Анализ разработки вишанского месторождения

Вишанское нефтяное месторождение введено в промышленную разработку в 1972 г [32, c.19].

Основным объектом разработки является подсолевая залежь, включающая залежи саргаевского, семилукского, воронежского горизонтов. Задонский и ланский горизонты являются отдельными объектами разработки.

Разработка подсолевой залежи начата 04.70г. вводом в эксплуатацию добывающих скв. 2, 5. Закачка воды с целью поддержания пластового давления начата в законтурную часть залежи 02.1971г. в скв. 36, 32, 7, 19. К этому времени из залежи было отобрано 250 тыс. т нефти (2,2% от НИЗ). Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 29 МПа.

В 1972 — 1973 г., с целью повышения пластового давления, начато внутриконтурное заводнение в скв. 5, 26 восточного и скв. 34, 35 западного разрезающего ряда. К началу внедрения внутриконтурного заводнения накопленная добыча нефти составила 941,2 тыс. т (8,7% от НИЗ). Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 19,5 МПа, накопленная компенсация отбора закачкой составляла 27,4%. Первоочередными, в 1972 г. начали обводняться скв. 5, 30, 34. На обводнение этих скважин повлияла закачка начатая в 1971 г. в законтурные нагнетательные скв. 36, 32, 7, 19.

Внутриконтурная закачка от всего объема закачки составляла: 1972 г. — 29.4%, 1973 г. — 64.9%, 1974 г. — 74.1%. С началом внутриконтурного заводнения началось интенсивное обводнение залежи, и в 1978 г. весь эксплуатационный фонд работал с достаточно высокой обводненностью. Таким образом, обводнение скважин и залежи в целом связано с началом внутриконтурного заводнения.

Считалось, так как закачка воды в скважины разрезающих рядов велась одновременно в залежи саргаевского, семилукского, воронежского горизонтов, то и обводнение должно было идти одновременно по всем трем залежам. Однако, анализ профилей притока и приемистости показал, что коэффициент работающей мощности составлял в среднем 0,14. Такой незначительный охват разработкой по мощности приводит к опережающей выработке запасов из пропластков с лучшими емкостно-фильтрационными характеристиками. Учитывая распространение нефтенасыщенных мощностей в нагнетательных скважинах разрезающих рядов (таблица 4.1), фильтрационные характеристики пород-коллекторов, значения коэффициента гидропроводности, можно предположить:

• — в основном обводнялась залежь семилукского горизонта, имеющая лучшие коллекторские, фильтрационные характеристики и низкие значения коэффициента расчлененности (1,3 — 2,7),
• — на восточном участке залежи саргаевский и воронежский горизонты обводнялись более быстрыми темпами чем на западном,
• — центральный участок залежи обводнился быстрее из-за двустороннего влияния внутриконтурного заводнения,

Таблица 3- Эффективные нефтенасыщенные мощности [32, c. 20].

По состоянию на 1.07.2000г. обводненность продукции следующая:

Данные по обводнению (рисунок 21−22) еще раз подтверждают вывод о том, что на восточном участке залежи саргаевский и воронежский горизонты обводнялись более быстрыми темпами, чем на западном.

Согласно исследованиям, проведенным лабораторий нефтепромысловой гидрогеологии, использование для ППД пресных вод привело к тому, что практически весь катагенетический галит, находившийся на путях фильтрации, был растворен и вынесен попутными водами. Некоторое его количество осталось лишь в пределах узкой полосы, непосредственно примыкающей к экранирующему залежь с юга разрывному нарушению, что свидетельствует о меньшей выработанности запасов нефти на участках залежи: на западном — район скв. 57, 101,58, 114, 92, 113, 112; на центральном — район скв. 111, 110, 102; на восточном — район скв. 39, 70, 15.

