История проектирования разработки пласта и основные положения проектных документов

Памятно-Сасовское месторождение евлановско-ливенского горизонта находится в пробной эксплуатации с 1990 года, а с 1997 года в промышленной эксплуатации разработкой залежи евлановско-ливенского горизонта.

В первые 3 года разработки темп отбора был сравнительно низок. Это связано, с малым количеством скважин введенных в эксплуатацию. В то же время велась разведка на правом крыле месторождения.

С 1993 года заметен существенный рост всех показателей, как следствие ввода в эксплуатацию большого количества скважин и разработки более продуктивной части горизонта.

Пик добычи приходится на 1998 год, хотя на одну добывающую скважину по сравнению с предыдущим годом стало меньше.

С этого же года вводится в эксплуатацию нагнетательная скважина, начинает вестись экспериментальная закачка воды.

В последующих годах продолжала вестись циклическая закачка воды, что позволило поднять средневзвешенное пластовое давление, которое с 1993 года существенно снижалось и в 1998 достигло минимальной отметки в 23,26 МПа. А уже в 2001 году средневзвешенное пластовое давление достигло уровня 23,6 МПа и, как следствие наметился более медленный и плавный темп падения добычи нефти.

С 1996 года имеет место обводненность продукции, хотя незначительная: менее 1%. Тем не менее, в 1996 году отмечен самый высокий темп отбора, который в последствии был существенно снижен, но остался на достаточно высоком уровне; снижение темпа отбора, в свою очередь, положительно сказалось на низком содержании воды в продукции. Максимальная обводненность приходится на 1997;1998 годы, однако, в 1998 году проводились мероприятия по изоляции пластовых вод, которые дали положительный результат, что подтверждают последующие показатели. Текущий коэффициент нефтеотдачи на конец 2001 года составил 0,18.

Динамика технологических показателей разработки представлена ниже, в таблице 2.1. Сопоставляя проектные и фактические показатели разработки месторождения, необходимо отметить ряд расхождений.

В 1996 году имеется большое расхождение между проектным действующим добывающим фондом скважин и фактическим. Это связано с тем, что в этот период времени месторождение находилось еще в стадии разбуривания и впоследствии стало ясно, что для разработки данного месторождения нет необходимости применять такую частую сетку скважин, поэтому был пересмотрен проект по сетке скважин в сторону уменьшения.

Расхождения по среднегодовой обводненности хоть и не значительные, но есть. Это обусловлено большим темпом отбора флюида, что подтверждает годовая добыча нефти и жидкости-107,2 тыс. тонн.

Среднесуточный дебит одной скважины, как жидкости, так и нефти, показывает, что фактические показатели значительно больше, чем проектные. Сказалась более высокая, чем предполагалась, проницаемость продуктивного горизонта, позволяющая эксплуатировать залежь с более высоким темпом отбора.

В 1997 году предполагалось увеличить темп отбора, но исследования скважин показали опасность языковых прорывов подошвенных вод, поэтому проектные показатели добычи нефти, по сравнению с фактическими показателями, значительно отличаются.

Тем не менее, две дополнительно пробуренные скважины по сравнению с проектным количеством все-таки позволили увеличить среднесуточный дебит одной скважины по сравнению с предыдущим годом.

На среднегодовую обводненность продукции повлияла скважина № 60, на которой был неправильно выбран темп отбора, что привело к ее высокой и резкой обводненности до 30%.

В 1998 году проводилась разведка на нижележащие горизонты; которая не дала результатов, а так как скважина находилась рядом с контуром нефтеносности, было принято решение для перевода скважины № 14 разведочной в нагнетательную для экспериментальной закачки воды под ВНК разрабатываемой залежи.

На скважине № 63 проводились работы по изоляции пластовых вод, но они не дали результатов; было принято решение о переводе скважины № 63 в контрольную. В этом же году производились работы по изоляции пластовых вод в скважине № 60, которые дали положительные результаты, позволившие снизить обводненность до 10%.

Значительное расхождение по годовой добыче нефти и жидкости возникло из-за перевода добывающей скважины № 63 в контрольную, а также из-за снижения среднесуточных дебитов некоторых скважин по жидкости и нефти по сравнению с проектными для снижения степени риска обводнения скважин.

