2. Практическая часть

2.1 Пластовое давление в зонах отбора и закачки

Закачка воды на Тарасовском месторождении ведется с 1987г. Максимальное количество воды 24526,0 тыс. м³ в пласты Тарасовского месторождения было закачано в год максимальных отборов нефти и жидкости - в 1990г., текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 110,4%, накопленная - 134,9%.

По пластам Тарасовского месторождения приняты следующие начальные значения пластового давления: БП₆ - 240 атм, БП₈⁰ - 244 атм, БП₈ - 246 атм, БП₉ - 248 атм, БП_{10-11 -} 258 атм, БП₁₄ - 282 атм.

По состоянию на 01.01.2005 г. в пласты Тарасовского месторождения закачано 8395,9 тыс. м³, с начала разработки - 180812,4 тыс. м³ агента. Под закачкой находятся 186 скважин (в т. ч. скважина №1095, совместно эксплуатирующаяся на пласты БП_10-11 и БП₁₄): на БП₆ - 3, на БП₈⁰ - 1, на БП₈ - 3, на БП₉ - 1, на БП_{10-11 -} 65, на БП₁₄ - 114. Добыча жидкости в 2004 г. составила 5202,9 тыс. т, накопленная - 83204,3 тыс. т. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой по Тарасовскому месторождению в целом составляет 129,7%, накопленная - 142,5%.

Пласт БП₆

Закачка в пласт БП₆ ведется с 1993г. В 1998-1999 добыча по пласту БП₆ не осуществлялась. По пласту принято начальное пластовое давление - 240 атм, давление насыщения - 176 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.1 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.4.

За 2004 год в пласт БП₆ было закачано 57,9 тыс. м³ агента, с начала разработки - 310,8 тыс. м³. Компенсация отборов текущая составляет 113,1%, с начала разработки - 75,5%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 53,0 м³/сут.

За последние три года наблюдалось снижение средневзвешенного пластового давления, его минимальное значение 228,3 атм наблюдалось в начале 2004 г. К концу 2004г. пластовое давление немного увеличилось, но при этом оно остается на 8,6 атм ниже, чем первоначальное. Таким образом (на 01.01.2005 г.):

Текущее средневзвешенное пластовое давление равно 234,1 атм, что ниже начального пластового на 8,6 атм.

Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 230,2 атм, что ниже начального пластового на 9,8 атм.

Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 252 МПа, что выше начального пластового 12 атм.

Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП₆ Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

Средняя пластовая температура 72⁰С (при начальной 73⁰С).

Таблица 2.1 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП₆

Рисунок 2.1 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП₆

Пласт БП₈⁰

Закачка в пласт БП₈⁰ ведется с июня 2003 г. двумя нагнетательными скважинами №№1360, 1679. В настоящее время скв. №1679 в бездействии. По пласту принято начальное пластовое давление - 244 атм, давление насыщения - 180 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.2 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.2 В 2004 г. в пласт БП₈⁰ было закачано 54,4 тыс. м³ агента, с начала разработки - 77,8 тыс. м³. Компенсация отборов текущая составляет 395,8%, с начала разработки - 92,3%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 94,2 м³/сут.

За счет закачки агента за период с 01.07.2003 по 01.07.2004 г. наблюдается увеличение давления в зоне отбора с 238,5 атм до 249,9 атм, средневзвешенное пластового давления при этом увеличилось с 238,5 атм до 251,8 атм. По состоянию на 01.01.2005 г. среднее пластовое давление снизилось до 248,7 атм, видимо по причине выбытия одной из двух нагнетательных скважин. Таким образом (на 01.01.2005 г.):

Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 248,7 атм, что выше начального пластового на 4,7 атм.

Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 248,3 атм, что выше начального пластового на 4,3 атм. Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 257,4 атм, что выше начального пластового на 13,4 атм.

Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП₈⁰ Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

Средняя пластовая температура 78⁰С (при начальной 80⁰С).

Таблица 2.2 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП₈⁰

Рисунок 2.2 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП₈⁰

Пласт БП₈

Закачку в пласт БП₈ начали осуществлять со второго года разработки (1987 г.). По пласту принято начальное пластовое давление - 246 атм, давление насыщения - 189 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.3 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.3.

К середине 1989 года уровень пластового давления был всего на 10-15 атм выше давления насыщения нефти, что позволяет говорить о снижении текущих величин забойного давления ниже этого значения (185 атм), что влечет за собой переход режима работы залежи с упруговодонапорного на режим растворенного газа.

Об общем неудовлетворительном энергетическом состоянии залежи до 1990 года говорят и низкие значения пластового давления в зоне нагнетания, при том, что весь нагнетательный фонд был введен под закачку к 1990 году. В 1989 г. количество действующих нагнетательных скважин было максимальным (78 ед.), закачка воды была также максимальна.

С 1989 года уровень текущей закачки в два раза превышает уровень добычи жидкости. Такой высокий уровень компенсации в сочетании с чрезвычайно пониженным пластовым давлением привели к образованию каналов преимущественной фильтрации закачиваемой воды. За период разбуривания основного фонда 1987-1989 гг. обводненность достигла всего 9%, а в последующие 4 года увеличивалась на 9-10% ежегодно.

Благодаря системе ППД, начиная с середины 1990 года, текущее пластовое давление незначительно отличается от первоначального давления. Залежь работает при стабильных давлениях в зонах отбора и закачки.

В 2004 г. в пласт БП₈ было закачано 83,0 тыс. м³ агента, с начала разработки - 44011,2 тыс. м³. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет только 35,5%, с начала разработки - 135,1%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 57,1 м³/сут.

За последние три года наблюдалось постепенное снижение средневзвешенного пластового давления, и к концу 2004 г. оно составляет 256 атм, однако, это на 10 атм выше первоначального.

Таблица 2.3 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП₈

Рисунок 2.3 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП₈

Таким образом (на 01.01.2005 г.):

Запроектированная блочно-замкнутая система заводнения сформирована, но сначала допущенные отставания в формировании системы ППД, разгазирование пластовой нефти, а затем очень высокие темпы закачки привели к быстрому снижению отборов.

Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 256,0 атм, что выше начального пластового на 10 атм.

Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 253,8 атм, что выше начального пластового на 7,8 атм.

Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 258,9 атм, что выше начального пластового на 12,9 атм.

Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП