Повышение эффективности системы поддержания пластового давления на Павловском месторождении. Часть 2.

Страницы:   1   2   3

---

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

3.1. Краткая история разработки залежи

Павловское газонефтяное месторождение открыто в 1956 г., в опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку – в мае 1962 года.

В настоящее время разработка месторождения ведется на основании «Технологической схемы разработки Павловского газонефтяного месторождения», выполненной в 2006 году ООО «ПермНИПИнефть». (Протокол ЦКР №3792 от 29.08.2006г.)

На месторождении выделено 5 объектов разработки: четыре нефтяных – в пластах Т, Тл+Бб+Мл, Бш, В₃В₄, и один газовый – газовая шапка В₃В₄.

Залежь нефти турнейского пласта по принятому для реализации третьему варианту разрабатывается 187 добывающими (в т.ч. бурение 40 ГС, 14 ВС и 4 боковых горизонтальных ствола) и 31 нагнетательной скважинами (в т. ч. бурение 10 ВС), с реализацией очаговой избирательной системы воздействия. КИН принятый при проектировании – 0,353.

Проектный уровень добычи : нефти 409,6 тыс.т/год, газа 21000тысс.м3, жидкости 753,7 тыс.т, закачка воды 800,8тыс.т.

Срок разработки 71 год. Накопленная добыча нефти за проектный период составляет 11747,5 тыс.т.

Турнейская залежь открыта в 1960 г., и до 1986 г. ее разработка осуществлялась единичными разведочными скважинами на Павловской площади. Разбуривание залежи эксплуатационным фондом проводилось в период с 1986 по 1994 гг. Проектный фонд так и не пробурен полностью – за период разработки в эксплуатации находилось 230 скважин – в 215 из них велся отбор нефти, в 52 – закачка воды. В процессе эксплуатационного бурения изменились представления о геологическом строении залежи, поэтому вместо запланированной изначально семиточечной обращенной системы заводнения на объекте организовано избирательное заводнение.

3.2. Анализ текущего состояния разработки

По состоянию на 01.01.2014 г. турнейская залежь Павловского месторождения находится на 2 стадии разработки. На дату анализа накопленная добыча нефти составляет 3576,6 тыс.т., жидкости – 5361,8 тыс.т. Выработка от утвержденных начальных извлекаемых запасов 38,1%, темп выработки запасов – 1,9%, текущий КИН – 0,091д.ед. Накопленная закачка составляет 11219,3 тыс.м³. Компенсация отборов жидкости закачкой воды с начала разработки – 193,0 %. Годовой отбор нефти в 2013 г. составил 267,4 тыс.т, жидкости – 379 тыс.т, среднегодовая обводненность – 29,4 %. Годовой объем закачки рабочего агента составил 647,4 тыс.м³. График разработки представлен на рисунке 3.2.

 

В разработке находятся основная залежь нефти, объединяющая Барановское, Павловское и Улыкское поднятия, а также залежи Южно-Павловского и Григорьевского поднятий. Залежи Деткинского и Березовского поднятий не введены в разработку.

Южно-Павловское поднятие.

Разработка турнейской залежи на Южно-Павловском поднятии начата в 1967 г. и до 1990 г. велась 2 скважинами совместно с визейским объектом. Разбуривание проектного фонда проводилось с 1990 по 1995 гг. Пласт Т₁ разрабатывался 41 скважиной. Пласт Т₂, характеризующийся незначительной площадью нефтеносностью, был перфорирован только в 5 добывающих скважинах (№№ 1014, 1021, 1022, 1023, 1051).

По состоянию на 01.01.2014 г. действующий добывающий фонд составляет 22 скважины, нагнетательный фонд – 7 скважин (все под закачкой); 2 скважины находятся в консервации, 1 – в контрольном фонде. Действующий фонд образует по площади залежи 3 очага разработки – в районах нагнетательных скважин №№ 1011, 2098 и 1028.

Среднегодовой дебит жидкости по поднятию составляет 4,4 т/сут, нефти – 2,7 т/сут при обводненности 38,5 %.

Динамика годовых отборов нефти и жидкости приведена на рис.3.3.

 

3.3. Анализ энергетического состояния разработки

Замеры пластового давления (статического уровня), забойного давления (динамического уровня) проводились практически во всех добывающих скважинах согласно утвержденному плану промыслово-исследовательских работ. Изучение энергетического состояния залежей осуществлялось как по прямым замерам пластового давления, так и по расчетным данным (через статические уровни).

Начальное пластовое давление в целом по пласту составляет 15,4 МПа, давление насыщения 9,2 МПа.

Пласт Т2

Залежь Южно-Павловского поднятия. Район скважины 1021

Энергетическое состояние залежи можно проследить с начала ее разработки скважинами 1021 и 1023 (1990 г.). В 1992 г. введена в эксплуатацию скважина 1022, которая уже в 1994 г. прекратила работу. В 1996 г. после дострела пласта Т₁ в скважине 1021 началась совместная разработка обоих турнейских пластов.

К концу 1994 г. в перечисленных выше скважинах пластовое давление снизилось до 12 МПа. После этого процесс снижения несколько замедлился, если судить по давлению (10,5 МПа) в скважине 1021 (1998 г.). В это время она разрабатывала уже оба турнейских пласта. В скважине 1023 последний замер пластового давления, проведенный в 1995 г., равен11,5 МПа.

Залежь Южно-Павловского поднятия. Район скважины 1051

Об энергетическом состоянии залежи свидетельствуют только два замера пластового давления, проведенные в скважине 1051 в первые месяцы ее работы (1991 г.). Среднее значение давления равно 7,3 МПа, что указывает на слабую гидродинамическую связь с законтурной областью. В 1996 г. данная скважина была переведена на совместную разработку обоих турнейских пластов.

Пласт Т₁

Залежь Южно-Павловского поднятия

Данные об энергетическом состоянии пласта Т₁ получены при исследовании 19 добывающих скважин за период с 1990 по 2003 гг. В течение 1,5 лет эксплуатации первых добывающих скважин 734 и 1030 (1990 — 1991 гг.) пластовое давление снизилось до 10,5 — 11,5 МПа. Более быстрыми темпами давление уменьшалось в скважинах 730 и 1026, введенных в работу в 1991 г. В первый же год их эксплуатации оно снизилось ниже давления насыщения нефти (10,16 МПа).

В связи с организацией закачки воды в 1991 г. было зафиксировано увеличение пластового давления в зонах отбора. Максимальных значений исследуемый параметр (до 15 –16 МПа) достиг в скважинах 730 и 1032 в 1992 г. Однако влияние закачки не сразу проявилось во всех скважинах. Например, в скважине 1026, расположенной вблизи нагнетательной скважины 1027, пластовое давление снизилось до 7 МПа к 1995 г., а затем только начался его рост.

С 1993 г. отмечается стабилизация пластового давления в зонах отбора. Гидродинамические исследования, проведенные в этом же году в скважине 1020, подтвердили наличие высокого давления (13,7 МПа). В результате организации закачки воды в турнейский пласт, начиная с 1997г., не  зафиксированы значения исследуемого параметра ниже давления насыщения нефти (10,16 МПа). По состоянию на первое полугодие 1998 г. диапазон изменения пластового давления залежи составил от 11 до 15 МПа .В последующие годы в целом по залежи отмечается стабилизация пластового давления. По состоянию на 01.2004 г. в северной части залежи поддерживалось высокое давление в зонах отбора от 12,1 до 14,1 МПа, на неразрабатываемых участках — 15,7 МПа (скв. 1013), тогда как в южной части оно было низким — в зонах отбора — от 9,5 до 11,5 МПа, на неразрабатываемых участках – 14,0 МПа. Среднее пластовое давление в целом по залежи равно 12,5 МПа, среднее забойное давление – 6,15 МПа. Среднее давление закачки, замеренное по 5 скважинам, составило 13,8 МПа.

3.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки турнейского объекта представлено в таблице 3.4.

Согласно действующему проектному документу – «Технологической схеме разработки….» (протокол ЦКР №3792 от 29.08.2006 г.) –  для вовлечения в разработку недренируемых запасов на турнейском объекте предусмотрено бурение 64 скважин (в т.ч. 40 ГС), ввод из консервации 21 скважины, перевод с вышележащих объектов 3 скважин и бурение боковых стволов в 4 скважинах визейского объекта. Совершенствование реализованной системы ППД на разрабатываемых участках залежи не предусмотрено. Бурение скважин запланировано с 2011г.

Фактически, эксплуатационное бурение на объекте начато в 4 квартале 2012 г., с отставанием от проекта на 1 год. Всего за 2011-2012 гг. по проекту предусматривалось ввести из бурения 29 добывающих скважин на Улыкском и Павловском поднятиях (17 ННС, 12 ГС), фактически ввод  новых скважин перенесен на январь 2013 гг. (скв. №№ 1114-ГС, 1115-ГС).

На дату анализа отклонение не критично, так как в период с 2006 по 2012 гг. вовлечение в разработку недренируемых запасов проводилось опережающими темпами по сравнению с проектом за счет зарезки боковых стволов и восстановления неработающего фонда скважин. За период действия «Технологической схемы …» в эксплуатацию введена 51 добывающая скважина (в т.ч. 7 – из консервации и бездействия, 43 – бурением боковых стволов из существующих скважин турнейского и вышележащих объектов, 1 – переводом с визейского объекта), при этом часть БС пробурены на замену проектным скважинам (8 ед.). Из действующего добывающего фонда выбыло 12 скважин (в т.ч. 8 – переведены на вышележащий горизонт, 4 – освоены под нагнетание).

В связи с ухудшением энергетического состояния залежи при проведении мероприятий по интенсификации добычи, на объекте Т возникла необходимость усиления системы ППД, что предусматривалось проектным документом. С этой целью переведены на постоянный режим закачки Барановское и Южно-Павловского поднятия, возобновлена закачка в простаивающем нагнетательном фонде (скв. №№ 749, 872, 909, 933, 965, 1050, 2098) и организованы 9 дополнительных очагов заводнения, не предусматривавшихся в проектном документе (скв. №№ 902, 744, 887, 1045, 811, 825, 1021, 856, 1032).

В дополнение к проектным решениям в 2006-2012 гг. на турнейском объекте выполнен широкий комплекс ГТМ (КГРП, радиальное бурение, новые виды перфорации, кислотные обработки), позволивший увеличить средний дебит жидкости с 4,4 до 10,0 т/сут (проект – 10,2 т/сут), нефти – с 3,2 до 9,5 т/сут (проект – 5,3 т/сут). Более низкие дебиты жидкости и нефти по сравнению с проектом связаны со снижением пластового давления в залежи из-за недостаточной компенсации отборов закачкой в период активного проведения работ по интенсификации добычи (2006-2009 гг.).

В 2010-2013 г., с целью восстановления энергетического состояния залежи, годовой объем закачки увеличен более чем в 1,2 раза. На дату анализа текущая компенсация отборов закачкой вдвое выше проектного уровня (проект – 83,6 %, факт – 174,8 %).

В связи уточнением геологического строения по результатам бурения боковых стволов на Павловской площади и проведения сейсмических исследований 3D на Березовской площади, требуется корректировка проектных объемов и сроков эксплуатационного бурения в новом проектном документе. По результатам проведенного в 2006-2009 гг. комплекса ГТМ также необходим пересмотр проектных уровней добычи с учетом возможности применения новых методов повышения нефтеотдачи пласта.

Таблица 3.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки с 2009 года по 2013 год. Павловское месторождение, турнейская залежь.

 

ГЛАВА 4. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

4.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин

На Павловском месторождении предусматривается следующая типовая конструкция скважин.

Направление диаметром 324 мм спускается  до глубины 50 м для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и верхней части казанского яруса, изоляции зон возможных поглощений. Цементируется до устья тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками  ускорителя сроков схватывания.

Кондуктор диаметром 245 мм до глубины 150 м по вертикали с целью предупреждения обвалов стенок скважины, изоляции зон поглощений и для разобщения пресных вод от минерализованных. Распространение пресных вод на данном месторождении до глубины 100 м.  Цементируется до устья специальным тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками понизителяфильтратоотдачи и ускорителя сроков схватывания.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается до  проектной глубины для изоляции нефтеносных и водоносных горизонтов. Высота подъема цемента за колонной до устья. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия верхнего продуктивного горизонта на 100 м цементируется тампонажным составом с пониженной фильтратоотдачей с добавками понизителяфильтратоотдачи и ускорителя сроков схватывания, остальной интервал цементируется  облегченным тампонажным составом.

Исходя из диаметров принятых колонн, выбираются следующие диаметры долот, а также следующие режимы бурения:

Под направление – 394 мм.

Под кондуктор – 295 мм.

Под эксплуатационную колонну – 215,9 мм.

4.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин

Перед вскрытием продуктивного пласта проводится подготовка ствола скважины с целью предотвращения осложнений (поглощения) в процессе цементирования. Для предупреждения осыпания неустойчивых отложений в качестве промывочной жидкости должен использоваться ингибированный буровой раствор.

Подготовка ствола скважины к первичному вскрытию продуктивного пласта включает следующие этапы:

— оценка герметичности ствола скважины – критерием является коэффициент приемистости. Для определения  коэффициента приемистости проводится гидравлическая опрессовка ствола скважины с использованием ГМП на давление, равное избыточному, при цементного раствора на пласт в конце продавки. Ствол скважины считается подготовленным, когда остаточный коэффициент приемистости К_пр£ 1,0;

— снижение проницаемости водоносных пластов до установленного уровня. В случае если остаточный коэффициент приемистости К_пр> 1,0 , то в зависимости от интенсивности поглощения выбирается способ и средства изоляции проницаемых пластов;

— подготовка промывочной жидкости к переходу на раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта.

Состав и свойства безглинистого бурового раствора (ББР) подбираются в зависимости от физико-химических свойств коллектора, пластовых условий и свойств нефти, типа самой скважины. Плотность бурового раствора определяется величиной текущего пластового давления.