В течение 9 месяцев 1999 года с целью поддержания пластового давления велась закачка воды; фактически закачивалось в среднем на 96 м3/сутки больше, чем по проекту. После 9 месяцев непрерывной закачки нагнетательная скважина была остановлена, так как начался рост пластового давления по сравнению с предыдущим годом. Поэтому фактическая годовая закачка воды сильно расходится по сравнению с проектной.

Проведенные работы по изоляции подошвенных вод в 1998 году дали положительный эффект в 1999 году. Это видно из существенной разницы среднегодовой обводненности между проектной и фактической. Однако в годовой добыче нефти не удалось достичь плановой отметки так же, как и в среднесуточном дебите нефти одной скважины. Это объясняется теми же причинами, что и в 1998 году. В первую очередь высокая проницаемость горизонта, в результате чего возникает опасность языковых прорывов воды в призабойную зону. Разница между фактической годовой добычей нефти и плановой существует, в основном, из-за более высокой обводненности по плану, чем фактически.

В 2000 году сохранилась положительная тенденция в существенной разнице между плановой среднегодовой обводненностью и фактической. Прежде всего, из-за рационального подхода к работе добывающих скважин. .

С начала года была вновь запущена нагнетательная скважина, но после 7 месяцев непрерывной работы ее пришлось остановить. Прежде всего, по причине роста пластового давления и резкого подъема ВНК. За 2000 год он в среднем по пласту составил +10 метров. Поэтому возникла существенная разница между проектной закачкой воды и фактической.

Ниже представлена таблица 2.1. проектных и фактических показателей разработки за 1996 — 2000 годы.

На 01.01.2000 г. эксплуатационный фонд скважин составляет 52+2 наблюдательные скважины. Согласно принятому 4 варианту разработки большинство скважин эксплуатируют залежь открытым забоем, вскрыты перфорацией только 2 (скв.60 и 61). Степень вскрытия рифа 25−50%. Средний дебит по месторождению составляет 135 т/сут. Все скважины устойчиво фонтанируют. Обводнённость продукции отмечена только в двух скважинах (61 и 66), где уровень ВНК подошёл к забою и составила 30−40%. В связи с этим были проведены водоизоляционные работы с установкой цементных мостов. В 1998 г. принято решение о введении законтурного заводнения из-за высоких темпов падения Рпл (примерно 0,1Мпа в месяц). Закачка воды производиться циклически объёмом 500−700тыс.м3 в год через 2 нагнетательные скважины.

Контроль за разработкой нефтяной залежи, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования В процессе разработки Памятно-Сасовского месторождения предусматривается проводить систематические наблюдения за поведением во времени всех основных геолого-физических и технологических характеристик нефтяной залежи, скважин и объектов системы нефтегазосбора с использованием имеющихся на нефтедобывающем предприятии штатных средств контроля, а также путем периодического проведения специальных исследований. Целью контроля за разработкой Памятно-Сасовского месторождения является изучение:

• -характера естественного энергетического режима залежи;
• -степени проявления упругой энергии водоносного бассейна и продвижения пластовой воды в нефтяную залежь;
• -динамики и распределения пластового давления по площади нефтяной залежи;
• -динамики продуктивности добывающих скважин;
• -профиля притока флюида в скважины;
• -анизотропии пласта;
• -влияния уровней отбора жидкости на нефтеотдачу пласта;
• -рабочих забойных и устьевых давлений, депрессии на пласт;
• -дебитов жидкости, её обводнённости, газового фактора по скважинам;
• -температурного режима скважин и системы нефтегазосбора;
• -содержания коррозионно-активных компонентов на различных участках системы добычи и нефтегазосбора;
• -состояния скважин и нефтегазосборных коммуникаций: наличие пробок, потери давления;
• -работы установок разгазирования нефти, дожимных насосных станций компрессорной станции, промысловой сероочисткой установки;
• -эффективности обработки призабойной зоны пласта (ПЗП);
• -эффективности цементных заливок для ограничения притоков пластовой воды;
• -интенсивности коррозии нефтепромыслового оборудования и труб.

Для решения задач по контролю за разработкой месторождения необходимо проводятся замеры пластового давления во всех скважинах — один раз в год; гидродинамические исследования скважин на продуктивность при стационарном и нестационарном (со снятием кривой восстановления давления) режимах по всем скважинам — один раз в год, а по обводняющимся — два раза в год, кроме того гидродинамические исследования обязательно должны проводятся в скважинах до и после осуществления на них капитального ремонта и воздействия на призабойную зону пласта. Дебиты скважин, обводненность их продукции, газовый фактор, замеры устьевого (до и после штуцера) и затрубного давлений и температуры на устье скважин и на нефтегазосборных коммуникациях производятся еженедельно. Изучение профиля притока флюида, по данным глубинной дебитометрии и влагометрии, проводится для определения неоднородности фильтрационных свойств пласта по толщине и выявления интервалов повышенной трещиноватости. Данные исследования проводятся в первую очередь в скв. 3, 6, 8, 61, 63, 66, 72, 107, 146, 68, 136, 139, 2Пл, 5Пл; исследования выполнялись по специальным программам; их результаты использовались при решении вопросов о выборе скважин для проложения горизонтальных стволов, проведения цементных заливок при обводнении скважин, выборе слабо дренируемых интервалов для обработок призабойной зоны пласта с целью интенсификации притока нефти.

Эффективность обработок призабойной зоны пласта и цементных заливок оценивалось по данным гидродинамических исследований скважин и обводнённости добываемой продукции до и после проводимых в скважинах работ.

Следует отметить, что указанные выше исследования направлены в первую очередь на уточнение параметров геолого-гидродинамической модели месторождения. При этом особое внимание необходимо уделялось дальнейшему изучению неоднородности пласта по проницаемости, прерывистости, анизотропии, уточнению емкостных характеристик пустотного пространства. Поскольку коллектор имеет высокую микронеоднородность по размерам пор, каверн и трещин целесообразно продолжать лабораторные исследования на керне влияния скорости фильтрации флюидов на физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти водой.

В процессе поиска и разведки залежей нефти в нижележащих горизонтах поисковые скважины, в случае их непродуктивности там, могут быть использованы для контроля текущего положения ВНК в отложениях евлановско-ливенского горизонта геофизическими методами. Для этого скважины должны быть обсажены зацементированной не перфорированной эксплутационной колонной в первоначально нефтенасыщенном интервале евлановско-ливенского горизонта, и иметь искусственный забой на 10−15 м ниже начального ВНК.

Для наблюдения за состоянием скважин необходимо: в скважинах, в которых нижний конец НКТ оборудован воронками, производились замеры глубины забоя (2 раза в год). Оценка степени закупорки коммуникаций парафино-смолистыми отложениями производится по результатам замеров давления в этих коммуникациях — не реже одного раза в месяц.

Начальные значения коэффициентов продуктивности по 30 исследованным скважинам изменялись в большом диапазоне: от 10 т/(сут· МПа) — (скважина № 60) до 1800 т/(сут· МПа) — (скважина № 6). Низкое значение коэффициента продуктивности по скважине № 60 объясняется тем, что ее забой обсажен зацементированной эксплуатационной колонной, которая затем вскрывалась перфорацией. Такая же конструкция забоя применена и в скважине № 61, которая тоже характеризуется сравнительно невысоким коэффициентом продуктивности 103 т/(сут· МПа).

Остальные скважины, имеющие открытый забой, либо спущенный в открытый ствол перфорированный хвостовик, имели более высокие значения коэффициента продуктивности.

Среднее значение коэффициента продуктивности по последним исследованиям (на 01.12 2001 г.) в 29 скважинах Памятно-Сасовского месторождения равно 814,4 т/(сут· МПа).

По данным гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах рассчитаны (с учетом несовершенства вскрытия залежи) коэффициенты проницаемости. Центральная часть месторождения характеризуется более высокой проницаемостью.

Изучалось также распределение проницаемости по высоте залежи. Определялись средние значения проницаемости по интервалам пласта. Исходили при этом из допущения о том, что проницаемость коллектора в каждой скважине распределена равномерно вдоль вскрытой части залежи. Полученные значения составили в интервале абсолютных отметок от 2570 до 2490 метров в среднем 0,084 мкм2; от 2490 до 2410 метров 0,086 мкм2; от 2410 до 2330 метров 0,102 мкм2. Таким образом, наблюдается тенденция увеличения проницаемости коллектора в направлении от ВНК к своду залежи.

Среднее по всему месторождению значение проницаемости, полученное по данным гидродинамических исследований 29 скважин в период с 2000 по 2001 годы равно 0,109 мкм2.

