отложений
(испытания скважины проводились в колонне) в интервале 3246-3261 м получен
фонтанный приток нефти дебитом 40 м3/сут на 6 мм штуцере. Пластовое
давление, замеренное в ходе испытания, на глубине 3000 м, составило 26,79 МПа.
При пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) пластовое давление составляет
27,99 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи
нефти саргаевского горизонта.
Скважина 122 введена в эксплуатацию в феврале 2007 года
фонтанным способом. В первый месяц эксплуатации скважиной отработано 13,5
суток, средний дебит нефти составил 15,4 т/сут, продукция скважины безводная.
Однако уже в следующем месяце дебит по скважине снизился до 3
т/сут. В конце марта произведен замер пластового давления. Давление в скважине
в пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) составило 27,55 МПа. Таким
образом, при отборе из скважины 301 т нефти, давление снизилось на 0,4 МПа.
В конце апреля 2007 года скважину 122 переводят на
механизированный способ эксплуатации (НВ-44). С переводом скважины на ШГН в
продукции появляется вода 80 % плотностью 1,2 г/см3. В процессе
дальнейшей эксплуатации скважины дебит по нефти снижается с 3,6 т/сут до 1,6
т/сут, обводнённость добываемой продукции увеличивается до 85 % (плотность воды
1,2 г/см3).
В июле 2007 года скважина 122 была остановлена для проведения
ремонтных работ по переходу на семилукский горизонт. При проведении ремонтных
работ в скважине 122 проводились работы по определению работающих интервалов.
Исходя из результатов исследования, при эксплуатации саргаевского горизонта,
рабочим являлся интервал 3246-3257,6 м. По данным термометрии отмечается
поступление жидкости по заколонному пространству из вышележащих пластов (с
глубины 3231 м).
Исходя из проведенных исследований, не исключено, что
добываемая вода из саргаевского горизонта, могла по заколонному пространству
поступать из вышележащих интервалов.
По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти саргаевского
горизонта не разрабатывается из-за отсутствия добывающего фонда. Скважина 122
переведена на залежь нефти семилукского горизонта. Всего из залежи отобрано 529
т нефти и 758 т жидкости за период с февраля 2007 по июль 2007 года. Остаточные
извлекаемые запасы составляют 21,471 тыс. т нефти. Достигнут коэффициент
нефтеизвлечения 0,005 при проектном 0, 194.
2.1.2 Залежь
нефти семилукского горизонта
Залежь нефти семилукского горизонта открыта в 1971 году.
Разработка залежи нефти семилукского горизонта начата в
декабре 1971 года вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.
Скважина 18 вступила в эксплуатацию фонтанным спобом с
начальным дебитом нефти 76 т/сут. Период фонтанной эксплуатации продолжался 15
месяцев и сопровождался резким падением объёмов добычи нефти, что может
свидетельствовать о недостаточной энергетике пластовой системы. В феврале 1973
года скважина 18 была остановлена для проведения испытаний воронежского
горизонта. При проведении испытательных работ произошел обрыв
насосно-компрессорных труб, в результате чего семилукский горизонт был
перекрыт. В сентябре 1973 года скважина 18 была переведена на залежь нефти
воронежского горизонта.
Скважина 18 работала на воронежской залежи до 2007 года. По
состоянию на 01.01.2011 года скважина 18 находится в действующем добывающем
фонде на залежи нефти семилукского горизонта.
В декабре 1975 года введена в эксплуатацию на залежь нефти
семилукского горизонта скважина 36. При испытании скважины пластовое давление,
замеренное на глубине 3000 м и приведенное к отметке ВНК (-2909 м), составило
26,4 МПа, что ниже начального пластового давления по залежи на 8,7 МПа
(рис.2.1.).
В апреле 1982 года на залежь нефти семилукского горизонта
фонтанным способом с начальным дебитом 21 т/сут была введена скважина 75.
За весь период эксплуатации скважиной 75 залежи нефти
семилукского горизонта было отобрано 22,6 тыс. т нефти и 109 т воды удельного
веса 1,22-1,24 г/см3.
Следующей скважиной введенной из бурения с целью эксплуатации
залежи нефти семилукского горизонта стала скважина 74. Скважина бурилась в
качестве нагнетательной, но попав в приконтурную зону, была введена в отработку
в качестве добывающей, в феврале 1983 года. В апреле 1984 введена в
эксплуатацию скважина 76, начальный дебит нефти составил 10,2 т/сут. Способ
эксплуатации фонтанный. В марте 1985 года скважину 76 переводят в контрольный
фонд, в котором скважина находилась до октября 1988 года. За это время давление
в остановленной скважине 76 восстановилось с 20,3 МПа до 26-27 МПа. В октябре
1988 года скважину 76 вновь вводят в эксплуатацию. Дебит нефти при вводе
составляет 2,4 т/сут нефти.
В октябре 1984 в эксплуатацию на залежь нефти семилукского
горизонта вводится добывающая скважина 77. При испытании в колонне на глубине
3000 м было замерено пластовое давление, которое в пересчете на отметку ВНК
(-2909 м) составило 22,1 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи
(рис.2.1.). Скважина 77 была переведена в контрольный фонд (02.1985 г.) по
причине резкого снижения пластового давления. Пластовое давление на момент
перевода скважины в контрольный фонд составляло 12,4 МПа.
За время нахождения скважины в контрольном фонде пластовое
давление восстановилось практически до начального и составило 34,7 МПа. В
октябре 2009 года скважину 77 перевели на залежь нефти воронежского горизонта.
Всего из залежи нефти семилукского горизонта скважиной 77 отобрано 7,8 тыс. т
нефти.
В 2007 году в эксплуатацию на залежь нефти семилукского
горизонта с залежи нефти саргаевского горизонта была введена добывающая
скважина 122.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 122 находится в
действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.
Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи
нефти семилукского горизонта находилось 8 скважин (18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и
122). График движения фонда скважин залежи нефти семилукского горизонта представлен
на рис.2.2 а. Начальный период разработки залежи нефти семилукского горизонта
характеризуется высокими отборами (рис.2.2 б). Динамика технологических
показателей разработки залежи нефти семилукского горизонта сведена в таблицу
2.1 За период с декабря 1971 по февраль 1973 было отобрано 13,7 тыс. т нефти. В
эксплуатации на залежи находилась единственная добывающая скважина 18.
Разработка залежи велась на естественном режиме с падающей добычей.
Судить об энергетическом состоянии залежи не предоставляется
возможным, так как манометрические замеры пластового давления в это время не
производились. Исходя из работы скважины можно предположить, что давление в
залежи снижалось и довольно резкими темпами (рис.2.1.).
Как видно из графика разработки залежи нефти семилукского
горизонта, обводненность продукции в течение 2007-2010 годов то возрастает, то
снижается резкими темпами. Снижение обводненности по скважине 122 привело и к
снижению обводненности в целом по залежи нефти семилукского горизонта (рис.2.2
б). Отборы нефти из залежи стали больше и в среднем составляли 340 т в месяц.
С такими средними отборами по залежи и в настоящее время
осуществляется разработка залежи нефти семилукского горизонта.
По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти семилукского
горизонта эксплуатируется двумя добывающими скважинами 18 и 122 без поддержания
пластового давления.
Скважина 18 работает с дебитом нефти 10,2 т/сут и
обводненностью добываемой продукции 9 % (плотность воды 1,2 г/см3).
Добыча нефти в месяц составляет 305 т. Дебит нефти по скважине 122 составляет
6,3 т/сут, обводненность продукции - 34 % (плотность попутно добываемой воды -
1,2 г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 176 т.
Таблица 2.1 - Динамика показателей разработки залежи нефти
семилукского горизонта Давыдовского месторождения
|
Год
|
Добыча за год, тыс. т
|
Темп отбора от НИЗ, %
|
Дебит т/сут
|
Обводненность, %
|
Накопленная добыча, тыс. т
|
Ввод доб. скв.
|
Действ. фонд скважин *
|
Закачка, тыс. м3
|
Компенсация, %
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
добыв.
|
нагн.
|
годов.
|
накопл.
|
годов.
|
накопл.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
|
1971
|
0,02
|
0,02
|
0,01
|
5,0
|
5,0
|
0
|
0,02
|
0,02
|
1
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1972
|
13,07
|
13,07
|
5,71
|
36,3
|
36,3
|
0
|
13,08
|
13,08
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1973
|
0,58
|
0,58
|
0,25
|
12,6
|
12,6
|
0
|
13,66
|
13,66
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1974
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1975
|
0,02
|
0,02
|
0,01
|
0,8
|
0,8
|
0
|
13,68
|
13,68
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1976
|
1,27
|
1,27
|
0,55
|
3,8
|
3,8
|
0
|
14,95
|
14,95
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1977
|
4,10
|
4,43
|
1,79
|
11,5
|
12,5
|
7,56
|
19,05
|
19,38
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1978
|
4,35
|
4,35
|
1,90
|
12,3
|
12,3
|
0
|
23,40
|
23,73
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1979
|
0,58
|
0,58
|
0,25
|
1,6
|
1,6
|
0
|
23,97
|
24,31
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1980
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,0
|
0,0
|
0
|
23,99
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1981
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,0
|
0,0
|
0
|
24,00
|
24,33
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1982
|
7,07
|
7,07
|
3,09
|
11,6
|
11,6
|
0
|
31,07
|
31,41
|
1
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1983
|
7,13
|
7,60
|
3,11
|
18,2
|
19,4
|
6,21
|
38, 20
|
39,01
|
-
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1984
|
5,82
|
5,82
|
2,54
|
9,0
|
9,0
|
0
|
44,02
|
44,83
|
1
|
3
|
1
|
86,49
|
86,49
|
681
|
89
|
|
1985
|
0,44
|
0,44
|
0, 19
|
3,6
|
3,6
|
0
|
44,46
|
45,27
|
-
|
3
|
1
|
104,88
|
191,37
|
10944
|
196
|
|
1986
|
0,13
|
0,13
|
0,06
|
10,5
|
10,5
|
0
|
44,59
|
45,40
|
-
|
1
|
2
|
78,12
|
269,49
|
28401
|
275
|
|
1987
|
3,01
|
3,01
|
1,31
|
5,2
|
5,2
|
0
|
47,60
|
48,41
|
2
|
3
|
1
|
8,71
|
278, 20
|
133
|
266
|
|
1988
|
3,43
|
3,43
|
1,50
|
2,9
|
2,9
|
0
|
51,02
|
51,83
|
1
|
4
|
1
|
17,68
|
295,88
|
236
|
264
|
|
1989
|
3,98
|
3,98
|
1,74
|
2,8
|
2,8
|
0
|
55,01
|
55,81
|
-
|
4
|
1
|
20,9
|
316,78
|
240
|
262
|
|
1990
|
12,99
|
13,00
|
5,67
|
8,9
|
8,9
|
0,10
|
67,99
|
68,81
|
-
|
4
|
0
|
12,22
|
329,00
|
43
|
221
|
|
1991
|
9,14
|
9,44
|
3,99
|
8,4
|
8,6
|
3,15
|
77,14
|
78,25
|
-
|
4
|
1
|
6,56
|
335,56
|
32
|
198
|
|
1992
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
1
|
3,294
|
338,85
|
-
|
200
|
|
1993
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1994
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1995
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-ё
|
|
1996
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1997
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1998
|
0,39
|
0,39
|
0,17
|
5,3
|
5,3
|
0
|
77,52
|
78,64
|
1
|
1
|
0
|
-
|
338,85
|
-
|
199
|
|
1999
|
1,76
|
1,82
|
0,77
|
5,1
|
5,3
|
3, 19
|
79,28
|
80,46
|
-
|
1
|
1
|
12,332
|
351, 19
|
317
|
202
|
|
2000
|
0,41
|
0,41
|
0,18
|
1,1
|
1,1
|
0
|
79,69
|
80,87
|
-
|
1
|
1
|
6,08
|
357,27
|
678
|
204
|
|
2001
|
3,16
|
3,38
|
1,38
|
6,1
|
6,5
|
6,59
|
82,85
|
84,25
|
1
|
2
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
196
|
|
2002
|
2,56
|
2,84
|
1,12
|
3,5
|
3,9
|
9,75
|
87,09
|
-
|
2
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
190
|
|
2003
|
1,36
|
1,61
|
0,59
|
2,2
|
2,7
|
15,55
|
86,77
|
88,70
|
-
|
2
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
187
|
|
2004
|
0,39
|
0,39
|
0,17
|
1,1
|
1,1
|
0
|
87,16
|
89,09
|
-
|
1
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
186
|
|
2005
|
0,11
|
0,11
|
0,05
|
0,8
|
0,8
|
0
|
87,27
|
89, 19
|
-
|
1
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
186
|
|
2006
|
0,13
|
0,13
|
0,06
|
2,6
|
2,6
|
0
|
87,40
|
89,32
|
-
|
1
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
186
|
|
2007
|
1,57
|
3,39
|
0,68
|
2,6
|
5,7
|
53,78
|
88,96
|
92,71
|
2
|
3
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
181
|
|
2008
|
3,23
|
7,72
|
1,41
|
3,1
|
7,3
|
58, 19
|
92, 19
|
100,43
|
-
|
3
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
171
|
|
2009
|
3,70
|
6,29
|
1,62
|
3,9
|
6,6
|
41,07
|
95,89
|
106,71
|
-
|
3
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
163
|
|
2010
|
4,40
|
6,64
|
1,92
|
6,3
|
9,4
|
33,75
|
100,29
|
113,35
|
-
|
2
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
155
|
|
2011
|
5,964
|
7,452
|
2,6
|
7,8
|
9,8
|
20,0
|
106,25
|
120,80
|
-
|
3
|
0
|
-
|
357,27
|
-
|
146
|
В сентябре 2011 года по скважине 18 была произведена
оптимизация насосного оборудования (НВ44/НВ38) с доуглублением, в результате
чего дебит нефти увеличился с 7,7 т/сут до 9,6 т/сут. Эффект от проведенного
мероприятия составил 210 т дополнительно добытой нефти. По состоянию на
01.01.2012 года скважина 18 эксплуатируется с дебитом 9,9 т/сут. Продукция
скважины безводная. Объём добычи в месяц составляет 297 т.
Всего за отчётный период скважиной добыто 3,106 тыс. т.
нефти, в 2010 году добыча нефти по скважине 18 составила 2,448 тыс. т.
Динамический уровень в скважине до перевода на НВ-44 удерживался на глубине
900-1000 м, после перевода скважины 18 на НВ-38 и доуглубления (с 1805 м до
2001 м) уровень в скважине составляет порядка 800 м. В целом работу скважины
можно охарактеризовать как стабильную.
Добывающая скважина 122 в отчётный период работала
механизированным способом (ШГН) со среднесуточным дебитом нефти 6,4 т/сут и
обводнённостью добываемой продукции 35 %. Как и по добывающей скважине 18, по
скважине 122 отмечается снижение обводненности добываемой продукции.
Среднегодовая обводненность продукции в 2009 году составляла 52 %,
обводненность за 2010 год составила 41 %, за 2011 год - 35 %. При этом объём
закачиваемой при технологических обработках воды в 2009 году составлял 1,685
тыс. м3 воды, в 2010 году - 1,576 тыс. м3 воды, в 2011
году в скважину 122 было закачано 1,069 тыс. м3 технологической
воды. Производительность скважины по сравнению с предыдущим отчетным периодом
увеличилась на 0,9 т/сут. В течение 2011 года динамический уровень по скважине
удерживался на глубине 800 м.
Как и по добывающей скважине 18, по скважине 122 в сентябре
2011 года произведена оптимизация с доуглублением (НВ44/НВ38 с 1083,5 до 2000
м). При этом в первый месяц после ввода в эксплуатацию по скважине наблюдалось
увеличение содержания воды в продукции (с 7 % до 69 %). В октябре месяце
обводненность по скважине 122 снизилась до нуля процентов, дебит нефти при этом
составил 10,4 т/сут. Эффект от проведенной оптимизации в 2011 году составил 115
т дополнительно добытой нефти.
По состоянию на 01.01.2012 года скважина 122 эксплуатируется
с дебитом нефти 6,9 т/сут, обводненность продукции составила 42 %.
Всего за 2011 год скважиной 122 отобрано 2,281 тыс. т нефти,
отбор в 2010 году составлял 1,950 тыс. т нефти.
С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных
извлекаемых запасов подсолевых залежей Давыдовского месторождения в 2010 году
было принято решение восстановить вторым стволом скважину 76.
Скважина 76s3 вступила в эксплуатацию в январе 2011 года с
начальным дебитом 0,9 т/сут с обводненностью добываемой продукции 93 %
(плотность воды 1,26 г/см3). Пластовое давление, замеренное в
скважине при вводе в эксплуатацию, составило 23,6 МПа и соответствовало
текущему давлению по залежи. С дебитом 0,4 т/сут и обводненностью продукции 97
% скважина эксплуатировалась до 16 февраля 2011 года и затем была остановлена,
для определения источника поступления воды.
Разработка залежи нефти семилукского горизонта с 2000 года
осуществляется без системы поддержания пластового давления.
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин семилукского
горизонта в залежь было закачано 357,3 тыс. м3, накопленная
компенсация по состоянию на 01.01.2012 года составляет 146 %.
Пластовое давление, согласно замеру, произведенному в
скважине 122 в декабре 2010 года, составляет 23 МПа (давление приведено к
отметке ВНК - 2909 м). В течение 2011 года замеров пластового давления в
скважинах добывающего фонда не проводилось.
С момента прекращения нагнетания (2000 год) пластовое
давление снизилось с 27 МПа до 23 МПа. Отбор нефти с 2000 года по состоянию на
01.01.2012 года составил 26,731 тыс. т нефти. Отбор на единицу снижения
пластового давления - 6,683 тыс. т нефти.
В целом, применяемая на залежи нефти семилукского горизонта
система разработки достаточно эффективна. С 2006 года годовые объёмы добычи со
0,126 тыс. т были увеличены до 5,964 тыс. т нефти, что связано с увеличением
количества скважин добывающего фонда и снижением обводненности продукции. Но
для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов нефти в количестве 123
тыс. т, необходима организация системы поддержания пластового давления.
Проектным документом запланирована организация системы ППД в 2013 году, путём
осуществления одновременно-раздельной закачки воды в нагнетательную скважину
74, относящуюся по состоянию на 01.01.2012 года к нагнетательному фонду
воронежской залежи нефти Давыдовского месторождения.
Также проектным документом предусматривается увеличение
количества скважин добывающего фонда на 2 единицы: бурение и ввод в
эксплуатацию второго ствола из скважины 77 Давыдовской, бурение и ввод в
эксплуатацию новой добывающей скважины 72 Давыдовской.
В отчётный период добыча нефти по залежи составила 5,964 тыс.
т. нефти. Основной причиной невыполнения норм отбора является неэффективность
бурения скважины 76s3 Давыдовской.
2.1.3 Залежь
нефти воронежского горизонта
Разработка залежи нефти воронежского горизонта начата в
сентябре 1973 года путем перевода добывающей скважины 18 с залежи нефти семилукского
горизонта.
При испытании в колонне интервала 2981-3017 м был получен
приток нефти дебитом 53,5 м3/сут на 10-ти мм штуцере. Пластовое
давление, замеренное в ходе испытания на глубине 2999 м в пересчете на отметку
ВНК (-2909 м), составило 34,1 МПа. Данная величина принята за начальное
пластовое давление в залежи.
Второй период, декабрь 1974-июнь 1976, характеризуется
снижением отборов почти в 2,5 раза и снижением дебита нефти с 40 т/сут до 12
т/сут с последующим падением до 1 т/сут. При этом пластовое давление
восстановилось с 30,2 МПа до 32 МПа (рис.2.3.). Накопленная добыча за второй
период составила 4,779 тыс. т нефти.
Всего за время фонтанной эксплуатации скважиной 18 отобрано
27,439 тыс. т безводной нефти.
С марта 1985 года скважина 18 была остановлена и переведена в
контрольный фонд из-за снижения пластового давления до 20-22 МПа. За время
нахождения скважины в контрольном фонде пластовое давление восстановилось до
начального и даже превысило его (рис.2.3.), что указывает на наличие источника
энергии.
С мая 1986 года скважина 18 была введена в эксплуатацию.
Через месяц после ввода в продукции скважины появилась вода 99 %, плотностью
1,22 г/см3. Обводненность составляла 99 %. Всего скважиной 18 за это
время было отобрано 623 т воды. С целью сдерживания дальнейшего поступления
воды скважина 18 была переведена в бездействие.
В июне 2007 года по причине полной обводненности скважина 18
была переведена на залежь нефти семилукского горизонта.
Всего скважиной 18 с залежи нефти воронежского горизонта отобрано
116,079 тыс. т нефти и 15,918 тыс. т воды.
В июне 1995 года в эксплуатацию на залежь нефти воронежского
горизонта с залежи нефти семилукского горизонта была переведена добывающая
скважина 76. Пластовое давление, замеренное в скважине при переводе на залежь
нефти воронежского горизонта, составило 28,9 МПа, что соответствовало текущему
давлению по залежи.
Скважина 76 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в
периодическом режиме с начальным дебитом 1,71 т/сут безводной нефти.
С целью снижения обводненности добываемой продукции и
увеличения отборов нефти по скважине 76 проводят изоляционные работы.
В процессе дальнейшей эксплуатации обводненность продукции не
снижается и по скважине в апреле-мае 2000 года вновь проводят изоляционные
работы.
После проведения повторных изоляционных работ скважина 76
вступает в эксплуатацию с дебитом нефти 8 т/сут. Обводненность продукции с 96 %
снижается до 69 %. Отборы нефти увеличиваются до 200 т в месяц. Однако уже к
июлю 2001 года обводненность продукции вновь достигает предельных значений,
объёмы добычи резко сокращаются.
Отобрав 3,535 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды скважину 76
переводят в контрольный фонд. За время нахождения скважины 76 в контрольном
фонде пластовое давление по скважине снижается с 24 МПа до 22 МПа. В начале
2006 года на залежи нефти воронежского горизонта организовывают систему
поддержания пластового давления, что положительно сказывается на поведении
давления в скважине 76. Согласно замерам, производимым в скважине, пластовое
давление начинает восстанавливаться. На момент ввода скважины 76 в эксплуатацию
из контрольного фонда, пластовое давление восстановилось с 22,7 МПа до 25,5
МПа.
Всего скважиной 76 из залежи нефти воронежского горизонта
отобрано 3,666 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды.
В мае 1998 года с залежи нефти семилукского горизонта на
залежь нефти воронежского горизонта переведена добывающая скважина 75.
Скважина 75 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в
периодическом режиме. Начальный дебит нефти составил 13,6 т/сут безводной нефти.
Высокие отборы нефти приводят к резкому снижению пластового
давления. Так при отборе 13,351 тыс. т безводной продукции пластовое давление с
28,1 МПа снизилось до 22 МПа. Удельный отбор на единицу снижения пластового
давления составил 2,1 тыс. т нефти.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 75 продолжает
эксплуатировать залежь нефти воронежского горизонта.
В январе 2004 года на залежь нефти воронежского горизонта
была переведена добывающая скважина 78, эксплуатировавшая до этого времени
залежь нефти семилукского горизонта.
Начальный период эксплуатации скважины сопровождался
постепенным снижением дебита нефти. При снижении дебита до 8,7 т/сут, скважину
78 переводят на менее производительный насос (НВ-38) с доуглублением. Скважина
вступает в эксплуатацию с дебитом 11 т/сут безводной нефти. В процессе
эксплуатации дебит нефти снижается. Спустя год производят смену НВ-38 на НВ-44.
Дебит нефти при этом составил 10,7 т/сут безводной нефти. Дальнейшая
эксплуатация скважины происходила при среднем дебите 8,5 т/сут безводной нефти.
Отборы нефти составляли 200-330 т в месяц. В целом работу скважины можно
охарактеризовать как стабильную. Что касается поведения пластового давления по
добывающей скважине 78, то согласно замерам, пересчитанным по уровню, с момента
организации на залежи закачки (январь 2006 года) наблюдается явный рост
давления
В настоящее время скважина 78 находится в действующем
добывающем фонде на залежи нефти воронежского горизонта.
Добывающая скважина 77 введена в эксплуатацию на залежь нефти
воронежского горизонта в октябре 2009 года. До перевода на воронежский горизонт
скважина эксплуатировала залежь нефти семилукского горизонта и по причине
низкой производительности была переведена на воронежский горизонт.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 77 находится в
действующем добывающем фонде залежи нефти воронежского горизонта.
Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи
нефти воронежского горизонта находилось 5 скважин (18, 76, 75, 78 и 77).
Начальный период разработки залежи нефти воронежского горизонта характеризуется
работой скважины 18 и сопровождается высокими отборами и соответственно
снижением пластового давления (рис.2.4.). Динамика технологических показателей
залежи нефти воронежского горизонта сведена в таблицу 2.2 За период с сентября
1973 по февраль 1985 из залежи нефти воронежского горизонта было отобрано
86,236 тыс. т безводной нефти, что составляет 39 % от начальных извлекаемых
запасов (224 тыс. т нефти).
В попытке оценить реальные объёмы закачки по залежам нефти
семилукского и воронежского горизонтов можно выделить две группы
неопределенности. Первая связана с геологическим строением. На залежах есть два
тектонических нарушения амплитудой около 20 м. Если разломы проницаемы, то
вполне вероятна ситуация, когда закачиваемая, например, в семилукскую залежь
вода могла поступать по эти нарушениям в воронежскую залежь. Вторая
неопределенность связана с техническим состоянием скважин.
При рассмотрении технического состояния скважины 74 выявлено
следующее:
по результатам АКЦ от 19.01.1983 года по скважине 74
практически по всему стволу отмечаются нарушение целостности цементного камня,
что теоретически обязательно должно было вызвать перераспределение закачиваемой
воды по залежам или просто её потери.
Первый период восстановления пластового давления по скважине
18 совпадает с периодом осуществления скважиной 74 закачки в залежь нефти
семилукского горизонта. При этом по скважинам семилукского горизонта реакция на
закачку наблюдается лишь спустя два с половиной года, когда объём закачки воды
составлял порядка 236 тыс. м3. Пластовое давление в одной из скважин
залежи нефти семилукского горизонта достигает значения начального (рис.2.1).
Разность между объёмами закачанной воды и отобранной в пластовых условиях
продукции по залежи нефти семилукского горизонта на тот момент составляет 125
тыс. м3.
Превышение объёмов закачиваемой в залежь воды над отборами
может быть в нескольких случаях:
. Учёт закачиваемой воды не соответствует фактическим
объёмам закачиваемой воды.
2. При переводе отбираемой продукции в пластовые
условия используются не корректные параметры.
. Часть закачиваемой воды уходит за пределы залежи.
В данном случае, исходя из приведенных фактов, учитывая
результаты АКЦ по скважине 74, можно с уверенностью утверждать, что часть закачиваемой
в скважину 74 воды уходила в воронежскую залежь нефти. На рис.2.5 показано
восстановление пластового давления по скважине 18 при закачке воды скважиной
74.
Длительное время разработка залежи осуществляется с
постоянными отборами, не превышающими 100 т в месяц безводной продукции. Данный
период разработки длится с августа 1987 года по январь 1995 года. Разработка
залежи ведется по-прежнему единственной добывающей скважиной 18, по которой в
период с 1990 до 1994 года наблюдается рост пластового давления. В это же время
нагнетательной скважиной 74 осуществляется закачка воды в межсолевую залежь
нефти (рис.2.5.). Объёмы закачки во второй период восстановления пластового
давления по скважине 18 в 3-4 раза меньше объёмов закачки в первый период. В результате
отличаются и темпы восстановления пластового давления.
С января 1995 года начинается обводнение продукции залежи
нефти воронежского горизонта. Увеличение отбора по скважине 18, связанное с
переводом скважины на механизированный способ эксплуатации, привело к появлению
воды.
В середине 1995 года добывающий фонд увеличивается до двух
единиц. В эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта вводится скважина
76. Скважина отличается низкой производительностью и высоким содержанием воды в
продукции (первое появление воды в скважине 76 отмечено через год после
введения в эксплуатацию).
В мае 1998 года в эксплуатацию на залежь нефти вводится
добывающая скважина 75. Ввод данной скважины позволяет увеличить отборы нефти в
целом по залежи, что в свою очередь приводит к снижению пластового давление в
среднем до 22,5 МПа, которое в течение предшествующих трёх лет удерживалось на
уровне 30 МПа (рис.2.4.).
В период с 1999 года до 2006 года среднее пластовое давление
по залежи нефти воронежского горизонта удерживается на уровне 22,5 МПа. Отборы
нефти то увеличиваются, то снижаются, что связано с проводимыми мероприятиями
по скважинам добывающего фонда с целью предупреждения роста обводненности.
Основной объём добываемой воды в данной период приходится на скважину 76 и в
меньшей степени на скважину 18. Скважинами 18, 75 и 78 (введена в начале 2004
года) обеспечивается основной процент всей добываемой нефти в данный период
разработки.
В 2006 году на залежи нефти воронежского горизонта
организовывается система поддержания пластового давления путём закачки воды в
скважину 74. Данный факт положительно отразился на энергетическом состоянии
залежи, давление по добывающим скважинам начало восстанавливаться.
С организацией на залежи нефти воронежского горизонта системы
поддержания пластового давления, отборы нефти стабилизировались на уровне 500 т
в месяц и порядка 6 тысяч в год. Основной объём добываемой продукции
обеспечивали скважины 75 и 78. Скважина 18 по причине обводнения была выведена
из эксплуатации. По этой же причине и в связи с переводом высокообводненной
скважины 76 в контрольный фонд, к 2007 году обводненность продукции в целом по
залежи снижается.
Добывающие скважины 75 и 78 длительное время добывали
безводную продукцию. Вода в данных скважинах появилась только после организации
на залежи нефти воронежского горизонта системы поддержания пластового давления.
Так в скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с момента организации
системы поддержания пластового давления. А в добывающей скважине 78, появление
воды отмечено только в 2010 году.
В 2009 году добывающий фонд скважин увеличивается. В октябре
месяце в эксплуатацию вводится скважина 77 и до марта 2010 года разработка
залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с помощью 4-х добывающих
скважин.
Что касается энергетического состояния залежи то с момента
организации на залежи системы поддержания пластового давления и до начала 2010
года давление по залежи восстановилось в среднем на 4-5 МПа.
По состоянию на 01.01.2011 года разработка залежи нефти воронежского
горизонта осуществляется с помощью 3-х добывающих скважин: 75, 77 и 78.
Основной объём добычи нефти по-прежнему обеспечивается добывающими скважинами
75 и 78. Закачка воды осуществляется в нагнетательную скважину 74.
Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки залежи нефти
воронежского горизонта Давыдовского месторождения
|
Год
|
Добыча за год, тыс. т
|
Темп отбора от НИЗ, %
|
Дебит т/сут
|
Обводненность, %
|
Накопленная добыча, тыс. т
|
Ввод доб. скв.
|
Действ. фонд скважин
|
Закачка, тыс. м3
|
Компенсация, %
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
нефти
|
жидк.
|
|
добыв.
|
нагн.
|
годов.
|
накопл.
|
годов.
|
накопл.
|
|
1973
|
5,80
|
5,80
|
2,59
|
86,9
|
86,9
|
0
|
5,80
|
5,80
|
1
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1974
|
17,26
|
17,26
|
7,70
|
47,8
|
47,8
|
0
|
23,05
|
23,05
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1975
|
3,79
|
3,79
|
1,69
|
10,4
|
10,4
|
0
|
26,84
|
26,84
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1976
|
2,60
|
2,60
|
1,16
|
7,5
|
7,5
|
0
|
29,44
|
29,44
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1977
|
3,88
|
3,88
|
1,73
|
10,9
|
10,9
|
0
|
33,32
|
33,32
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1978
|
5,77
|
5,77
|
2,58
|
17,0
|
17,0
|
0
|
39,09
|
39,09
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1979
|
7,45
|
7,45
|
3,33
|
20,4
|
20,4
|
0
|
46,54
|
46,54
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1980
|
6,46
|
6,46
|
17,6
|
17,6
|
0
|
53,00
|
53,00
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1981
|
6,53
|
6,53
|
2,92
|
19,2
|
19,2
|
0
|
59,53
|
59,53
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1982
|
9,81
|
9,81
|
4,38
|
26,9
|
26,9
|
0
|
69,33
|
69,33
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1983
|
10,88
|
10,88
|
4,86
|
30,1
|
30,1
|
0
|
80,21
|
80,21
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1984
|
4,85
|
4,85
|
2,16
|
13,8
|
13,8
|
0
|
85,06
|
85,06
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1985
|
1,18
|
1,18
|
0,53
|
20,0
|
20,0
|
0
|
86,24
|
86,24
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1986
|
0,03
|
0,65
|
0,01
|
0,2
|
4,3
|
95,85
|
86,26
|
86,89
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1987
|
0,32
|
0,32
|
0,14
|
2,5
|
2,5
|
0
|
86,58
|
87,21
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1988
|
0,69
|
0,69
|
0,31
|
1,9
|
1,9
|
0
|
87,27
|
87,90
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1989
|
0,67
|
0,67
|
0,30
|
1,8
|
1,8
|
0
|
87,94
|
88,57
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1990
|
0,67
|
0,67
|
0,30
|
1,8
|
1,8
|
0
|
88,61
|
89,23
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1991
|
1,31
|
1,31
|
0,58
|
3,6
|
3,6
|
0
|
89,92
|
90,54
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1992
|
0,94
|
0,94
|
0,42
|
2,6
|
2,6
|
0
|
90,86
|
91,49
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1993
|
0,95
|
0,95
|
0,42
|
2,6
|
2,6
|
0
|
91,81
|
92,43
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1994
|
0,35
|
0,35
|
0,15
|
1,1
|
1,1
|
0
|
92,16
|
92,78
|
-
|
1
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1995
|
0,50
|
1,69
|
0,22
|
1,0
|
3,5
|
70,40
|
92,66
|
94,47
|
1
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1996
|
0,71
|
1,42
|
0,32
|
1,0
|
2,1
|
49,68
|
93,37
|
95,88
|
-
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1997
|
2,18
|
2,77
|
0,97
|
3,2
|
4,0
|
21,36
|
95,55
|
98,65
|
-
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1998
|
9,49
|
12,89
|
4,24
|
11,2
|
15,3
|
26,39
|
105,03
|
111,54
|
1
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
1999
|
11,14
|
14,86
|
4,97
|
11,0
|
14,6
|
24,99
|
116,18
|
126,40
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2000
|
6,66
|
12,47
|
2,97
|
6,4
|
12,0
|
46,62
|
122,83
|
138,87
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2001
|
6,39
|
10,20
|
2,85
|
6,9
|
11,0
|
37,35
|
129,22
|
149,07
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2002
|
5,31
|
2,37
|
5,0
|
8,8
|
43,57
|
134,53
|
158,47
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2003
|
3,76
|
5,47
|
1,68
|
4,1
|
5,9
|
31,23
|
138,30
|
163,95
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2004
|
11,67
|
13,82
|
5,21
|
10,9
|
12,9
|
15,61
|
149,96
|
177,77
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2005
|
8,01
|
10,61
|
3,57
|
7,3
|
9,7
|
24,57
|
157,97
|
188,38
|
-
|
3
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2006
|
6,22
|
8,30
|
2,78
|
6,0
|
8,0
|
25,07
|
164,18
|
196,68
|
-
|
3
|
1
|
25,391
|
25,391
|
165
|
7
|
|
2007
|
5,73
|
6,01
|
2,56
|
8,0
|
8,4
|
4,76
|
169,91
|
202,69
|
-
|
2
|
1
|
24,909
|
50,3
|
194
|
13
|
|
2008
|
6,00
|
6,58
|
2,68
|
6,3
|
6,9
|
8,76
|
175,91
|
209,27
|
1
|
3
|
1
|
25,283
|
75,583
|
184
|
18
|
|
2009
|
5,34
|
7,79
|
2,38
|
4,7
|
6,8
|
31,48
|
181,25
|
217,06
|
1
|
4
|
1
|
20,34
|
95,923
|
147
|
22
|
|
2010
|
6,31
|
8,50
|
2,82
|
5,5
|
7,4
|
25,78
|
187,56
|
225,56
|
-
|
4
|
1
|
18,427
|
114,35
|
117,2
|
25,7
|
|
2011
|
3,74
|
7,72
|
1,7
|
3,8
|
7,8
|
51,5
|
191,3
|
233,3
|
-
|
3
|
1
|
6,2
|
120,5
|
53
|
26
|
|
2012
|
2,05
|
8,359
|
0,92
|
2,9
|
11,8
|
75,5
|
193,35
|
241,6
|
-
|
3
|
-
|
0
|
120,5
|
-
|
25,8
|
Добывающая скважина 75 эксплуатируется механизированным
способом (ШГН) с дебитом нефти 8,3 т/сут при обводненности добываемой продукции
20,4 % (плотность попутно добываемой воды 1,18 г/см3). Добыча нефти
в месяц составляет 250 т.
Добывающая скважина 78 эксплуатируется механизированным
способом (ШГН) с дебитом 8,9 т/сут безводной нефти. Добыча нефти в месяц
составляет 275 т. В течение 2010 года в продукции скважины отмечалось появление
попутно добываемой воды, процентное содержание которой изменялось в пределах
11-38 %, плотность воды 1,15-1,19 г/см3, однако, исходя из анализа
проб, плотность отбираемой воды утяжеляется, что указывает на начало обводнения
скважины.
Добывающая скважина 77 эксплуатируется в периодическом режиме
механизированным способом (ШГН). Дебит нефти по скважине составляет 2,6 т/сут,
обводненность продукции 20,2 % при плотности попутно добываемой воды 1,17 г/см3.
Как и в добывающей скважине 78 в скважине 77 в 2010 году впервые отмечено
появление воды, процентное содержание которой в среднем составляет 25-30 %
плотностью 1,17-1,18 г/см3.
Добыча нефти за 2010 год в целом по залежи нефти воронежского
горизонта составила 6,306 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых
запасов - 2,8%. Добыча жидкости - 8,496 тыс. т, обводненность продукции в целом
по залежи составляет 26%.
По состоянию на 01.01.2012 года фактический фонд действующих
добывающих скважин превышает проектный. Причиной превышения является тот факт,
что добывающая скважина 77 относится к действующему добывающему фонду и по
состоянию на 01.01.2012 года эксплуатируется с дебитом нефти 0,4 т/сут при
обводненности добываемой продукции 85 %. Согласно рекомендуемому варианту
дальнейшей разработки залежи нефти воронежского горизонта в 2011 году по
причине достижения предельной обводненности скважина 77 должна была выйти из
эксплуатации.
В течение отчетного периода скважина 77 эксплуатировалась с
дебитом нефти 0,6-2,8 т/сут, при этом обводненность добываемой продукции
изменялась в пределах 40-90 %, плотность попутно добываемой воды - 1,16-1,175
г/см3. Всего скважиной 77 за 2011 год отобрано 576 т нефти и 1,605
тыс. т воды.
Добывающей скважиной 75 в отчетном году отобрано 926 т нефти.
По сравнению с 2010 годом производительность скважины снизилась на 1,782 тыс. т
нефти, что связано с ростом обводненности добываемой продукции. В апреле 2011
года, после проведенного по скважине 75 ППР по смене насосного оборудования,
обводненность добываемой продукции с 44 % увеличилась до 93 %. В мае 2011 года
скважина 75 остановлена. Обводненность продукции при остановке составляла 99 %,
плотность воды 1,2 г/см3. Для определения источника поступления воды
в продукцию скважины в июле 2011 года по скважине 75 проведены
промыслово-геофизические исследования на определение работающих интервалов при
компрессировании. В результате исследований установлено, что приток в основном
поступает из верхнего интервала перфорации (3039,2-3042,2 м и 3043,2-3044,8 м),
соответствующего птичским слоям воронежского горизонта. Поступление флюида из
открытой части нижнего интервала перфорации (3065-3068 м), соответствующего
стреличевским слоям воронежского горизонта, незначительно. При депрессии (при
компрессировании максимально созданная депрессия составила 1,67 МПа, при разрядке
3,05 МПа), после срабатывания первой и второй пусковой муфт, верхний интервал
перфорации работал водой, которую поглотил во время подготовки скважины к
исследованиям. Из нижнего интервала отмечен незначительный приток воды с
нефтью. Максимальное содержание нефти, поступающее из верхнего и нижнего
интервалов, отмечается при максимальной депрессии в процессе рязрядки (3,05
МПа) и уменьшается на временных замерах с уменьшением депрессии.
После 2-х месяцев нахождения в бездействии (06-07.2011)
скважина 75 Давыдовская была введена в эксплуатацию фонтанным способом в
периодическом режиме. При этом отбор нефти составил 24 т. Продукция безводная.
По состоянию на 01.01.2012 года скважина эксплуатируется в
периодическом режиме фонтанным способом, при отборе в месяц 18 т безводной
нефти.
Основной объём добычи нефти в 2011 году по залежи нефти
воронежского горизонта получен из скважины 78 Давыдовской - 2,239 тыс. т нефти.
По сравнению с предыдущим годом эксплуатации производительность скважины 78
снизилась на 761 т. Как и по добывающей скважине 75, основной причиной снижения
объёмов добычи нефти является рост обводненности добываемой продукции. В
течение 2011 года обводненность по скважине 78 с 16 % выросла до 64 %.
Плотность попутно добываемой воды изменялась в пределах 1,21-1,17 г/см3.
Эксплуатация скважины сопровождается частыми обработками пресной либо горячей
водой. Объём закачиваемой в скважину технологической воды в 2011 году составил
1,034 тыс. м3. В 2010 году объём закачки составлял 435,8 м3.
Разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется
с системой поддержания пластового давления. Закачка воды производится в одну
нагнетательную скважину 74. За 2011 год для поддержания пластового давления в
залежь закачано 6,150 тыс. м3 воды. Текущая компенсация по залежи за
2011 год составила 53 %.
Система поддержания пластового давления на залежи нефти
воронежского горизонта организована с 2006 года. При этом значение текущей
компенсации сразу составляло более 200 %. Объёмы закачки значительно превышали
объёмы добычи жидкости в пластовых условиях (рис.2.6.). Благодаря такому
осуществлению разработки залежи, пластовое давление в залежи начало
восстанавливаться. В период с 2006 по 2009 годы пластовое давление в залежи с
20 МПа восстановилось до 28-27 МПа. Отборы нефти стабилизировались на уровне
500 т в месяц и порядка 6 тысяч тонн в год. Вывод из эксплуатации
высокообводненных скважин 18 и 76, привел к снижению обводненности в целом по
залежи нефти воронежского горизонта. Добывающие скважины 75 и 78, дающие основной
объём добываемой продукции, долгое время эксплуатировались безводной нефтью.
Вода в данных скважинах появилась только после организации на залежи системы
ППД. Так в добывающей скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с
момента организации системы поддержания пластового давления, а добывающей
скважине 78, появление воды отмечено впервые в 2010 году. Впервые вода в 2010
года появляется и в добывающей скважине 77, введенной в эксплуатацию на залежь
нефти воронежского горизонта в 2009 году с залежи нефти семилукского горизонта
и до августа 2010 года работающей безводной нефтью.
Как видно из рисунка 2.6 в 2010 году объёмы нагнетания в
скважину 74 были снижены, текущая компенсация с 200 % была снижена в среднем до
130 %. При этом пластовое давление в залежи удерживалось на уровне 28 МПа.
Динамические уровни, несмотря на уменьшение объёмов закачиваемой в залежь воды,
продолжали восстанавливаться. За 2010 год по скважине 75 динамический уровень
восстановился с 500 до 200 м, по скважине 78 - с 800 м до 450 м, по скважине 77
- с 950 м до 650 м (рисунок 1.4.3). Что касается обводненности, то по скважине
75 обводненность по сравнению с 2009 годом снизилась на 11 % (с 50 % до 39 %).
Но в продукции добывающих скважин 77 и 78 содержание воды увеличилось. Причем, если
в продукции скважины 78, появление воды носило периодический характер, то в
продукции скважины 77 отмечался рост обводненности добываемой продукции.
На начало 2011 года обводненность по скважинам добывающего
фонда составляла: по скважине 75 - 20 %, по скважине 77 - 20 %, по скважине 78
- 0 %. С первых месяцев 2011 года объёмы нагнетания и текущая компенсация были
снижены. Однако, как видно из рисунка 1.4.3, обводненность начала расти, причем
по скважинам 75 и 77 высокими темпами, и к середине 2011 года достигала 99 %,
плотностью 1,2 г/см3 по скважине 75 и 82 %, плотностью 1,172 г/см3
по скважине 77. Динамические уровни продолжали восстанавливаться (рис.2.7.).
Согласно заключению лаборатории нефтепромысловой
гидрогеологии, вода в продукции скважин 75 и 78 в основном представляет собою
смесь закачиваемой для ППД воды и пластовых рассолов. По добывающей скважине 77
попутно добываемая вода по своему химическому составу близка к закачиваемой для
ППД.
Согласно результатам ПГИ от 01.2010 года, в нагнетательной скважине
74 жидкость от закачки поступает в интервалы 3094,6-3096,0 м (птичские слои
воронежского горизонта) и 3110,0-3123,0 м (стреличевские воронежского
горизонта). Основной объём закачиваемой воды поступает в стреличевские слои
воронежского горизонта. Данные ПГИ подтверждались и анализом поведения
обводненности по скважинам добывающего фонда, в результате которого
предполагалось, что стреличевские слои в большей степени промыты и являются
основным источником поступления воды в продукцию скважин добывающего фонда.
Появление воды в скважинах 78 и 77 (2010 год), эксплуатирующих залежь нефти
воронежского горизонта только с птичских слоёв, указывало на тот факт, что уже
и в птичских слоях, закачиваемая вода подступает к забоям добывающих скважин. А
резкий рост обводненности скважин в 2011 году и результаты ПГИ по скважине 75
(от 01-03.07.2011 г.) свидетельствуют о том, что и птичские слои воронежского
горизонта Давыдовского месторождения уже в достаточной мере промыты
закачиваемой водой и по скважинам добывающего фонда, работающим только с
птичских слоёв, начался процесс устойчивого обводнения.
С августа 2011 года закачка воды в нагнетательную скважину 74
была остановлена.
С остановкой нагнетания показатели эксплуатации добывающих
скважин изменились следующим образом: средняя обводненность по скважине 77 в
период с 08.2011 г. по 12.2011 г. составляла 84 %, по скважине 78 - 54 %,
скважина 75 после перевода на фонтанный способ эксплуатации работает с
безводной продукцией. Что касается поведения динамических уровней в скважинах
добывающего фонда, то по скважине 77 уровень продолжал восстанавливаться и к
декабрю 2011 года составил 100-150 м, по добывающей скважине 78 динамический
уровень восстановился до 200 м, с ноября 2011 года наблюдается снижение уровня
в скважине до 700-800 м.
Пластовое давление в районе скважины 75, согласно
манометрическим замерам, удерживается на уровне 28 МПа. В добывающих скважинах
77 и 78, манометрические замеры пластового давления не проводились. Согласно
замерам, пересчитанным по уровню, давление в районе данных скважин ниже, чем в
скважине 75. В районе скважины 77 давление составляет 25 МПа, в районе скважины
78 - 21 МПа.
Таким образом, сравнивая показатели эксплуатации скважин
добывающего фонда за 2010 и 2011 годы, наблюдается следующее. Обводненность по
скважинам добывающего фонда (в целом по залежи) выросла с 26 % до 51 %.
Динамические уровни восстановились по скважине 77 с 800 до 150 м, по скважине
78 с 450 м до 200 м, с последующим снижением до 700-800 м после остановки
нагнетания в скважину 74. Объёмы добычи нефти за 2011 год в целом по залежи
составили 3,741 тыс. т нефти. В 2010 году по залежи нефти воронежского
горизонта было отобрано 6,306 тыс. т. Как видно, резкий рост обводненности
привел к уменьшению объёмов добычи практически в 2 раза.
По причине роста обводненности по скважинам добывающего фонда
в 2011 году нормы отбора по залежи нефти воронежского горизонта не выполнены на
- 2,159 тыс. т или - 37%. В программе ГТМ на 2011 год закладывалось проведение
ГРП по скважине 77, дополнительная добыча за счет проведения мероприятия
ожидалась на уровне 700 т. По факту данное мероприятие не выполнено.
В 2012 году ситуация на залежи нефти воронежского горизонта
не изменилась. Несмотря на остановку нагнетательной скважины 74 Давыдовской,
снижения обводненности по скважинам добывающего фонда не наблюдается. При
плановой обводненности 44 %, фактическая составила 75 %. Из-за продолжающегося
роста обводненности добываемой продукции нормы отбора в 2012 году не выполнены
на 1,088 тыс. т или 35 %.
Что касается поведения уровней в скважинах добывающего фонда,
то остановка нагнетания воды в залежь нефти воронежского горизонта не привела к
их снижению. По добывающей скважине 78 динамический уровень с середины 2011
года удерживается на глубине 500 м, по добывающей скважине 77 уровень с 200 м
снизился до 1200, что связано с проведением по скважине оптимизации (рис.2.7.).
В январе-феврале 2012 года с целью получения дополнительной
добычи нефти по скважине 77 Давыдовской провели оптимизацию насосного оборудования
- смену НВ-38 на НВ-44. Дебит нефти по скважине увеличился с 0,82 т/сут до 2,93
т/сут. Обводненность продукции скважины не изменилась и осталась на уровне 80
%, плотность воды 1,17 г/см3. Динамический уровень как уже говорилось выше
снизился с 200 м до 1200 м. При среднем дебите 2 т/сут и обводненности порядка
80 % эксплуатация скважины продолжалась на протяжении всего отчетного периода,
однако к концу 2012 года уровень по скважине 77 начал снижаться (с 1200 м до до
1400 м) и было принято решение о переводе скважины на НВ-38. С 01.01.2013 года
скважина 77 Давыдовская эксплуатируется на НВ-38. Объём дополнительной добычи
за счет проведения оптимизации в 2012 году составил 528 т.
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.
Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2013 года
составляет 193,348 тыс. т нефти или 86 % от начальных извлекаемых запасов (224
тыс. т). Остаточные извлекаемые запасы нефти - 30,652 тыс. т. Удельные
остаточные запасы на 1 скважину добывающего фонда - 10,2 тыс. т. Текущий КИН
0,293 при проектном 0,340.
2.1.4 Залежь
нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло, скв.13)
Межсолевая залежь нефти южного крыла приурочена к блоку,
ограниченному с севера, юга и запада тектоническими нарушениями. Разработка
залежи велась на естественном режиме одной добывающей скважиной 13 в период
1971-1989 гг. с дебитами нефти 42-1 т/сут. В июне 1989 года скважина 13
переведена в контрольный фонд в связи со снижением пластового давления в залежи
до 13,5 МПа (Рнач=28,91 МПа, Рнас=10,17 МПа), дебит нефти снизился до 0,08
т/сут. В 1989 году залежь была переведена в консервацию из-за отсутствия
добывающего фонда.
С 1989 по 2006 гг. залежь находилась в консервации. По данным
гидродинамических исследований в период с 1994 по 2001 гг. пластовое давление в
скважине 13 восстановилось до 17,85 МПа.
С целью выработки остаточных запасов нефти предлагалось
провести ремонтно-восстановительные работы (бурение бокового ствола) в скважине
13 и ввести её в эксплуатацию. В начале 2007 года был пробурен второй ствол, а
в марте скважина вступила в эксплуатацию с начальным дебитом 9,2 т/сут
безводной нефти, в течение года дебит снижался и к декабрю составил 7,6 т/сут.
Пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м в процессе освоения скважины и
приведенное к отметке ВНК, составило 20,8 МПа (05.03.2007 г.). Спустя год
пластовое давление составило 10,3 МПа (рис.2.8.).
В начале 2008 года скважина эксплуатировалась
механизированным способом (НВ-38) в периодическом режиме с дебитом 5 т/сут безводной
продукции (Ндин=1800-1830 м). В феврале выполнили смену насоса, дебит нефти
увеличился с 4,5 до 6,5 т/сут и скважину перевели на постоянный режим
эксплуатации (Ндин=1660-1770 м). Затем дебит нефти стал снижаться и в мае
составил 3,8 т/сут (Ндин=1870-1890 м), скважину перевели на периодический режим
эксплуатации. По причине снижения пластового давления, низкого динамического
уровня скважину 13s2 в конце 2008 года перевели в контрольный фонд. График
разработки елецко-задонской залежи южного крыла представлен на рис.2.8.).
По состоянию на 01.01.2013 года скважина 13s2 находится в
контрольном фонде.
За время нахождения скважины 13s2 в контрольном фонде
восстановления энергетики залежи не наблюдается. Статический уровень в скважине
составляет 1440 м.
Остаточные извлекаемые запасы залежи составляют 8,308 тыс. т
нефти. Организация системы ППД и бурение новых скважин является
нецелесообразным. Ввод в эксплуатацию скважины 13s2 не представляется возможным
по причине недостаточной энергетики залежи и наличия воды по стволу скважины.
По данным причинам варианты дальнейшей разработки в данном
проектном документе не рассматриваются.
По состоянию на 01.01.2013 года:
Начальные извлекаемые запасы - 37 тыс. т;
Остаточные извлекаемые запасы - 8,308 тыс. т;
Проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0, 198;
Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,153;
Отобрано от начальных извлекаемых запасов - 28,692 тыс. т
нефти (78 %);
Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 8,308 тыс.
т;
Начальное пластовое давление - 27,6 МПа;
Давление насыщения - 10,17 МПа (принято по аналогии с
петриковско-задонской залежью). Текущее пластовое давление - 12,45 МПа (на
ВДП=3105 м).
По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти
елецко-задонского горизонта (южное крыло) не разрабатывается ввиду отсутствия
фонда. Скважина 13s2 находится в контрольном фонде.
2.1.5 Залежь
нефти петриковско-задонского горизонта
Разработка петриковско-задонского горизонта начата в январе
1971 года скважиной 2, расположенной в центральной части залежи. Скважина 2
введена в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом 57,8 т/сут. 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. При этом
среднесуточный дебит снизился до 18 т/сут. В дальнейшем, при снижении дебита до
1 т/сут фонтаном (июль 1975 года) и годовом темпе отбора 0,3 % от НИЗ
наблюдался рост пластового давления до 31,1 МПа, что обусловлено
перераспределением давления в залежи при низких отборах нефти.
Согласно принятому варианту разработки с 1975 года началось
разбуривание залежи по сетке 600х600 м. За 3 года (1975-1978 гг.) было
пробурено 9 скважин: 34, 17, 33, 16, 63, 62, 54, 64, 66.
Разбуривание залежи в этот период проходило в основном в
центральной части залежи, скважины 33 и 54 пробурены в приконтурной части
залежи. 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 для скважины 54, что указывает на ухудшение
коллекторских свойств в северной зоне и затруднённую гидродинамическую связь по
залежи (рис.2.9.).
Скважины вводились в эксплуатацию фонтаном, средний дебит по
скважинам, расположенным в центральной части залежи составил 31 т/сут. По
скважинам 33, 54, 17 дебит нефти составил 0,3 т/сут, в дальнейшем при переводе
на механизированную добычу скважины работали с дебитом нефти около 10 т/сут.
В период 1975-1977 гг. уровни по добыче нефти,
запланированные технологической схемой, не выполнялись, что связано с
отставанием темпов разбуривания залежи, отсутствием системы ППД, которая была
предусмотрена технологической схемой 1974 года. Пластовое давление за этот
период постоянно снижалось и на конец 1977 года составило 24,8 МПа. Накопленный
отбор нефти по состоянию на 01.01.1978 года составил 94,246 тыс. т нефти.
Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта в
период с 1978 по 1984 год характеризовалась постоянным уровнем добычи нефти в
пределах 40-50 тыс. т в год (1,1-1,5 % от НИЗ=3441 тыс. т). В этот период было
закончено разбуривание залежи по сетке 600*600 м. Бурение скважин проводилось в
основном в приконтурной части залежи. В течение 1978-1984 гг. было пробурено и
введено в эксплуатацию 13 скважин: 59,56,55,61,67,35,60,68,58,65,69,70,57.
Скважины вводились в эксплуатацию, в основном, механизированным способом, после
многократных соляно-кислотных обработок. Средний дебит новых скважин составил
6,5 т/сут, что оказалось примерно наполовину ниже запроектированного. Это
явилось основной причиной невыполнения проектных уровней добычи нефти в
1978-1984 гг.
В 1979 году на залежи нефти петриковско-задонского горизонта
организовывается система поддержания пластового давления. С начала разработки
до начала закачки отобрано 148,406 тыс. т нефти или 4,3 % от начальных
извлекаемых запасов. 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. На единицу снижения пластового давления отобрано 23,6
тыс. т нефти.
В феврале 1979 года была введена под закачку внутриконтурная
скважина 64, в июне 1980 г. - скважина 67.
Закачка проводилась при давлении на устье скважин 8,5-12,0
МПа, с приёмистостью по скважине 64 от 70 до 120 м3/сут, по скважине
67 от 140 до 330 м3/сут.
В период с 1979 по 1985 года в залежь нефти петриковско-задонского
горизонта закачано 413,6 тыс. м3 воды, годовая компенсация
изменялась от 40 до 141 %, накопленная - по состоянию на 01.01.1985 года
составила 64 % при проектной 101 %.
Пластовое давление по залежи продолжало снижаться и на
01.01.1985 года среднее давление составило порядка 20 МПа.
Для выявления влияния закачки на добывающие скважины были
проанализированы дебиты скважин, расположенных в районе очагов нагнетания. По
скважинам 34,63,60,62 в течение 1979-1984 гг. отмечался постоянный дебит нефти
на уровне 10-30 т/сут.
На конец 1984 года действующий фонд залежи нефти
петриковско-задонского горизонта составил 22 добывающие скважины и 2
нагнетательные. Годовая добыча нефти нефти составила 50 тыс. т.
С 1985 года петриковско-задонская залежь разрабатывалась согласно
"Уточненной технологической схеме разработки Давыдовского
месторождения", составленной в 1985 году.
По рекомендуемому варианту предусматривалась разработка
залежи с площадным внутриконтурным заводнением, бурением 7 добывающих, 4
нагнетательных и 10 резервных скважин.
С 1985 года по 1994 год на петриковско-задонскую залежь
пробурено и введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин и 1 скважина
переведена с семилукского горизонта в 1994 году (скважина 80). Скважины 81, 102
и 95 переведены с лебедянского горизонта. Ввод скважин в эксплуатацию
осуществлялся в следующем порядке: 79, 81, 102, 95, 84, 83, 85, 91, 87, 89, 90,
93, 86,88,92,80.
Пробуренные скважины не изменили представления о
геологическом строении петриковско-задонской залежи.
При вводе скважин в эксплуатацию сохраняется определенная
зависимость величины пластового давления и начального дебита скважин от
местоположения их на залежи. Так, скважины, расположенные в центральной части
залежи и находящиеся под влиянием закачки, имеют начальный дебит порядка 12
т/сут, что значительно выше, чем по скважинам, расположенным в приконтурной
зоне.
В 1995 году были введены в эксплуатацию добывающие скважины
82, 104, 106, 108. Скважина 63 была переведена в контрольный фонд по причине
обводнения, скважина 81 и 38 ликвидированы.
Средний дебит нефти действующего фонда на 01.01.1995 года
составил 5,9 т/сут. По скважинам дебит изменяется от 0,3 т/сут до 40 т/сут.
По величине среднего дебита на залежи выделяется 2 группы
скважин:
к 1-й группе относятся скважины, расположенные в зоне с
большими нефтенасыщенными мощностями, относительно высокими коллекторскими и
фильтрационными свойствами и находятся в зоне влияния закачки (центральная
часть залежи). Средний текущий дебит нефти по этой группе скважин составляет
около 10 т/сут, в т. ч. по скважинам 80, 34, 106,расположенным южнее линии
нагнетания, до 30-40 т/сут.
-я группа, которая составляет 41 % добывающего фонда,
представлена скважинами, расположенными в приконтурной зоне с ухудшенными
коллекторскими и фильтрационными свойствами. Скважины работают периодически и
средний дебит по ним составляет 2 т/сут. Периодическая эксплуатация
характеризуется отложением хлористых солей на забоях и внутрискважинном
оборудовании и вызывает необходимость регулярных остановок для промывки и
очистки ствола скважины и скважинного оборудования.
Весь фонд механизированный, 3 скважины оборудованы ЭЦН,
остальные ШГН.
На 01.01.1995 год на петриковско-задонскую залежь закачано
1271,8 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора закачкой
составила 82,4 %. Компенсация отбора по годам изменялась от 53,4 % до 150 % в
год.
Как уже отмечалось, влияние от закачки имеют скважины,
расположенные в центральной и южной части залежи. Поддержание пластового
давления в приконтурной зоне, запланированное в технологической схеме, по
состоянию на 01.01.1995 г. оказалось невыполнимо. В 1995 году предполагалось
освоить под закачку скважину 81 в северо-западной части залежи, однако при
существующей на то время технологии закачки скважина воду не принимала.
Запланированную в технологической схеме разработки систему
площадного заводнения организовать не удалось и пластовое давление в залежи
продолжало постепенно снижаться. К 1995 году пластовое давление по залежи нефти
петриковско-задонского горизонта в среднем составило 19,3 МПа (рис.2.9.).
Вместе с тем небольшие объёмы закачки позволили замедлить
темп обводнения залежи.
До начала обводнения было отобрано 633,7 тыс. т нефти, или 18
% от НИЗ.
Вода в продукции скважин появилась в 1989 году, через 10 лет
после начала закачки, в скважине 63, расположенной вблизи очага нагнетания.
Скорость продвижения фронта заводнения составляла 55 м/год. Начальная
обводнённость составила 20 % и за год увеличилась до 86,6 %. К маю 1991 года
скважина обводнилась до 96 %. Проводимые в 1992-1995 гг. мероприятия по
снижению обводнённости не дали положительных результатов.
К 1995 г. из всего действующего фонда 9 скважин работали с
водой, средняя обводнённость по залежи составила 11,5 % и 9 скважин
эксплуатировались периодически, что вызвано наличием воды в стволе скважины.
Основной фронт обводнения распространяется от нагнетательных
внутриконтурных скважин 64 и 67 к добывающим. Скорость его зависит от отбора
жидкости добывающими скважинами и ёмкостно-фильтрационных свойств пласта.
В структуре обводнённых скважин выделяются две группы: первая
- эксплуатационные скважины с устойчивым наличием воды в добываемой продукции
(33,35,70,93,85,86); вторая - с периодическим появлением воды в добываемой
продукции (33,35,70,93,85,86).
Скважины первой группы расположены, как правило, вблизи зоны
влияния очаговых нагнетательных скважин на участках с улучшенными коллекторским
свойствами, в пределах которых отмечалось преимущественное продвижение фронта
закачиваемой воды. Наибольшее продвижение фронта отмечено в направлении от
линии нагнетания скважин 64 - 67 в северо-восточном направлении. Плотность
добываемой воды в среднем составляет от 1,15 г/см3 до 1,2 г/см3.
Скважины второй группы расположены на периферийных участках
структуры и приурочены к коллекторам с ухудшенными фильтрационными свойствами.
Источниками поступления воды в скважину могут быть как закачиваемые воды, так и
пластовые воды (подконтурные и законтурные), а также и техническая вода,
используемая для промывки скважин.
В скважинах добывающего фонда с более высокими отметками над
ВНК больше отбора нефти за безводный период и более длительные периоды
безводной эксплуатации. Но существует ряд скважин (89, 106, 87, 85, 91 и 86)
имеющих небольшой объём безводной добычи нефти, хотя они имеют довольно высокие
отметки над ВНК.
Причиной небольших безводных отборов нефти могут являться:
поздний ввод скважин в эксплуатацию (как правило, скважины вводились в
1991-1995 гг.); расположение вблизи очагов заводнения в зоне преимущественного
влияния закачки (скв.106, 91, 87, 89); негерметичность заколонного
пространства.
Для ограничения водопритока по скважинам добывающего фонда
проводились мероприятия по отсечению обводнившихся пропластков (скважины 90,63)
и селективная изоляция (скважина 63). Эффект от указанных мероприятий
наблюдался в скважине 90.
С целью увеличения охвата пласта вытеснением и улучшения
выработки продуктивных пластов в процессе разработки проводились мероприятия по
интенсификации притока, дополнительная перфорация в добывающих и нагнетательных
скважинах.
В 1996 году было продолжено разбуривание залежи. В
эксплуатацию из бурения были введены две новые добывающие скважины 99 и 100.
Начальный дебит нефти по скважинам составил 6,5 тс/сут и 8,5 т/сут
соответственно. Скважина 99 вступила с обводненностью продукции 37 %.
В течение 1996 года по высокодебитным скважинам 80,62,68 и 69
наблюдается снижение дебита по сравнению с предыдущим годом эксплуатации на
8-43 %. Причиной снижения производительности является перевод некоторых скважин
в периодическую эксплуатацию по причине низкой продуктивности либо наличия воды
в стволе скважины.
В 1996 году в шести скважинах добывающего фонда, ранее
работавших без воды, впервые появляется вода, начальная обводненность скважин
составляет 7-18 %. Плотность отбираемой воды изменяется в пределах 1,16-1,22
г/см3.
В нагнетательном фонде происходят следующие изменения. Ввиду
удаленности от зоны отбора и небольшой приёмистости организованная в скважины
53 и 74 закачка не оказывала влияния на добывающие скважины. Скважины были
ликвидированы.
С целью восстановления пластового давления была организована
закачка во внутриконтурные скважины 59 и 63. Начальная приёмистость по скважине
59 - 30,5 м3/сут, по скважине 63 - 110 м3/сут.
Ввод под нагнетание скважин 59 и 63 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. Как следствие недостаточной энергетики залежи - низкие
динамические уровни и соответственно снижение дебитов по скважинам добывающего
фонда.
В период с 1997 по 2001 год в эксплуатацию на залежь нефти
петриковско-задонского горизонта введена из бурения скважина 9001 (июль 2000
год). Действующий добывающий фонд за данный период изменяется от 36 до 34
скважин. Изменения в действующем добывающем фонде, прежде всего, связаны с
выбытием скважин по причине полного обводнения.
После достаточно длинного периода эксплуатации залежи со
стабильными дебитами нефти на уровне 7-6 т/сут и жидкости 7-9 т/сут их снижение
в период 1999-2000 гг. связано, в основном, с ростом обводненности добываемой
продукции, а также с низкими динамическими уровнями.
Разработка залежи нефти ведется с внутриконтурным очаговым
заводнением. Основное обводнение скважин добывающего фонда происходит в
западной части залежи в районе нагнетательных скважин 63 и 64.
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.
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 состоянию на 01.01.2001 года всего в залежь закачано
1916,374 тыс. м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой достигла 84
%, в том числе на восточном участке - 112%, на западном - 57,8 %. Учитывая
сложившуюся ситуацию на залежи, западный участок требует усиления системы
поддержания пластового давления.
В июне 2001 года на западном участке залежи была введена из
бурения новая нагнетательная скважина 110. Приёмистость по скважине составляла
60-80 м3/сут.
По состоянию на 01.01.2002 года накопленная компенсация по
участкам распределилась следующим образом: на восточном участке - 103,4 %, на
западном 59,5 %.
Разработка залежи по состоянию на 01.01.2002 года
характеризуется стабильными показателями эксплуатации скважин добывающего
фонда. Достаточно длительный период (с 1996 года) дебиты нефти и жидкости
удерживаются на уровне 7-6 т/сут и 8-7 т/сут соответственно. При этом доля
низкодебитного фонда (менее 5 т/сут) составляет 42,4 % от действующего
добывающего фонда. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут (45,5 %) и
12-18 т/сут (12,1 %).
По состоянию на 01.01.2004 года на залежи нефти
петриковско-задонского горизонта эксплуатируются 29 добывающих скважин, 6
нагнетательных.
В течение 2002-2003 года произошло снижение количества
скважин добывающего фонда, что связано с выбытием трёх скважин в бездействие по
причине низких дебитов и высокой обводненности и переводом скважины 16 в
контрольный фонд (рост обводненности).
Нагнетательный фонд скважин был увеличен на одну единицу. В
2003 году под нагнетание была переведена скважина 87.
В период с 2004 по 2007 год в добывающем фонде скважин
происходят следующие изменения. В 2004 году вторым стволом была восстановлена и
введена в эксплуатацию скважина 82s2 и восстановлена из ликвидированного фонда
скважина 54 (при дальнейшей эксплуатации вся добыча по скважине 54, начиная с
2004 года отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта). В 2006 году
восстановлены вторыми стволами скважины 34 и 65 и пробурена разведочная
скважина 122. В нагнетательном фонде измениний не было.
С 2004 по 2007 год разработка залежи нефти петриковско-задонского
горизонта ведется с постоянными показателями добычи нефти на уровне 65 тыс. в
год (2 % от НИЗ), средний дебит нефти по залежи удерживается на уровне 5-6
т/сут, дебит жидкости 7-8 т/сут. Среднегодовая обводненность по скважинам
добывающего фонда составляет порядка 22 %. Значительного роста обводненности
скважин добывающего фонда не наблюдается. Обводненность по скважинам изменяется
в пределах от 8 % до 98 %. Количество скважин дающих обводненную продукцию по
сравнению с предыдущими годами разработки снизилось и составляет 15 скважин (50
% действующего фонда). Снижение обводненности связано с выбытием
высокообводненных скважин из эксплуатации и поддержанием объёмов закачки на
одном уровне (рис.2.10.).
За последние несколько лет эксплуатации 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 июле введена новая нагнетательная разветвленная
(двухзабойная) скважина 111r в северо-восточной части для нагнетания в елецкую
залежь.
Таким образом нагнетательный фонд по состоянию на 01.01.2011
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.
Добывающий фонд скважин с 2006 по 2010 год был увеличен на
две единицы (2007 год ввод 16s2, 2009 год ввод 56s2). Все скважины
эксплуатируются механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН, остальные
скважины добывающего фонда оборудованы ШГН.
В 2010 году на залежь нефти петриковско-задонского горизонта
была введена добывающая скважина 121. Бурение скважины закладывалось с целью
эксплуатации залежи нефти петриковско-задонского горизонта, а также с целью
определения наличия связи между западным районом залежи (скважина 9001) и
основной частью межсолевой залежи.
Скважина 121 введена в эксплуатацию в октябре 2010 года
фонтанным способом в периодическом режиме. Фонтанным способом скважина
эксплуатировалась в течение 13,2 сут, обор за это время составил 11 т безводной
продукции. В декабре месяце скважина 121 была переведена на механизированный
способ эксплуатации, при этом дебит нефти составил 5,5 т/сут. Продукция
скважины безводная.
По состоянию на 01.01.2011 года в эксплуатации на залежи
нефти петриковско-задонского горизонта 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).
За 2010 год из залежи отобрано 72,819 тыс. т нефти, темп
отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2,1 %. С темпом отбора
порядка 2 % от НИЗ в год разработка залежи осуществляется с 2000 года. Среднегодовая
обводненность по залежи составляет 23 %. Со среднегодовой обводненностью
продукции порядка 20-25 % разработка залежи осуществляется на протяжении
последних десяти лет.
В 2011 году на Давыдовском месторождении завершилось бурение
трех добывающих скважин 112, 124 и 109 на межсолевую залежь. Также был пробурен
один боковой ствол скважины 81.
Скважина 112 введена в эксплуатацию в октябре 2011 года.
Начальный дебит нефти по скважине 112 Давыдовской составил 2 т/сут безводной
нефти. В декабре 2011 года по скважине 112 проведен ГРП. Дебит нефти за декабрь
2011 года составил 5,2 т/сут безводной нефти.
Скважина 124 заложена в северо-западной части залежи нефти
елецкого горизонта с доразработкой малоразведанного северо-западного участка
залежи Давыдовского месторождения, на котором отборы нефти ранее не велись.
Скважина 124 введена в эксплуатацию в июне 2011 года.
Начальный дебит нефти по скважине 124 составил 10,6 т/сут безводной нефти. По
состоянию на 01.01.2012 года скважина 124 эксплуатируется с дебитом нефти 10,5
т/сут. Продукция скважины безводная.
Также в конце 2011 года начата бурением скважина 109
Давыдовская. Она заложена в южной части залежи нефти
петриковско-елецко-задонского горизонта с целью увеличения добычи нефти и
выработки остаточных извлекаемых запасов.
С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных
извлекаемых запасов межсолевой залежи было принято решение восстановить вторым
стволом скважину 81. Скважина была заложена в северной части залежи.
По состоянию на 01.01.2012 г. в действующем фонде находятся
36 добывающих скважин и 10 нагнетательных. Все скважины эксплуатируются
механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН, остальные - ШГН.
По 14 скважинам добывающего фонда (скв.17, 34s2, 55, 65s2,
58, 68, 69, 82s2, 83, 84, 86, 90, 104, 108), что составляет 39 % от всего
действующего фонда, дебиты нефти остались на уровне прошлого года, что
характеризует работу данных скважин как стабильную.
По девяти скважинам добывающего фонда (25 % от действующего
добывающего фонда) произошло увеличение дебита нефти (скважины 57, 66, 70, 80,
85, 93, 95, 106, 121). По скважинам 66, 70 и 95 увеличение дебита нефти связано
с проводимыми по данным скважинам геолого-техническими мероприятиями -
реперфорация, ГРП. По добывающим скважинам 85, 80 и 106 увеличение
производительности скважин связано со снижением обводненности. По добывающим
скважинам 85 и 80 появление воды в продукции скважины имеет периодический
характер и в 2011 году по сравнению с 2010 годом эксплуатация данных скважин
сопровождалась безводной продукцией. Снижение обводненности по скважине 106
связано с изменением режима проведения технологических обработок скважины
пресной водой. По добывающим скважинам 93 и 121 увеличение дебита нефти
произошло после смены числа качаний с 5,2/6 и 4/6 соответственно. По скважине
121 также была проведена смена длины хода с 2 м на 2,5 м. Увеличение
производительности скважины 57 Давыдовской связано с переводом скважины из
периодической эксплуатации в постоянную, чему способствовало восстановление к
середине 2011 года динамического уровня до глубины 1400 м и удержание уровня на
данной глубине.
По скважине 66 интенсификация проведена в феврале 2011 года.
Средний дебит нефти до проведения ГРП составлял порядка 8,2 т/сут. Продукция
скважины безводная. После проведения реперфорации и ГРП дебит нефти по скважине
66 Давыдовской составил 11,5 т/сут с последующим увеличением до 13,6 т/сут. По
состоянию на 01.01.2012 года скважина 66 Давыдовская эксплуатируется с дебитом
13,6 т/сут. Продукция скважины безводная. Проведенное мероприятие оценивается
как эффективное, дополнительная добыча нефти за счет интенсификации в 2011 году
составила 1,641 тыс. т при планируемой дополнительной добыче в 0,694 тыс. т.
По 33 % (12 скважин) действующего добывающего фонда
наблюдается снижение дебита нефти. Основные причины снижения дебита по
скважинам либо увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в
непосредственной близости от очагов нагнетания (скважины 35, 88, 62), либо
снижение дебитов из-за недостаточной энергетики на участках залежи,
расположенных на удаленном расстоянии от очагов нагнетания или ухудшение работы
насосного оборудования.
Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти
работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс. т до 2 тыс. т. Причем,
большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С
максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс. т работают 9 добывающих
скважин (58, 60, 66, 80, 88, 89, 91, 104, 106). Данными скважинами за отчетный
период добыто 37,520 тыс. т нефти или 49 % от всей годовой добычи нефти в целом
по межсолевой залежи, причем продукция шести добывающих скважин 58, 60, 66, 80
и 89 - безводная.
Что касается обводненности добываемой продукции, то
среднегодовая обводненность в целом по скважинам добывающего фонда осталась на
уровне прошлого года - 23 %. Однако выделяется ряд скважин, в которых в течение
всего отчетного периода наблюдался рост обводненности добываемой продукции или
в которых вода в 2011 году появилась впервые.
Исходя из содержания воды в продукции скважин добывающего
фонда залежи нефти петриковско-задонского горизонта, выделяется три группы
скважин:
· 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
безводной продукцией;
· третья - скважины с периодическим
появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое
количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2011 год в
залежь при проведении технологических обработок закачано 13,161 тыс. м3 технологической
жидкости).
Из скважин, относящихся к первой группе, увеличение
содержания воды наблюдалось по следующим объектам: 34s2, 35, 62, 90. Наибольшее
увеличение содержания воды наблюдалось в скважине 35. По сравнению с 2010 годом
обводненность с 43 % увеличилась до 60 %. Добывающая скважина 35 расположена в
непосредственной близости от линии нагнетательных скважин 67, 87 и 79.
Обводнение скважины может происходить в основном через туровские слои елецкого
горизонта (компонента 2.2.2.3). В данную компоненту во всех трёх близлежащих
нагнетательных скважинах (67,87 и 79) осуществляется закачка воды.
Обводненность продукции по скважине 35 напрямую зависит от объёмов нагнетания в
соседствующие с ней скважины нагнетательного фонда. Так, если сравнивать объёмы
нагнетания в скважины 79 и 87 в 2010 году и 2011, то в 2011 году объёмы
нагнетания в данные скважины были увеличены: по скважине 79 с 11,280 тыс. м3
воды до 12,722 тыс. м3, по скважине 87 - с 11,090 тыс. м3
до 11,720 тыс. м3.
По добывающим скважинам, относящимся ко второй группе
(скважины, работающие стабильно с безводной продукцией) в 2011 году выделяется
добывающая скважина 88, в продукции которой в 2011 году отмечено появление
воды. До начала 2011 года появление воды в продукции данной скважины было
отмечено только в 1997, скважиной 88 было отобрано 229 т воды. В течение 2011
года обводненность по скважине 88 выросла с 7 % до 64 %, плотность воды при
этом изменялась от 1,13 г/см3 до 1,2 г/см3. Добывающая
скважина 88 также, как и скважина 35, расположена в непосредственной близости
от ряда нагнетательных скважин 67, 87 и 79.
По скважинам третьей группы, основное увеличение содержания
воды в продукции скважины, происходило по скважинам добывающего фонда 55 и 99.
В целом, анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного
фонда в 2011 году и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания,
среди скважин добывающего фонда выделяются 15 скважин, которые наиболее остро
реагируют на изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания. При
увеличении объёмов нагнетания по данным скважинам наблюдается резкий рост
обводненности добываемой продукции, при уменьшении объёмов нагнетания
соответственно - снижение обводненности добываемой продукции.
Нагнетание воды в залежь нефти петриковско-задонского
горизонта осуществляется в 10 нагнетательных скважин. С залежи нефти
лебедянского горизонта с целью осуществления нагнетания в северной части
межсолевой залежи переведена скважина 102 Давыдовская. Скважина введена под
нагнетание в августе 2011 года с начальной приёмистостью 33,3 м3/сут.
Объём закачки при этом составил 699 м3 в месяц. В октябре скважину
перевели на МКНС. После перевода приёмистость по скважине увеличилась до 50 м3/сут.
Объём закачки в месяц при этом составил порядка 1, 200 тыс. м3.
Всего за 2011 год скважиной 102 Давыдовской закачано 5,040 тыс. м3
воды. Скважина 102 Давыдовская переводилась под нагнетание на межсолевую залежь
нефти для поддержания пластового давления в районе добывающих скважин 33, 95,
83. Ввод скважины под нагнетание положительно отразился на поведении
динамического уровня по скважинам 33 и 95. Уровни в данных скважинах в среднем
восстановились на 100-200 м. О влиянии скважины 102 на добывающую судить
достаточно сложно.
За 2011 год из межсолевой залежи нефти отобрано 76,970 тыс. т
нефти, что на 3,855 тыс. т или 5 % больше запланированных норм отбора.
Проектные уровни добычи за 2011 год также перевыполнены на 3,770 тыс. т или 5
%.
Средняя обводненность за 2011 год составила 23,8 %. С целью
поддержания пластового давления в залежь нефти петриковско-задонского горизонта
закачано 135,660 тыс. м3 воды. Компенсация отборов закачкой за 2011
год составила 97 %, накопленная компенсация с начала разработки - 87 %. По
состоянию на 01.01.2012 года пластовое давление в контуре нефтеносности
составляет 21,7 МПа.
По состоянию на 01.01.2013 года фонд добывающих скважин
межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения составляет 36 скважин, что
не соответствует проектному фонду - 40 скважин.
Из проектных решений не выполнено следующее:
не введены в эксплуатацию новые добывающие скважины 107 и
второй ствол из скважины 69 - скважина 69s2.
По скважинам переходящего фонда, изменения, не
предусмотренные в рамках дополнения к проекту разработки:
выбытие скважин добывающего фонда в 2012 году:
· выбытие из эксплуатации скважины 17 по
техническим причинам;
· выбытие из эксплуатации скважины 82s2 по
причине бурения скважины 82s3 с целью организации системы ППД;
· перевод скважины 56s2 Давыдовской на
залежь нефти лебедянского горизонта, что не было предусмотрено дополнением к
проекту разработки;
· перевод скважины 33 Давыдовской в ППД
раньше предусмотренного дополнением к проекту разработки сроком (проект - 2017
год, факт - 04.2012 года);
ввод скважин добывающего фонда на залежь нефти
петриковско-задонского горизонта, непредусмотренный дополнением к проекту
разработки:
· бурение и ввод в эксплуатацию скважины
54s2 Давыдовской.
Нагнетательный фонд скважин по состоянию на 01.01.2013 года
составляет 11 скважин, что соответствует проектному фонду скважин. Однако,
несмотря на количественное соответствие, из проектных решений не выполнено
следующее: не введена под нагнетание из бурения новая скважина 96 Давыдовская.
По состоянию на 01.01.2013:
· завершилось бурение одной добывающей
субгоризонтальной скважины 94n и двух добывающих скважин 97 и 98;
· пробурен один боковой ствол скважины 54 и
восстановлена скважина 68 коротким боковым стволом;
· пробурен третий ствол из скважины 82 с
целью усиления системы ППД в центральной части межсолевой залежи Давыдовского
месторождения.
Таким образом, действующий фонд скважин межсолевой залежи
нефти Давыдовского месторождения в 2012 году увеличился на 3 новые добывающие
скважины 94n, 98 и 109, также в эксплуатацию было введено 2 боковых ствола -
скважины 54s2 и скважина 81s2 Давыдовские (по состоянию на 01.01.2013 скважина
81s2 находится в бездействующем фонде после попытки перевода скважины на залежь
нефти лебедянского горизонта) и один короткий боковой ствол 68 k1. При этом из
эксплуатации выбыли скважины 17, 68, 82s2, 56s2 и 33 Давыдовские. График
движения фонда представлен на рис.2.11.
Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным
способом, из них скважины 60, 68k1, 69, 80, 84, 89, 106 - ЭЦН, остальные - ШГН,
исключение составляет новая добывающая скважина 94n, введенная в эксплуатацию
фонтанным способом. По сравнению с 2011 годом количество скважин, работающих
ЭЦН, увеличено на 6 единиц (скважины 60, 68k1, 69, 80, 84, 89) по данным
скважинам наблюдается увеличение дебита нефти и соответственно объём годовой
добычи превышает объём добычи в 2011 году. Параметры эксплуатации скважин до и
после проведения по ним оптимизаций насосного оборудования сведены в таблицу
2.3.
Таблица 2.3 Параметры эксплуатации скважин добывающего фонда
60, 80, 84 и 89 до и после проведённых по данным скважинам оптимизаций
насосного оборудования
По скважинам, оборудованным ШГН, увеличение дебита нефти
наблюдалось по следующим скважинам: 34s2, 57, 66, 83, 88, 91, 99, 108 и 121.
По 8 скважинам действующего добывающего фонда в течение отчетного
периода по сравнению с 2011 годом наблюдается снижение дебита нефти (скважины
55, 58, 65s2, 86, 90, 93, 104, 9001). Основной причиной снижения является
увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в непосредственной
близости от очагов нагнетания (скважины 55, 90, 93 и 104), а также скважины,
эксплуатация которых сопровождается частыми технологическими обработками,
которые способствуют увеличению содержания воды в продукции (скважина 9001).
В таблице 2.4 представлено распределение добывающего фонда скважин
по дебитам нефти. Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 25 % (9
скважин). Количество скважин, эксплуатирующих залежь нефти
петриковско-задонского горизонта с дебитами от 5 до 10 т/сут, составило 14 скважин.
Наблюдается увеличение скважин работающих с дебитами 10-20 т/сут: 2011 год - 3
скважины, 2012 год - 7 скважин. Также в течение отчетного периода на межсолевой
залежи нефти Давыдовского месторождения за счет проведения оптимизаций
увеличена доля высокодебитных скважин, работающих с дебитами более 20 т/сут с 1
скважины до 4.
Таблица 2.4 Распределение добывающего фонда скважин по
дебитам нефти
|
дебит нефти, т/сут
|
номера скважин
|
|
до 5
|
16s2,34s2,55,57,65s2,86,90,81s2
|
|
от 5 до 10
|
69,83,84,85,93,95,99,104,112,124,109,68k1,35,9001
|
|
от 10 до 20
|
58,66,80,88,91,121,98
|
|
свыше 20
|
106,94n,89,60
|
По сравнению с 2011 годом в 2012 году увеличено и количество
новых скважин введенных из бурения.
Так в феврале 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь
нефти Давыдовского месторождения введен второй ствол из скважины 81 скважина
81s2. Начальный дебит нефти по скважине составил 0,4 т/сут. Скважина
эксплуатировалась в периодическом режиме и не отличалась высокой
производительностью. Скважина 81s2 Давыдовская пробурена в северной части
залежи нефти Давыдовского месторождения
В августе 2012 года было принято решение перевести скважину
на залежь нефти лебедянского горизонта. Из межсолевой залежи за 2012 год
отобрано 83 т нефти. По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2 находится в
бездействии.
В марте 2012 года в эксплуатацию на залежь нефти
петриковско-задонского горизонта введена новая добывающая скважина 109
Давыдовская. Начальный дебит нефти по скважине составил 11 т/сут. Продукция
скважины безводная. Проектный дебит нефти по скважине достигнут и объект
признан эффективным. Средний дебит нефти по скважине за 2012 год составил 8,9
т/сут. Годовая добыча нефти - 2,524 тыс. т. Продукция безводная. По состоянию
на 01.01.2013 года скважина эксплуатируется с дебитом 8,4 т/сут безводной
нефти.
В августе 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти
Давыдовского месторождения введена новая добывающая скважина 98 Давыдовская.
Скважина 98 вступила в эксплуатацию с начальным дебитом нефти 9,4 т/сут
безводной нефти, внедрена технология ОРЭ. В эксплуатацию одновременно на два
горизонта (петриковско-задонский+лебедянский) скважина 98 введена 23.12.2012
года. Дебит нефти по межсолевой залежи за декабрь составил 8 т/сут безводной
нефти. Суммарный дебит нефти по двум горизонтам - 20,3 т/сут.
Всего добывающей скважиной 98 Давыдовской за отчетный период
из залежи нефти петрикоско-задонского горизонта добыто 468 т нефти.
В ноябре 2012 года на межсолевую залежь нефти Давыдовского
месторождения вводят новую добывающую скважину 94n. Скважина вступила в
эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 15,8 т/сут безводной нефти.