Вскрытие продуктивного пласта рекомендуется проводить с использованием безглинистого бурового раствора на основе полисахаридов (ББР — СКП). Состав  подбирается таким образом, чтобы максимально снизить отрицательное влияние бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов.

Для уменьшения негативного влияния тампонажного состава на продуктивный пласт, улучшения качества крепления эксплуатационной колонны  и повышения надежности разобщения пластов необходимо использовать комплексную технологию цементирования, которая включает:

• установку забойной ванны – для увеличения сцепления горной породы с цементным камнем и повышения качества цементирования в интервале продуктивной части створа скважины;

Для снижения негативного влияния цементных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов и повышения качества разобщения заколонного пространства рекомендуется применять специальные тампонажные материалы на основе портландцемента с комплексными добавками обеспечивающими:

— высокую  седиментационную устойчивость;

— отсутствие усадки при  твердении;

— требуемую прочность сформированного цементного камня.

Перед вторичным вскрытием продуктивных пластов эксплуатационную колонну в интервале перфорации необходимо очистить от остатков цемента на стенках колонны. Для удаления цементной корки установить солянокислотную ванну с временем реакции не менее 6 часов, после чего вымыть продукты реакции и промыть технической водой до «чистой воды

Вызов притока производят свабированием или спуском погружного насоса. Допускаемая депрессия на пласт — до 75 % от величины пластового давления. Освоение осуществляется до полной замены на нефть (два объема скважины). Полноту освоения контролируют путем отбора глубинных проб жидкости. После освоения каждая скважина исследуется на трех режимах.

4.3. Анализ фонда действующих скважин

Характеристика фонда скважин турнейской залежи Южно-Павловского поднятия на 1.01.2013 г. приведена в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Характеристика фонда скважин турнейской залежи Южно-Павловского поднятия на 1.01.2013г.

 

4.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин

Технологический режим работы добывающих скважин на 01.01.2013г. приведён в таблице 4.4.

На 01.01. 2013 г. добывающий фонд поднятия — 26 скважин. Из них: 14 действующих, 2 бездействующие (по технической причине), 7 скважин в консервации, 2 контрольные, 1 ликвидирована. Таким образом, из 26 скважин эксплуатационного фонда добывающих — 14. Коэффициент использования фонда низкий (0,53).

Из 14 действующих скважин одна оборудована электропогружным насосом, 13 — штанговым. Выбор способа эксплуатации обусловлен малодебитностью скважин.

Распределение действующего фонда скважин:

По дебиту нефти.

Таблица 4.4.1. Распределение фонда скважин по дебитам нефти.

 

Средний дебит скважин по нефти равен 4,5 т/сут. С дебитом нефти от 2 до 4 т/сут работают 50 % скважин.

По дебиту жидкости

Таблица 4.4.2. Распределение фонда скважин по дебитам жидкости.

 

Средний дебит скважин по жидкости равен 9,5 м³/сут. С дебитом жидкости от 6 до 9 м³/сут работают 42,9 % скважин. Низкодебитными являются более 93 %  скважин данного поднятия, работающие с дебитом жидкости менее 15 м³/сут.

По обводненности добываемой продукции.

Действующие скважины работают с обводненностью от 8 до 94 %.  93% фонда имеет обводненность от 8 до 50 %.

Таблица 4.4.3. Распределение скважин по обводненности добываемой продукции

 

Обводнённость 29 % скважин незначительна и не превышает 10%. Со средней для поднятияобводненностью работает 35,7 % фонда скважин. Высокая обводненность отмечена у 36 % скважин.

Обобщенная характеристика технологических режимов работы скважин приведена в таблице 4.4.4.

Таблица 4.4.4. Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин

 

Проанализировав технологические режимы добывающих скважин можно сделать выводы:

1. Большинство скважин (79%) эксплуатируются с низкими дебитами нефти от 2 до 6 т/сут.

2. Пластовое давление изменяется от 7,8 до 13,5 Мпа .Среднее значение Рпл по поднятию 9,3 Мпа при давлении насыщения 9,2 Мпа. Это указывает на неэффективную работу системы ППД

3. Среднее значение коэффициента продуктивности составляет 14,6м³/(сут*МПа).

4. Обводнённость 29 % скважин незначительна и не превышает 10%. Со средней для поднятияобводненностью работает 35,7 % фонда скважин. Высокая обводненность отмечена у 36 % скважин.

5. С коэффициентом подачи до 0,5 д.ед. работают 31,1 % скважин. Средний коэффициент подачи равен 0,56д.ед.

Таблица 4.4. Технологический режим работы добывающих скважин Павловского месторождения турнейской залежи Южно-Павловского поднятия на 01.01.2013 г

 

---

Страницы:   1   2   3