Гидродинамические исследования методом восстановления пластового давления проведены по 29 скважинам. Значение коэффициентов продуктивности и проницаемости, полученные при обработке КВД, имеют такой же порядок, что и при обработке индикаторных диаграмм.

Фильтрационная характеристика залежи Памятно-Сасовского месторождения изучалась и методом гидропрослушивания. Ниже приводится технология и результаты проведенного в период с 03.06.99 по 09.06.99 гидропрослушивания между группой из 7 скважин (имитирующих «укрупненную» возмущающуюся скважину), расположенных в северо-восточной части Памятного участка (скважины: 1, 2, 6, 8, 121, 126, 128) и двумя, выбранными в качестве реагирующих, скважинами, расположенными по оси рифа по обе стороны от данной группы: скважина № 130 Памятного участка и скважина № 72 Сасовского участка. Расстояние от центра указанной группы скважин до скважины 130 равно 1500 метров, а до скважины 72 — 2200 метра.

Скважины № 72 и 130 были остановлены 03.06.99 г. (первая в 1000 часов, вторая — в 1230 ч.) для восстановления в них пластового давления. Затем 5.06.99 в 800 часов были остановлены скважины 1, 2, 6, 8, 121, 126, 128 для замеров в них пластового давления и создания гидроимпульса на скважинах 72 и 130. Суммарный дебит этой группы скважин 1516 м3/сутки. В этот же день в 1700 часов были остановлены и все остальные добывающие скважины Памятно-Сасовскоего месторождения (с суммарным дебитом 4574 м3/сутки) для замеров в них пластового давления и создания дополнительного импульса на скважинах 72 и 130.

С целью фиксации импульсов давления скважины 72 и 130 были спущены на забой глубинные манометры с часовым механизмом, обеспечивающим запись давления в течение семи суток.

Скважины 72 и 130 среагировали на остановку группы из семи скважин и остановку всех добывающих скважин 05.06.99 г., а также на одновременный пуск всех возмущающихся скважин в работу 06.06.99 г. Здесь особенно важно подчеркнуть то, что реакция отмечена в скважине № 72, относящейся к Сасовскому участку, чем подтверждается единство гидродинамической системы Памятного и Сасовского участков месторождения.

Оценка коэффициентов пьезопроводности и гидропроводности пласта выполнена по «точке начала реагирования». Полученные значения коэффициента пьезопроводности в зоне между группой из семи скважин и скважиной № 72 (первая зона — x = 5,2 м2/с) выше, чем в зоне между этой же группой скважин и скважиной № 130 (вторая зона — х2 = 3,4 м2/с), а величина коэффициента гидропроводности наоборот:

• — в первом случае (Kh/м)1 = 0,36?10−9 м3/Па?с на порядок меньше, чем
• — во втором: (Kh/м)2 = 3,04?10−9 м3/Па?с.

Это может быть объяснено тем, что распространение импульсов давления происходит не по всей нефтенасыщенной толщине, а по наиболее проницаемым каналам (трещинам).

На Памятно-Сасовском месторождении, с целью получения данных о распределении проницаемости по объему пласта проведены исследования скважин радоновым индикаторным методом (ИМР). В основу данных метода положено изучение процесса формирования зоны проникновения раствора радона вглубь проницаемых пластов под воздействием давления, возникающего при расхаживании бурильного инструмента.

Результаты интерпретации данных ИМР по пяти скважинам Памятно-Сасовского месторождения представлены ниже в таблице 2.3.

В четырех из пяти скважин отмечены максимальные значения проницаемости коллектора в прикровельной части пласта.

По имеющимся данным ИМР построена номограмма статистического распределения проницаемости по вскрытой части пласта в зависимости от ее средних значений. Здесь толщина вскрытого интервала пласта в скважине принята за 100%. В каждом из интервалов выделены составляющие его доли коллектора (д) с проницаемостью на уровне 5, 30, 75, 350, 750 и 1250?10−3 мкм2.

месторождение нагнетательный скважина продуктивность Результаты интерпретации по данным ИМР Таблица 2.3.

Средняя проницаемость (Кср) коллектора в скважине определяется как средневзвешенное значение по выделенным долям коллектора.

На основании данных о проницаемости пласта, полученных методом установившихся отборов, с помощью номограммы определено распределение проницаемости коллектора в целом по залежи.

Проводя анализ системы контроля за процессом разработки, можно составить план работ по контролю за разработкой Памятно-Сасовского месторождения.

• 1. Выявление энергетической характеристики евлановско-ливенской залежи нефти. Контроль за динамикой параметров работы скважин:
  • — замеры пластового давления (не реже одного раза в год);
  • — замеры дебита нефти, газа, снятие буферного и затрубного давлений (ежедневно);
  • — замер устьевой температуры (не реже двух раз в неделю);
  • — снятие кривых восстановления пластового давления (не реже одного раза в год);
  • — исследование на продуктивность скважин (до и после выполнения гидротехнических мероприятий, но не реже одного раза в год).

Ожидаемый результат: установление активности водонапорного режима, определение фильтрационных свойств коллектора, контроль за температурным режимом работы скважин.

• 2. Контроль за изменением состава и свойств добываемой продукции.
• — определение обводненности добываемой продукции (еженедельно);
• — отбор и анализ поверхностных проб нефти, газа и воды (не реже одного раза в месяц).

Ожидаемый результат: уточнение фильтрационно-емкостных параметров пласта, состава и свойств добываемой продукции.

• 3. Определение взаимовлияния скважин:
  • — гидропрослушивание пласта (один раз в год).

Ожидаемый результат: установление сообщаемости участков расположения скважин, уточнение гидропроводности, проницаемости и пьезопроводности коллектора.

• 4. Контроль за сотоянием забоя и призабойной зоны пласта:
  • — замер глубины забоя скважин (не реже одного раза в 6 месяцев);
  • — определение профиля притока нефти и воды (по двадцати скважинам не реже одного раза в 6 месяцев).

Ожидаемый результат: выявление скопления на забое твердых частиц пластовой воды, снижения степени вскрытия пласта, определение работы и фильтрационных параметров дренируемых интервалов продуктивного разреза.

• 5. Продление безводной эксплуатации скважин:
  • — изоляция нижнего обводнившегося вскрытого интервала продуктивного пласта (по мере необходимости);
  • — проведение гидродинамических исследований скважин после изоляционных работ (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: более рациональное использование пластовой энергии фонтанной эксплуатации скважин.

• 6. Вовлечение в разработку малодренируемых участков продуктивного разреза и интенсификация притока нефти:
  • — проведение СКО (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: повышение равномерности дренирования нефтяного разреза, увеличение коэффициентов продуктивности скважин, снижение потерь в призабойной зоне пласта.

Для определения температуры на устье скважин используются ртутные термометры с пределом измерения 0 — 100? С. Давление на скважине и в затрубном пространстве измеряется манометрами с одновитковой трубчатой пружиной относящейся к деформационным манометрам, в которых измеряемое давление уравновешивается силой, возникающей при упругой деформации чувствительного элемента. В групповых установках типа «Спутник АМ-40−14−400» производится замер дебита нефти через расходомер «ТОР», замер дебита газа через турбинный счетчик «АГАТ».

Для исследования скважин, замера пластового и забойного давлений в НГДУ широко применяются манометры типа «МГН-2» с многовитковой трубчатой пружиной, предназначенного для измерения давления в добывающих скважинах. Его принцип работы основан на том, что давление в скважине через отверстие в корпусе передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость разделительного сильфона и манометрической трубчатой пружине (геликсу). Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку линию длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой, которая перемещается поступательно по направляющей при вращении ходового винта. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода.

Для исследования скважин в Жирновском НГДУ широко применяются манометры типа МСУ-1, с пределом измерения давления до 40 МПа, работоспособным при температуре до 250? С.

Для регистрации изменения температуры в скважинах применяются термометры типа ТСУ-1. Конструкция этих приборов унифицирована с конструкцией соответствующих типов геликсных манометров. Отличие состоит в том, что вместо разделительного сильфона в термометрах установлен змеевик, внутренняя полость которого, заполненная легкокипящей жидкостью, соединяется с внутренней полостью геликсной пружины.

Для исследования скважин применяют приборы типа ИМСП-11.

Приборы в скважины спускают с помощью лебедки «Азинмаш-8А». Автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины, таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана. Вместо буферной головки на задвижку устанавливается лубрикатор, представляющий собой отрезок НКТ длинной 2 м. с резьбой на одном конце и фланцем на другом.