За ноябрь-декабрь 2012 скважиной 94n отобрано 630 т безводной нефти.
.12.2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти
Давыдовского месторождения введена скважина 54s2 Давыдовская. В декабре 2012
года скважина 54s2 отработала 5,6 сут, дебит по нефти составил 2,7 т/сут,
обводненность продукции 32 %, плотностью 1,17 г/см3. За 5,6 сут скважиной
отобрано 15 т нефти.
На рис.2.12. представлено распределение скважин добывающего
фонда межсолевой залежи нефти по годовым отборам и по процентному содержанию
воды в продукции скважин. Из рисунка видно, что основной объём добычи нефти
сосредоточен в южной части залежи, где отбирается 53 % (51,529 тыс. т) от
годовой добычи нефти в целом по межсолевой залежи нефти. Пять (66, 106, 80, 60,
89) из девяти скважин, годовые отборы которых превышаю 3,0 тыс. т также
расположены в южной части залежи, причем 4 из них эксплуатируются с безводной
продукцией (скважины 66, 80, 89 и 60).
Что касается содержания воды в продукции скважин добывающего
фонда, то на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения можно выделить
три основных группы (распределение представлено на рис.2.12):
· 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). Основная часть скважин
первой группы сосредоточена в районе нагнетательных скважин 67, 87, 79 и 59 -
скважины 88, 93, 86, 35,70, 68k1, 90 и 62 (рис.2.12). По большинству скважин
данной группы в 2012 году наблюдался рост обводненности. Закачка воды на данном
участке залежи осуществляется с 1980 года, зона в достаточной степени промытая
и по окружающим скважинам добывающего фонда происходит естественный процесс
обводнения.
· вторая - скважины, работающие стабильно с
безводной продукцией. Ряд скважин расположенных в самой южной части залежи -
скважины 109, 80, 60 и 89, а также скважина 66, расположенная в центральной
части залежи, скважина 58 и 94n (северо-западная часть). В северо-восточной
части залежи с безводной продукцией эксплуатируются три скважины: скважина 98,
введенная в эксплуатацию в 2012 году, и скважины 55 и 57;
· третья - скважины с периодическим
появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое
количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2012 год в
залежь при проведении технологических обработок закачано 9,442 тыс. м3 технологической
жидкости).
В таблице 2.5 представлено распределение добывающего фонда по
обводненности добываемой продукции в отчетный период. С нулевой обводнённостью
добываемой продукции работали 10 скважин (27 % действующего фонда).
Таблица 2.5 Распределение добывающего фонда скважин по
обводнённости
|
обводненность, %
|
номера скважин
|
|
0
|
55,57,58,65s2.66.85.109.94n,98,81s2
|
|
0-5
|
60.80.84.95.124
|
|
5-20
|
16s2,91,99,104,121,112
|
|
20-50
|
69,88,106,108,9001
|
|
свыше 50
|
34s2,35,83,86,90,93,68k1
|
По сравнению с 2011 годом число скважин, работающих с
безводной продукцией увеличилось и увеличение произошло за счет ввода в
эксплуатацию новых безводных скважин. С обводненностью от 0 до 50 % - 11
скважин (30 %). По сравнению с 2011 годом увеличилось количество скважин
работающих с обводненностью добываемой продукции более 50 %. Как уже
описывалось выше, данные скважины в своем большинстве сосредоточены в районе
нагнетательных скважин 67-87-79-59 и по ним происходит естественный рост
увеличения содержания воды в продукции.
Помимо мероприятий описанных выше в 2012 году на межсолевой
залежи нефти проведено 15 планово-предупредительных ремонтов насосного
оборудования, 2 оптимизации - скважина 124 (смена НВ32/НВ38) и 9001 Давыдовские
(смена НВ32/НВ38)), 1 смена числа качаний - скважина 108 с 4 на 6.
Разработка межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения
осуществляется с системой ППД. По состоянию на 01.01.2013 года под нагнетанием
находится 11 скважин. В отчетный период фонд нагнетательных скважин увеличился
на 1 единицу. Под нагнетание в апреле переведена скважина 33 Давыдовская. Целью
перевода скважины послужило усиление существующей системы ППД в
северо-восточной части залежи.
Анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного фонда
и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания, среди скважин
добывающего фонда выделяются 15 скважин, которые наиболее остро реагируют на
изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания.
На рисунке 2.13. представлена схема основных
взаимодействующих скважин. Как уже описывалось ранее, основные, реагирующие на
изменение объёмов нагнетания, скважины сосредоточены в непосредственной
близости от очагов нагнетания и в основном сосредоточены в центральной части
залежи вблизи нагнетательных скважин 110, 63, 67 и 87, а также в
северо-восточной части залежи - район нагнетательной скважины 111r.
Из рисунка 2.13. видно, что исходя из поведения обводненности
скважин добывающего фонда, предполагалось, что большая часть закачиваемой для
ППД воды от скважины 67 движется в северном направлении - район скважин 90, 62
и 88.
Трассирование подтвердило данное предположение. 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 (центральная часть залежи), значения пластового давления как и
содержание воды в продукции скважин по большинству скважин выше, нежели в
скважинах, расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания
(рис.2.14). Диапазон изменения пластового давления 10-31 МПа (пластовое
давление в контуре нефтеносности: по состоянию на 01.01.2011 - 21,8 МПа, по
состоянию на 01.07.2011 - 22,1 МПа, по состоянию на 01.01.2012 года - 21,7 МПа,
по состоянию на 01.07.2012 - 21,5 МПа). Динамические уровни по скважинам
добывающего фонда изменяются от 0 до 2000 м.
Всего за 2012 год из залежи нефти петриковско-задонского
горизонта отобрано 96,579 тыс. т нефти, что на 10,829 тыс. т (13 %) превышает
нормы отбора. За счет переходящего фонда скважин перевыполнение составило 7,396
тыс. т, на выполненные в 2012 году ГТМ - +6,368 тыс. т дополнительно добытой
нефти. При этом по новым скважинам нормы отбора в 2012 году не выполнены на
2,935 тыс. т. Невыполнение норм связано с более низкой фактической производительностью
скважин.
На рис.2.15. представлено распределение годовой добычи нефти
межсолевой залежи нефти за счет переходящего фонда, геолого-технических
мероприятий и новых скважин за последние три года.
Как видно из диаграммы, в последние годы разработки по залежи
нефти петриковско-задонского горизонта наблюдается увеличение добычи нефти.
Основное нарщивание объёмов добычи нефти происходит за счет проведения
геолого-техничексих мероприятий. Причем если в 2010 и 2011 годах основной объём
добычи нефти за счет ГТМ приходился на мероприятия, связанные с
интенсификациями притоков скважин добывающего фонда (СКР, ГРП), то в 2012 году
основной объём дополнительной добычи нефти получен за счет оптимизаций
насосного оборудования. Мероприятия по интенсификации притока, такие как СКР и
ГРП, проводятся на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения с 2006
года.
Таким образом, объектов для проведения интенсификаций притока
на межсолевой залежи нефти становится меньше. Риск роста обводненности
увеличивается с каждым годом разработки залежи. В связи с этим мероприятия по
оптимизации насосного оборудования в настоящее время являются более успешными и
только в тех скважинах, которые расположены на удаленном расстоянии от очагов
нагнетания или связь которых с нагнетательными скважинами в силу особенностей
строения коллекторов межсолевой залежи нефти (низкие фильтрационные
характеристики) затруднена.
Увеличение тепмов вырабоки приводит к росту годовой добычи.
Так темп от НИЗ по межсолевой залежи нефти в последние годы разработки не
превышал 2,2 %, в то время как в 2012 году составил 2,8 %. Увеличение
производительности скважин переходящего фонда, ввод в эксплуатацию новых
добывающих скважин, всё это обуславливает увеличение отборов. Но в то же время
приводит и к необходимости увеличения объёмов нагнетания с целью компенсации.
Так за 2011 год в залежь нефти петриковско-задонского горизонта было закачано -
135,660 тыс. м3 воды, в 2012 году - 162,550 тыс. м3. Компенсация
отборов закачкой за 2011 год составила 97 %, за 2012 год - 89 %. Учитывая тот
факт, что количество скважин нагнетательно фонда было увеличено на 1 скважину
(33).
Большинство скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на
пределе своих возможностей. И как показывает практика увеличение объёмов
нагнетания приводит к росту обводненности скважин расположенных в
непосредственной близости от очагов нагнетания. Среднегодовая обводненность по
межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в 2012 году составила 28 %,
в то время как с 2000 года не превышала 23-25 %. Как уже описывалось выше, по
скважинам, расположенным в непосредственной близости от линии нагнетания
67-87-79-59 наблюдается естественный рост содержания воды в продукции и любое
увеличение объёмов нагнетания приведет к увеличению темпов роста обводненности
и как правило сокращению времени эксплуатации добывающих скважин.
Существующая на залежи система поддержания пластового даления
требует усиления. В связи с этим по ряду действующих скважин нагнетательного
фонда проводят интенсифицирующие мероприятия.
Текущий КИН составляет 0,251 при проектном 0,380. От
начальных извлекаемых запасов отобрано 66 %.
На 2013 год запланированы объёмы добычи нефти в количестве
103,778 тыс. т, добыча жидкости ожидается на уровне 151,549 тыс. т. При этом
планируется что среднегодовая обводненность увеличится до 31 %, темп выработки
от начальных извлекаемых запасов достигнет 3 %.
2.1.6 Залежь
нефти лебедянского горизонта
Опытная эксплуатация лебедянской залежи начата в апреле 1970
года вводом скважины 1 в эксплуатацию. Начальное пластовое давление по
скважине, замеренное при испытании в колонне, в пересчете на отметку ВНК (-2547
м) составило 30,9 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление
по залежи (рис.2.16.).
Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с начальным
дебитом 76 т/сут безводной нефти. Первые месяцы эксплуатации сопровождались
высокими отборами.
Отборы нефти в месяц превышали 1,5 тыс. т. Дебит при этом
составлял 76-31 т/сут. Продукция скважины безводная. С такими показателями
эксплуатация скважины продолжалась в течение первых шести месяцев. За это время
было отобрано 8 тыс. т нефти.
К октябрю 1970 года дебит нефти снизился до 16 т/сут и на
протяжении последующих пяти лет составлял 11-36 т/сут. Отборы нефти при этом
составляли 340-1144 т. Эксплуатация скважины сопровождалась снижением
пластового давления. За период фонтанной эксплуатации пластовое давление по
скважине снизилось от начального (30,9 МПа) до 21,6 МПа. За это время было
отобрано 48,083 тыс. т безводной продукции. Удельный отбор на единицу снижения
пластового давления составил 5,2 тыс. т нефти.
В марте 1986 года на залежь нефти лебедянского горизонта
переведена добывающая скважина 54. Начальное пластовое давление, замеренное в
скважине при вводе, составило 21,7 МПа (рис.2.16.).
Скважина введена механизированным способом (ШГН) с начальным
дебитом 13 т/сут безводной нефти. Механизированным способом скважина 54
отработала до сентября 1987 года, а затем была переведена на фонтанный способ
эксплуатации. К тому времени на залежи нефти лебедянского горизонта была
организована система поддержания пластового давления, что положительно
сказалось на поведении пластового давления по добывающей скважине 54. Согласно
замерам, производимым в скважине 54, пластовое давление восстановилось до
начального (30,9 МПа) и даже превысило его.
С переводом скважины на фонтанный способ эксплуатации дебит
нефти составил порядка 60 т/сут. За период фонтанной эксплуатации
(09.1987-06.1990) скважиной 54 отобрано 26 тыс. т безводной продукции. При этом
дебит нефти в среднем составлял 28 т/сут, пластовое давление удерживалось на
уровне 25 МПа.
В период с апреля по октябрь 1990 года закачка воды в
нагнетательную скважину 43 была остановлена, в это же время фонтанирование по
скважине 54 затухает и дебит нефти снижается до 0,1 т/сут. Скважину 54
переводят на механизированный способ эксплуатации. Дебит нефти увеличивается до
10 т/сут, но при этом в скважине появляется вода 51 % при плотности 1,2 г/см3.
По скважине начинается процесс устойчивого обводнения. Спустя два месяца после
появления в скважине воды, её процентное содержание увеличивается до 80-90 %. С
такой обводненностью и с дебитом 0,03-0,1 т/сут эксплуатация скважины 54
продолжается до марта 1992 года. Затем скважину переводят в консервацию, а в
1995 году ликвидируют по геологическим причинам. К этому времени скважиной 54
из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 34 тыс. т нефти и 1,1 тыс. т
воды.
В 2004 году скважина 54 была восстановлена и вновь введена в
эксплуатацию, как предполагалось с залежи нефти петриковско-задонского
горизонта. Однако в процессе эксплуатации было установлено и подтверждено
работай соседних добывающих скважин, что скважина 54 эксплуатировала залежь
нефти лебедянского горизонта. В результате вся накопленная добыча нефти,
начиная с 2004 года, была отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта.
Скважина 54 вступила в эксплуатацию с дебитом нефти 1,5 т/сут
при обводненности продукции 91 % (плотность воды 1,18 г/см3).
Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 19 МПа и соответствовало
текущему давлению по залежи (рис.2.15.). С дебитом, не превышающим 1 т/сут и
обводненностью более 90 %, эксплуатация скважины велась до марта 2006 года. В
марте 2006 года по скважине был проведен ремонт по смене насоса, после чего
дебит нефти увеличился до 7 т/сут. Обводненность снизилась до 30 %.
Дальнейшая эксплуатация скважины продолжалась с дебитом нефти
6-10 т/сут, при обводненности 10-40 %. Содержание воды в продукции напрямую
зависело от объёмов закачиваемой в залежь воды с целью поддержания пластового
давления.
В июне 2010 года обводненность по скважине 54 составила 98 %
(плотность воды 1,21 г/см3). С предельной обводненностью
эксплуатация скважины продолжалась до октября 2010 года. С октября скважина 54
находится в бездействии.
Таким образом, с начала разработки на залежи нефти
лебедянского горизонта находилось 6 добывающих скважин (1, 54, 56, 92, 102 и
105). График движения фонда представлен на рисунке 2.17. а.
Начальный период разработки залежи характеризуется работой
добывающей скважины 1. В период с апреля 1974 года по март 1986 скважина 1
эксплуатировала залежь нефти лебедянского горизонта на естественном режиме с
падающей добычей.
Максимальный годовой отбор нефти достигнут в первый год
эксплуатации скважиной 1 залежи нефти лебедянского горизонта и составил 9,506
тыс. т безводной нефти. В течение первых шести лет разработки добыча нефти
поддерживалась на уровне 9,0-5,0 тыс. т в год. При этом пластовое давление
снизилось от начального давления 30,9 МПа до 22 МПа. Удельный отбор на единицу
снижения давления составил 5,4 тыс. т. Всего скважиной 1 отобрано 66 тыс. т
нефти, что составляет 21 % от начальных извлекаемых запасов (314 тыс. т).
С целью восстановления энергетического состояния на залежи
нефти лебедянского горизонта в мае 1987 года организовывается система
поддержания пластового давления. К этому времени накопленный отбор нефти
составляет 72, 190 тыс. т (рис.2.17. б).
Закачка воды была организована в скважину 43, которая
пробурена в 1985 году в пределах контура нефтеносности. Скважина вводится под
нагнетание с начальной приёмистостью 290 м3/сут. Первые месяцы
осуществления на залежи нефти лебедянского горизонта закачки воды объёмы
нагнетания значительно превышают отборы. Данный факт положительно сказывается
на поведении пластового давления по добывающим скважинам.
За первый период осуществления закачки (май 1987 - декабрь
1987 г) в залежь лебедянского горизонта нефти было закачано 40,830 тыс. м3
воды, накопленная компенсация отборов закачкой составила 36 %. Спустя семь
месяцев с момента организации на залежи нефти лебедянского горизонта системы
поддержания пластового давления в продукции скважин добывающего фонда
появляется вода. Первое появление воды отмечается в скважине 1 (рис.2.18.).
Через четыре месяца после появления воды в продукции скважины 1 в эксплуатацию
была введена добывающая скважина 105. Спустя 10 месяцев эксплуатации в
продукции скважины появляется вода. В последнюю очередь вода появилась в
скважине 54, которая по своему расположению наиболее удалена от нагнетательной
скважины 43.
С организацией на залежи нефти лебедянского горизонта закачки
и увеличения добывающего фонда скважин до трех единиц (скважины 1, 54 и 105)
отборы нефти были увеличены (рис.2.17. б). В период с 1987 года по 1990 год
отборы по залежи составляли 8-14 тыс. т нефти в год. Основной объём добычи в
данный период обеспечивали добывающие скважины 54 и 105. Закачка воды
осуществлялась в периодическом режиме. Объёмы закачки составляли 40-76 тыс. м3.
При этом пластовое давление в залежи поддерживалось на уровне 24-28 МПа.
С начала 1990 года по залежи нефти лебедянского горизонта
начинается процесс устойчивого обводнения. При этом накопленный объём
закачанной в залежь воды составил 68 тыс. м3, при накопленной добыче
нефти 106 тыс. т. Обводненность продукции быстрыми темпами достигла предельных
значений. При обводненности продукции более 90 процентов и отборах 3-6 т в
месяц разработка залежи продолжалась до марта 1992 года. С марта 1992 года
залежь нефти лебедянского горизонта была переведена в консервацию (рис.2.16. а,
2.16. б). К этому времени отбор нефти из залежи составил 107,8 тыс. т, отбор
воды - 5 тыс. т, накопленная закачка - 76,3 тыс. м3 воды.
Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,123, при
утвержденном - 0,350.
В марте 2001 года залежь нефти лебедянского горизонта была
расконсервирована и вновь введена в разработку путем перевода в эксплуатацию с
залежи нефти петриковско-задонского горизонта добывающей скважины 92. До января
2002 разработка залежи велась единственной добывающей скважиной, отбор нефти в
среднем составлял 370 т в месяц. В январе 2002 добывающий фонд скважин составил
2 единицы. С залежи нефти петриковско-задонского горизонта была переведена
добывающая скважина 56. Скважина 56 ввелась с обводненностью 86 % и плотностью
воды 1,24 г/см3.
На рисунке 2.19. показаны показатели эксплуатации скважин
добывающего фонда (обводненность, статический и динамический уровни, пластовое
давление), начиная с 2004 года.
В 2004 году в добывающем и нагнетательном фонде скважин
залежи нефти лебедянского горизонта произошли следующие изменения. В апреле
2004 года с залежи нефти петриковско-задонского горизонта переведена добывающая
скважина 102, а в ноябре переведена на залежь нефти лебедянского горизонта
скважина 54. В мае 2004 года с целью восстановления пластового давления в
залежи была возобновлена закачка воды в нагнетательную скважину 43 (рис.2.19.).
Восстановление закачки воды положительно сказалось на поведении пластового
давления. Давление по добывающим скважинам восстановилось с 15,8 МПа до 16,3
МПа, согласно замерам, производимым в скважине 102, и с 16,4 до 18,8 МПа,
согласно замерам, производимым в контрольной скважине 56. Объём закачанной воды
при этом составил 3, 190 тыс. м3.
Однако организация закачки воды отрицательно отразилась на
содержании воды в продукции скважин добывающего фонда. В первый же месяц
осуществления закачки в продукции скважин 92 и 102 появляется вода, процентное
содержание которой в процессе дальнейшей эксплуатации продолжает увеличиваться.
Добывающая скважина 54 вступила в эксплуатацию уже после остановки закачки, при
этом обводненность продукции составляла 98 %. По причине роста обводненности
нагнетание воды в залежь было остановлено. При этом спустя пять месяцев
обводненность по скважине 92 становится нулевой, а в добывающей скважине 102
снизилась с 46 % до 17 %, по скважине 54 снижение обводненности наблюдается
лишь спустя год эксплуатации (рис.2.19.).
Учитывая то, каким образом осуществление закачки воды в
нагнетательную скважину 43 отражается на показателях эксплуатации добывающих
скважин, дальнейшая разработка залежи нефти лебедянского горизонта
осуществлялась в периодическом режиме.
Так в 2007 году закачка воды в нагнетательную скважину 43
велась в течение двух месяцев (ноябрь, декабрь). За два месяца в скважину 43
закачано 4,153 тыс. м3.
В результате уровни по скважинам восстановились следующим
образом:
по скважине 92 - с 1440 м до 940 м;
по скважине 102 - с 1390 м до 1030 м.
Пластовое давление, согласно замерам, производимым в
контрольной скважине 56, восстановилось с 12,6 МПа до 13,5 МПа.
Обводненность продукции, после осуществления нагнетания воды,
по скважинам 102 и 54 была увеличена до 90 %, по добывающей скважине 92
осталась на прежнем уровне - ноль процентов. Такое неравномерное увеличение
содержания воды объясняется более близким расположением скважин 102 и 54 к
нагнетательной скважине 43. В процессе дальнейшей разработки залежи, содержание
воды было снижено (рис.2.19.).
В период с 2009 года по 2011 год нагнетание воды
осуществлялось при остановленном добывающем фонде. Закачка воды в
нагнетательную скважину 43 велась в течение 2 месяцев в начале 2009 и начале
2010 года. Такое ведение разработки залежи нефти положительно сказывается на
энергетическом состоянии, что в свою очередь приводит к увеличению отборов
нефти (рис.2.19.). Однако неравномерное ведение закачки привело к выводу ряда
скважин добывающего фонда из эксплуатации по причине полного обводнения. Так по
причине полного обводнения из эксплуатации в 2009 году выведена добывающая
скважина 102, а в 2010 году добывающая скважина 54.
По состоянию на 01.01.2012 разработка залежи нефти
лебедянского горизонта Давыдовского месторождения ведется единственной
добывающей скважиной 92. Нагнетательная скважина 43 остановлена по технологии.
Скважина 102 находится в контрольном фонде, скважина 54 в бездействующем фонде.
По состоянию на 01.01.2013 года фонд действующих добывающих
скважин залежи нефти лебедянского горизонта составляет 3 скважины - 92, 56s2 и
98, что превышает проектный фонд скважин на 2 единицы. Нагнетательный фонд скважин
соответствует проектному.
В 2012 году на залежь нефти лебедянского горизонта было
введено 2 добывающих скважины. Скважина 56s2 Давыдовская введена в эксплуатацию
в феврале 2012 года. Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе,
составило 16,25 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи. Начальный
дебит нефти по скважине 56s2 составил 7,8 т/сут при запланированном 3 т/сут.
Объём дополнительной добычи нефти в 2012 году за счет перевода скважины на
залежь нефти лебедянского горизонта составил 2,447 тыс. т.
С увеличением в июле 2012 года длины хода с 2,0 до 2,5 дебит
нефти по скважине 56s2 Давыдовской увеличился до 8,5 т/сут. Добыча нефти в
месяц составила 264 т безводной нефти.
По состоянию на 01.01.2013 года скважина 56s2 эксплуатируется
с дебитом нефти 8,3 т/сут. Продукция скважины безводная. Добыча нефти в месяц
249 т.
В октябре 2012 года на залежь нефти лебедянского горизонта
была введена добывающая скважина 98. Начальный дебит нефти при вводе в
эксплуатацию составил 13 т/сут безводной нефти. Пластовое давление - 14,28 МПа
и соответствовало текущему пластовому давлению по залежи. Коэффициент
продуктивности - 3,73м3/ (сут*МПа).
По состоянию на 01.01.2013 года дебит нефти по залежи нефти
лебедянского горизонта составляет 12,6 т/сут, продукция безводная. Всего за
2012 год скважиной из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 967 т нефти.
По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2 отнесена к
бездействующему фонду.
Таким образом, за 2012 год из залежи нефти лебедянского
горизонта скважинами добывающего фонда отобрано 8, 208 тыс. т нефти, что на 3,
208 тыс. т или 64 % превышает нормы отбора на 2012 год. 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.
На рис.2.20. представлен график изменения показателей
разработки залежи нефти лебедянского горизонта и изменение параметров
эксплуатации скважин добывающего фонда при осуществлении разработки залежи в
периодическом режиме.
Из графика, представленного на рис.2.20, четко видно, как
изменяются показатели эксплуатации скважин добывающего фонда до и после
периодов нагнетания, и как в целом это влияет на показатели разработки залежи
нефти лебедянского горизонта.
С осуществлением отборов пластовое давление в залежи
снижается (рис.2.20., поведение динамических уровней, давления по скважинам
добывающего фонда). При осуществлении же закачки пластовое давление в залежи
вновь восстанавливается и скважины добывающего фонда вводятся в эксплуатацию.
Также необходимо отметить и тот факт, что немаловажным при осуществлении
разработки залежи в периодическом режиме является равномерность осуществления
закачки воды в скважину 43. Периоды нагнетания воды в залежь нефти лебедянского
горизонта не отличаются длительностью, по сравнению с периодами отбора, и в
большинстве своем составляют не более 2 месяцев. При этом объёмы закачиваемой
воды достаточно велики (порядка 5000 м3, рис.2.20) и неравномерное
распределение суточной закачки в последующем приводит к прорыву закачиваемой
воды к забоям добывающих скважин и их преждевременному выбытию из эксплуатации.
Последний период осуществления нагнетания воды в залежь нефти
лебедянского горизонта осуществлялся в 2010 году. Разработка залежи в то время
осуществлялась двумя скважинами 54 и 92. В залежь было закачано 4,970 тыс. м3
воды, пластовое давление при этом восстановилось на 2,34 МПа по добывающей
скважине 92, а по добывающей скважине 54 давление осталось на уровне 18 МПа. И
как описывалось выше, скважина 54 при последующей эксплуатации выбыла из
действующего фонда по причине полной обводненности продукции.
В эксплуатации осталась единственная добывающая скважина 92.
На рис.2.21. представлен график поведения динамического и статического уровня
по добывающей скважине 92 с 2004 года.
Из графика, представленного на рис.2.21. видно, что до
середины 2011 года периоды восстановления и падения уровня в скважине 92
прослеживаются достаточно четко. С середины же 2011 года по скважине 92
наблюдается восстановления уровня и дальнейшее удержание его на глубине
1000-1100 м. С апреля 2012 года по скважине 92 наблюдалось снижение
динамического уровня с 1000 м до 1200 м (сентябрь 2012 года). Пластовое давление,
пересчитанное по уровню, за данный промежуток времени с 16,07 МПа снизилось до
14,84 МПа. Планировалось, что к декабрю 2012 года давление по скважине снизится
до 14 МПа (учитывая тот факт, что отборы останутся на прежнем уровне - в
среднем 400 т в месяц, и нагнетание в залежь осуществляться не будет).
Фактические отборы по скважине 92, как и планировалось,
остались на уровне 400 т в месяц, закачка воды в нагнетательную скважину 43 не
осуществлялась. Однако по скважине 92 за период сентябрь 2012 года - начало
января 2013 года пластовое давление, пересчитанное по уровню, восстановилось с
14,84 МПа до 16,28 МПа. Динамический уровень перестал снижаться и удерживался
на глубине 1200 м.
По скважине 56s2 Давыдовской динамический уровень при вводе в
эксплуатацию составлял порядка 700-800 м с последующим снижением в течение 2012
года до 1400 м, причем с вводом в эксплуатацию скважины 98, и соответственно
увеличением отборов в восточной части залежи, темп снижения увеличился
(рис.2.20.).
По скважине 98 динамический уровень удерживался на глубине
1100-1200 м.
Что касается замеров пластового давления, то в добывающей
скважине 56s2 давление за отчетный период снизилось на 0,34 МПа и составило
15,91 МПа, а по добывающей скважине 98 удерживалось на уровне 14,7 МПа.
Из всего вышесказанного, видно, что поведение динамического
уровня и изменение значений пластового давления в скважине 92 Давыдовской не
характерно для скважин добывающего фонда, эксплуатация которых осуществляется
на залежах с периодическим режимом.
Из анализа поведения уровня по скважине 92, сопоставления его
с поведением уровней в скважинах 98 и 56s2, а также учитывая поведение
обводненности продукции в скважине 92 и утяжеления её по плотности (более
подробно изменение обводненности по скважине описано в авторском надзоре за
2011 год), возникло предположение, что на залежь нефти лебедянского горизонта,
а в частности на скважину 92, оказывается стороннее влияние.
В 2012 году поднимался вопрос о влиянии закачки воды,
организованной в нагнетательную скважину 102 Давыдовскую, на межсолевую залежь
нефти, и на залежь нефти лебедянского горизонта. Скважина 102 была введена под
нагнетание в июле 2011 года (рис.2.21.).
По результатам трассирования, проведенного в марте 2012 года
по скважине 102, в направлении скважины 92 движется 11 % от общего объёма
закачиваемой в скважину 102 воды. Однако результаты радонового исследования,
проведенные в скважине 102 в сентябре 2012 года, показали, что поступление
жидкости выше верхних дыр перфорации отмечается только до глубины 2673 м -
кровля дроздовских слоев елецкого горизонта.
Изменение же показателей эксплуатации скважины 92 в свою
очередь опровергает результаты радонового исследования и указывает на наличие
заколонного перетока в скважине 102 Давыдовской.
Накопленная добыча нефти по залежи лебедянского горизонта по
состоянию на 01.01.2013 года составляет 178,909 тыс. т. или 57 % от НИЗ (314
тыс. т.). Текущий КИН равен 0, 199 при проектном 0,350. Остаточные извлекаемые
запасы 135,091 тыс. т нефти. Накопленная закачка воды - 93,5 тыс. м3,
накопленная компенсация - 34,1 %.
.2 Анализ
выработки запасов нефти из пластов
2.2.1 Залежь
нефти саргаевского горизонта
По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти саргаевского
горизонта не разрабатывается. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т
жидкости. Темп отбора от НИЗ - 2,4 %, коэффициент нефтеизвлечения 0,005
(проектный - 0, 195).
2.2.2 Залежь
нефти семилукского горизонта
Разработка залежи нефти семилукского горизонта ведется с
декабря 1971 года. В пределах залежи семилукские отложения вскрыты скважинами
18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и 122. Разработка залежи нефти семилукского
горизонта начата вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.
Рассмотрим начальный период разработки залежи нефти
семилукского горизонта с 1972 по 1975 год и оценим начальные балансовые запасы
с помощью метода материального баланса. За период с 1972 по 1975 год пластовое
давление снизилось от начального 35,2 МПа до 26,9 МПа, при этом добыча нефти
составила 13,7 тыс. т (рис.2.22.).
График зависимости сжимаемости нефти от давления представлен
на рис.2.23.
Уравнение материального баланса (2.1) имеет следующий вид:
(2.1)
где:- балансовые запасы нефти, тыс. т;
∆Р - разность начального и текущего пластового давления, 2,7
МПа;- накопленная добыча нефти, 22,9 тыс. т;
β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы;
β* = SнЧ βн + SвЧ βв + (1-m) /m Ч βн,
где:н - нефтенасыщенность - 0,75 доли ед;в -
водонасыщенность - 0,25 доли ед;- пористость - 0,07 доли ед;
βн, βв, βп - коэффициент сжимаемости нефти, воды и породы, МПа-1;
Для залежи нефти семилукского горизонта:
∆Р - разность начального и текущего пластового давления,
8,29 МПа;- накопленная добыча нефти, 13,68 тыс. т;н -
нефтенасыщенность - 0,81 доли ед;в - водонасыщенность - 0,19 доли
ед;- пористость - 0,07 доли ед;
β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы,
25,53 Ч10-4 МПа-1;
Подставляя полученные значения в формулу 1, получаем величину
начальных балансовых запасов нефти 0,64 Ч106 т или 640 тыс. т. По
состоянию на 01.01.2012 на балансе числятся начальные геологические запасы в
количестве 618 тыс. т.
Практически вся залежь охвачена процессом выработки запасов,
однако, высокая фильтрационная неоднородность при низких
емкостно-фильтрационных свойствах пласта привели к опережающему обводнению
фонда и не позволили оптимально выработать запасы семилукской залежи на режиме
заводнения. Согласно данным месячного эксплутационного рапорта первое появление
воды в продукции скважин добывающего фонда отмечено задолго до организации на
залежи нефти семилукского горизонта системы поддержания пластового давления
(рис.2.24.). Вода впервые появилась в скважине 36. Отбор к этому времени
составил 17 тыс. т безводной продукции. Второй скважиной, в которой была
получена вода, является скважина 74, пробуренная в приконтурной зоне. Как видно
из графика 2.21 механизм заводнения залежи нефти семилукского горизонта имеет
сложный характер. Нельзя исключать вероятность того, что опережающее
продвижение воды происходило по отдельным трещинам, что в свою очередь не
способствует полному охвату залежи заводнением и эффективному вытеснению нефти
водой.
О характере выработки запасов залежи нефти семилукского горизонта
по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по
скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2011 года (таблица 2.6):
Таблица 2.6 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости
по скважинам добывающего фонда залежи нефти семилукского горизонта
|
Скважина
|
накопленная добыча нефти, т
|
накопленная добыча жидкости, т
|
Процент от общей добычи нефти
|
|
№ 18
|
19 756
|
23 559
|
19.7
|
|
№ 36
|
10 345
|
10 680
|
10.3
|
|
№ 74
|
51
|
523
|
0.1
|
|
№ 75
|
22 620
|
22 729
|
22.6
|
|
№ 76
|
4 893
|
4 893
|
4.9
|
|
№ 77
|
7 783
|
7 886
|
7.8
|
|
№ 78
|
28 590
|
29 496
|
28.5
|
|
№ 122
|
6 162
|
13 493
|
6.1
|
Карта накопленных отборов по скважинам добывающего фонда
приведены на рис.2.25.
Как видно из таблицы и карт наиболее выработанной является
юго-восточная часть залежи, где и в настоящее время ведутся отборы, основной объём
добытой продукции обеспечили скважины 18, 75 и 122. Отбор по данным скважинам
составляет 71 % от накопленной добычи в целом по залежи.
По состоянию на 01.01.2013 разработка залежи ведется с
помощью двух добывающих скважин 18 и 122, расположенных в юго-восточной части
залежи, без системы поддержания пластового давления.
2.2.3 Залежь
нефти воронежского горизонта
Разработка залежи нефти воронежского горизонта ведется с
сентября 1973 года.
По состоянию на 01.01.2013 накопленный отбор нефти 193,348
тыс. т нефти или 86 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т). Остаточные
извлекаемые запасы нефти - 30,652 тыс. т. Удельные остаточные запасы на 1
скважину добывающего фонда - 10,2 тыс. т. Текущий КИН 0,293 при проектном
0,340.
В пределах залежи воронежские отложения вскрыты скважинами
15, 18, 36, 74, 75, 76, 77, 78, 80, 122. В эксплуатации на залежи находилось 5
скважин - скважины 18, 76, 75, 78 и 77.