Обобщая вышеизложенное, следует сделать выводы: между зоной отбора и законтурной областью существует затрудненная гидродинамическая связь, обводнение добывающих скважин происходило от внутриконтурного заводнения и носило селективный характер, в первую очередь обводнялась залежь семилукского горизонта, существует реальная возможность восстановления ликвидированных скважин с целью довыработки саргаевского и воронежского горизонтов.

В пределах залежи елецко-задонского горизонта, согласно геологического строения, выделено два участка — западный и восточный. Западный участок характеризуется следующими показателями: темп отбора от НИЗ — 0,17%, отобрано от НИЗ — 4,15%, система разработки — без поддержания пластового давления, на режиме истощения, стадия разработки — первая.

По состоянию на 1.01.2000г. в действующем фонде четыре добывающих скважины (76, 126, 127, 200). Все скважины оборудованы ШГН. Скважины работают с дебитами 1,5 т/сут — 0,2 т/сут.

По мере ввода в эксплуатацию добывающих скважин, добыча нефти увеличивалась и достигла максимальной величины в 1996 г. — 10,4 тыс. т (1,4% от НИЗ) в связи с вводом в эксплуатацию наиболее продуктивной скв. 127. В последующие годы добыча нефти снижается.

Основной причиной снижения добычи нефти являются низкие уровни (Нд — 1900м) в связи с отсутствием закачки. В 1999 г. добыча нефти составила 1,27 тыс. т (0,17% от НИЗ, 0,18% от ТИЗ).

Основной объем всей добытой нефти получено из скв. 127 (60% от всей добычи).

Основной проблемой разработки данной залежи является повышенная вязкость нефти (6,16 Мпа*с) и отсутствие закачки из-за трудностей ее организации для условий высоковязких нефтей.

В связи с отсутствием ППД пластовое давление снижается (рис. 2.6) и на 1.01.2000г. составляет 10,1 МПа. Отбор на 1 МПа снижения давления — 1535 т.

Основным мероприятием, проводимым по скважинам с целью повышения добычи нефти является оптимизация насосного оборудования (регулярная смена насосов). Положительный эффект получен в скв. 200 от СКО, проведенной 08.98г. Продолжительность эффекта — 4 месяца. Проведенные ГТМ значительного влияния на добычу нефти не оказали (рисунок 4.7).

Восточный участок елецко-задонской залежи характеризуется темпом отбора от НИЗ — 0,38%, отбором от НИЗ — 1,19%, остаточными извлекаемыми запасами — 1404,09 тыс.т., системой разработки — без поддержания пластового давления, на режиме истощения (стадия разработки — первая). По состоянию на 1.01.2000г. залежь разрабатывается двумя добывающими скважинами: скв. 115, оборудованной ЭЦН и скв. 203, оборудованной ШГН. Дебиты скважин изменяются от 3,8 т/сут (скв. 203) до 11,9 т/сут (скв. 115), в среднем по залежи за 1999 г. дебит составил 7,9 т/сут. Добыча нефти снижается (рисунок 4.8). Причиной снижения добычи нефти являются низкие уровни (Нд — 1600м) в связи с отсутствием закачки (таблица 4.7). В 1999 г. добыча нефти составила 5,47 тыс. т (0,38% от НИЗ).Основной объем всей добытой нефти получено из скв. 115. При накопленной добыче нефти 16,907 тыс. т, скв. 115 отобрано 11,1 тыс. т (65,6% от всей добычи).

Основной проблемой разработки данной залежи является повышенная вязкость нефти (8,34 Мпа*с) и отсутствие закачки, в связи с трудностями ее организации для условий высоковязких нефтей, а также недостаточность добывающих скважин. В связи с отсутствием ППД пластовое давление снижается и на 1.01.2000г. составляет 10,3 МПа. Отбор на 1 МПа снижения давления — 768 т [32, c. 33−49].

Основным мероприятием, проводимым по скважинам с целью повышения добычи нефти, является оптимизация насосного оборудования (регулярная смена насосов). Значительный эффект (1219 т) был получен в 1997 г. после проведения ГРП.