Длительное время выработка запасов залежи нефти воронежского
горизонта осуществлялась единственной добывающей скважиной 18. Скважиной 18 при
вводе в эксплуатацию были вовлечены в разработку как птичские слои воронежского
горизонта, так и стреличевские. Выработка запасов одновременно птичских и
стреличевских слоев велась до декабря 1994 года. Затем по скважине 18 проводят
отсечение нижней перфорированной мощности (стрелические слои) и согласно ПГИ от
февраля 1995 года скважиной 18 эксплуатировались только птичские слои
воронежского горизонта.
Всего скважиной 18 отобрано 116,094 тыс. т нефти, что
составляет 62 % от накопленной добычи залежи нефти воронежского горизонта.
В добывающей скважине 76 при вводе в эксплуатацию в выработку
запасов были вовлечены птические слои и верхняя часть стреличевских слоёв
воронежского горизонта. За весь период эксплуатации скважиной 76 залежи нефти
воронежского горизонта в скважине выполнялось несколько переходов по разрезу.
Добывающей скважиной 75 в выработку запасов была вовлечена
как верхняя, так и нижняя часть воронежского горизонта.
Из всего вышесказанного, следует вывод, что основная
выработка запасов происходила в птичских слоях воронежского горизонта.
Анализируя поведение обводненности скважин добывающего фонда следует так же
предположить, что стреличевские слои в большей степени промыты и являются
основным источником поступления воды в продукцию скважин добывающего фонда, что
подтверждается и результатами ПГИ, проводимых в скважинах 18 и 76.
Впервые вода в продукции скважин добывающего фонда появилась
задолго до организации на залежи нефти системы поддержания пластового давления.
О характере выработки запасов залежи нефти воронежского
горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и
жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2013 года
(таблица 2.7).
Таблица 2.7 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости
по скважинам добывающего фонда воронежской залежи нефти
|
Скважина
|
накопленная добыча нефти, т
|
накопленная добыча жидкости, т
|
Процент от общей добычи нефти
|
|
№ 18
|
116 094
|
132 186
|
62
|
|
№ 75
|
35 342
|
40 501
|
19
|
|
№ 76
|
3 666
|
19 747
|
2
|
|
№ 77
|
709
|
861
|
0,4
|
|
№ 78
|
31 746
|
32 263
|
17
|
Как видно из таблицы, наиболее выработанной является
юго-восточная часть залежи и центральный район, где расположена добывающая
скважина 18.
По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти воронежского
горизонта разрабатывается 3 добывающими скважинами 75, 77 и 78. Нагнетательная
скважина 74 остановлена с июля 2011 года. Причиной остановки послужило резкое
увеличение содержания воды в продукции скважин добывающего фонда.
Основной объём отбираемой продукции обеспечивается скважинами
75 и 78, расположенными на юго-востоке залежи, нагнетание воды осуществляется в
северо-западную часть залежи.
2.2.4 Залежь
нефти петриковско-задонского горизонта
Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта
начата в 1971 году.
По состоянию на 01.01.2013 года в действующем добывающем
фонде межсолевой залежи нефти находится 36 скважин.
В истории разработки залежи выделяются два основных периода
разбуривания. (рис.2.26.). Первый период разбуривания залежи был начат в 1975
году. С 1975 по 1985 годы на залежи нефти петриковско-задонского горизонта было
пробурено 23 добывающие скважины.
Разбуривание в основном велось в центральной части залежи.
Начальный период (1971-1976 гг.) характеризуется вовлечением в разработку
дроздовских слоёв елецкого горизонта и верхней части туровских слоёв
(компонента 2.2.2.3). Только в разрезе скважины 2 выработка велась, как и с
туровских, так и с дроздовских слоёв елецкого горизонта (рис.2.26). При
дальнейшем вводе добывающих скважин в эксплуатацию в выработку запасов
межсолевой залежи Давыдовского месторождения были вовлечены петриковский
горизонт (скважины 54, 57, 67 (верхняя часть, компонента 2.1.1)) и туровские
слои елецкого горизонта (скважины 63,62,64,61,35,60,69). В 1980 году с вводом в
эксплуатацию скважины 68 в выработку запасов были вовлечены тремлянские слои
задонского горизонта.
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
|
Скважина
|
накопленная добыча нефти, т
|
накопленная добыча жидкости, т
|
Процент от общей добычи нефти
|
|
№ 1
|
67.492
|
68.19
|
41
|
|
№ 54
|
44.365
|
53.657
|
27
|
|
№ 56
|
0.297
|
0.624
|
0.18
|
|
№ 92
|
38.203
|
39.412
|
23
|
|
№ 102
|
8.949
|
17.046
|
5
|
|
№ 105
|
6.41
|
9.51
|
4
|
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,
.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 саргаевского горизонта
По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти
саргаевского горизонта не разрабатывается.
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:
. 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).
. 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
Залежь
нефти семилукского горизонта
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:
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
Расчет эффективности разработки месторождений нефти на
территории Республики Беларусь производится в соответствии с требованиями
Регламента составления проектных технологических документов на разработку
нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений ТКП 077-2007 (09100).
Исходная информация для расчетов формируется из двух блоков:
информация о параметрах внешней среды и информация о параметрах разработки
конкретного месторождения.
Внешними факторами в настоящем расчете считаются:
· Курс белорусского рубля к доллару США в
год начала расчетов прогноз его динамики в течение всего расчетного периода по
годам.
· Инфляция по доллару в начальный период и
прогноз инфляции на весь период оценки (2,5%).
· Цена на нефть марки Brent и прогноз ее
динамики. Для 2008 года заложена цена 80 долларов за баррель, с последующим
постепенным ростом в 1% в год.
· Цены нефтепродуктов для реализации на
экспорт и на внутреннем рынке РБ.
· Налоги и платежи в соответствии с
национальным законодательством.
· Стоимость процессинга в период начала
оценки и прогноз ее динамики для каждого периода расчета эффективности
разработки месторождения
· Среднегодовые индексы цен в капитальном
строительстве, индекс потребительских цен, индекс цен в промышленности, индекс
тарифов на транспорт, динамика тарифов на электроэнергию, рост заработной
платы.
Кроме того, к факторам внешней среды следует отнести ставку
дисконтирования, которая согласно ТКП 077-2007 (09100) рассчитывается исходя из
ставки рефинансирования Национального банка Республики Беларусь (10% по
состоянию на 02.01.2008 г.) плюс поправка на риск, который в условиях
Республики Беларусь принято считать низким (3%) итого, суммарно дисконт для
учета изменения стоимости денежных средств во времени составит 13%.
На основе данных о денежном потоке определяются интегральные
показатели эффективности инвестиционных проектов:
чистый доход (NV);
чистый дисконтированный доход (NPV);
внутренняя норма доходности (IRR);
индекс доходности затрат (ИД);
индекс доходности инвестиций (PI);
сроки окупаемости с учетом и без учета дисконтирования (РВР)
Чистый доход характеризуется превышение денежных поступлений
над суммарными расходами и определяется
, млн. руб. (3.1)
где: Т - период оценки, лет;
CFi - денежный поток проекта в i - ом году, тыс.
у. е.
Чистый дисконтированный доход (NPV) определяется как сумма текущих
годовых значений чистого дохода, приведенных к начальному году и рассчитывается
по формуле:
, (3.2)
где: Ен - ставка дисконтирования,
доли ед. или %
Внутренняя норма доходности (IRR) - норма доходности, при
которой накопленной за период расчет чистый приведенный доход принимает нулевое
значение и определяется по формуле:
(3.3)
Срок окупаемости проекта характеризует период за пределами
которого накопленный чистый доход становится положительным.
, (3.4)
Индекс доходности затрат определяется отношением суммы
дисконтированных денежных поступлений к сумме дисконтированных расходов по проекту
по формуле
(3.5)
Денежный поток инвестиционных проектов представляет собой разницу
между притоками и оттоками денежный средств. При этом к оттокам относятся
инвестиционные, операционные и коммерческие расходы, а также налоговые выплаты.
Полученный денежный поток является основой для расчета интегральных показателей
эффективности инвестиционных потоков, к основным из которых следует отнести
чистый приведенный доход, внутреннию норму доходности и индекс доходности инвестиций.
Технологические параметры разработки месторождения, составляющие
второй информационный блок (внутренние показатели разработки и эксплуатации
месторождения) рассчитываются исходя из физических и геологических особенностей
месторождения, фонда функционирующих скважин, а также планов строительства
новых скважин. Основные внутренние параметры, используемые в расчетах
экономической эффективности:
· Объем бурения.
· Действующий фонд скважин.
· Объем добычи жидкости.
· Объем добычи нефти.
· Объем закачки рабочего агента для
поддержания пластового давления.
Вариант разработки петриковского-задонского горизонта
предусматривает:
- бурение 8 новых добывающих скважин и трёх
вторых стволов: скважины 124,112 (2011 г.); скважины 109, 94,107, 98, 69s2
(2012 г.); скважины 97,101 (2013 г.); скважины 68s2 (2014 г.); скважина 9001s2
(2017 г.);
- бурение новой нагнетательной скважины 96 в
2012 году, а также усиление существующей системы ППД путём перевода в 2011 году
под нагнетание скважины 102 Давыдовской (по состоянию на 01.01.2011 года в
контрольном фонде на залежи нефти лебедянского горизонта) и добывающей скважины
33 в 2017 году, после достижения по данной скважине предельного значения
обводненности:
- бурение одной резервной скважины 113;
- проведение СКР предусмотрено в скважинах
добывающего фонда, количество операций - не более 3-х на скважину при
обводненности в целом по залежи не превышающей 50 %.
Разработка залежи завершится в 2070 году. Проектный срок
разработки - 60 лет.
За проектный период будет отобрано 1687,6 тыс. т нефти и
5260,2 тыс. т жидкости. Максимальный фонд за проектный период - 40 добывающих скважин.
Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 3794,85 тыс. т,
жидкости - 7655,5 тыс. т, обводненность к концу разработки составит - 93,6 %.
Коэффициент нефтеизвлечения по этому варианту достигнет 0,419, что выше
проектного на 0,039 долей единиц.
Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2038 года
составит 3449,83 тыс. т., накопленная добыча жидкости - 5300,1 тыс. т.
Обводненность продукции - 76,6 %.
Как показали расчеты эффективности разработки, представленные
в таблице 3.1 чистый дисконтированный денежный доход (NPV) по варианту
разработки, исходя из ставки дисконтирования 16 %, за планируемый базовый
период эксплуатации объекта 15 лет (с 2011 по 2025 годы) в целом по варианту
составит 291 600,423 млн. руб.
Капитальные вложения по варианту предусмотрены. Бурение 8
новых добывающих скважин и трёх вторых стволов бурение новой нагнетательной
скважины 96. Инвестиционные расходы 68 062,800 млн. руб. Чистый
дисконтированный доход по новым скважинам составит 61 528,743 млн. руб.
В таблице 3.1 представлены технико-экономические показатели
разработки месторождения.
Таблица 3.1
Основные технико-экономические показатели проекта
петриковского-задонского горизонта Давыдовского месторождения
|
Наименование показателя
|
Ед. изм.
|
Значение
|
|
Технологические показатели (за базовый период
оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
|
|
Накопленная добыча нефти
|
тыс. т.
|
969,475
|
|
в т. ч. из новых скважин
|
тыс. т.
|
344,599
|
|
Максимальная годовая добыча нефти
|
тыс. т.
|
86,518
|
|
в т. ч. из новых скважин
|
тыс. т.
|
28,594
|
|
Накопленная добыча нефтяного газа
|
тыс. м3
|
89191,692
|
|
в т. ч. из новых скважин
|
тыс. м3
|
31 013,905
|
|
Ввод скважин из бурения
|
скв.
|
10
|
|
- добывающих скважин
|
скв.
|
9
|
|
- нагнетательных скважин
|
скв.
|
1
|
|
Переход на новый горизонт
|
скв.
|
0
|
|
Бурение боковых стволов
|
скв.
|
3
|
|
Экономические показатели (за базовый период
оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
|
|
Прогноз динамики цены белорусской нефти (для реализации
на экспорт)
|
$USA/bbl
|
79,990
|
123,612
|
|
-средняя, за рассматриваемый период, цена
|
$USA/bbl
|
101,801
|
|
Прогноз динамики цены нефти марки Brent
|
$USA/bbl
|
84, 200
|
130,118
|
|
-средняя, за рассматриваемый период, цена
|
$USA/bbl
|
107,159
|
|
Доля реализации нефти на экспорт
|
%
|
50%
|
|
Затраты на транспорт нефти на экспорт
|
$USA/bbl
|
0,000
|
0,000
|
|
-средние, за период, затраты на транспорт нефти
на экспорт
|
$USA/bbl
|
0,000
|
|
Операционные расходы (без налогов и
амортизации)
|
млн. руб.
|
50 599,342
|
|
Условия налогообложения
|
|
Экспортная пошлина на нефть
|
$USA/т
|
365,000
|
527,987
|
|
-среднее значение экспортной пошлины на нефть
|
$USA/т
|
446,493
|
|
Налог на добычу нефи
|
тыс. бел. руб. /т
|
3,103
|
12,962
|
|
-средняя, за период, величина налога на добычу
нефти
|
тыс. бел. руб. /т
|
8,033
|
|
Ставка НДС
|
%
|
20%
|
|
Экономические результаты по проекту (за базовый
период оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
|
|
Коэффициент дисконтирования
|
%
|
16,0%
|
|
Чистый доход (NV)
|
млн. руб.
|
849 750,545
|
|
Чистый дисконтированный доход (NPV при ставке
дисконта 16%)
|
млн. руб.
|
291 600,423
|
|
Инвестиционные расходы (бурение новых скважин)
|
млн. руб.
|
68 062,800
|
|
Срок окупаемости проекта без учета
дисконтирования
|
лет
|
0
|
|
Срок окупаемости проекта с учетом
дисконтирования (16%)
|
лет
|
0
|
|
в. т. ч. по новым скважинам (за базовый период
оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
|
|
Чистый доход (NV)
|
млн. руб.
|
303 343,615
|
|
Чистый дисконтированный доход (NPV при ставке
дисконта 16%)
|
млн. руб.
|
61 528,743
|
|
Внутренняя норма доходности инвестиций (IRR)
|
%
|
36%
|
|
Индекс доходности инвестиций (PI)
|
доли ед.
|
2,067
|
|
Срок окупаемости инвестиций без учета
дисконтирования
|
лет
|
5
|
|
Срок окупаемости инвестиций с учетом
дисконтирования (16%)
|
лет
|
6
|
Заключение
Тема дипломного проекта "Анализ текущего состояния
разработки Давыдовского месторождения"
Залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается.
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.
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 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.
Обобщая всё вышеизложенное, хотелось бы отметить, что
разработка подсолевых залежей нефти Давыдовского месторождения, несмотря на то,
что воронежский и семилукский горизонт разрабатываются как самостоятельные
объекты, имеет много общего. Особенно данная связь очень четко прослеживается в
начальный период разработки. Для более точного анализа сложившейся ситуации по
залежам нефти семилукского и воронежского горизонтов, рекомендуется проведение
полного комплекса исследований добывающего и нагнетательного фонда скважин, что
позволит вести более точный контроль за разработкой подсолевых залежей
Давыдовского месторождения.
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.
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.
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 целом реализуемая система разработки межсолевой залежи
нефти Давыдовского месторождения в настоящее время оценивается как эффективная.
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 Давыдовского
месторождения находится на второй стадии разработки. 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.). В целом реализуемую на залежи
нефти лебедянского горизонта существующую систему разработки можно
охарактеризовать как эффективную.
Список
использованных источников
1. Правила
разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь.
- Гомель; 2005. - 96 с.
2. ТКП
077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на
разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г.
- Минск: Концерн
"Белнефтехим", 2007. - 99 с.
. Порошин
В.Д., Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при
контроле разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2004. - 221с.
. Корфанти
Е.К., Субботин Г.А., Слободянюк И.А. Геологическое строение и промышленная
оценка Давыдовского месторождения нефти Гомельской области Белорусской ССР по
состоянию на 1.04.1973 г. Гомель, 1973, 196 с.
. Протокол
№ 6994 заседания ГКЗ СССР от 28.09.1973 г. Давыдовское месторождение нефти. -
Москва, 1973
. Середницкий
М.Л. Уточнение геологического строения и составление проекта опытной
эксплуатации разведочных скважин Давыдовского месторождения. Отчет по теме №
1-68/Р (этап II). Фонд объединения "Белоруснефть”, г. Гомель, 1969.
. Составление
комплексной технологической схемы разработки Давыдовского месторождения: Отчет
о НИР/УкрГИПРОНИИнефть; руководитель А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов. Отчет по
теме Р27-72/Д, Гомель-Киев, 1974. - 155 с.
. Отчет
по теме 82.31.78/04.55. Уточненные технологические схемы и проекты разработки
нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть”. Этап IХ. Давыдовское
месторождение; Руководитель темы А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов. - Киев, 1978.42
с.
. Составление
уточненной технологической схемы разработки Давыдовского месторождения: Отчет о
НИР/УкрГИПРОНИИнефть; руководитель темы Н.Н. Филатова, Н.К. Карташ. -
Заказ-наряд 82.31.78/04.55. - Киев, 1985, 217 с.
. Составление
технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных
месторождений объединения "Белоруснефть”. Уточненная технологическая схема
разработки Давыдовского нефтяного месторождения (заключительный).Н. Н.
Филатова, Н.К. Карташ. Заказ-наряд 0.85.3955.85. Киев, 1985. - 207 с.
. Составление
технологических схем (проектов) разработки и пробной эксплуатации нефтяных
месторождений ПО "Белоруснефть”. Проект разработки Давыдовского
месторождения: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель Н.А. Веремко. - Договор
95.43.95 - № ГР 1995989. - Этап заключительный. - Инв. № 1317. - Гомель, 1995.
- 178 с.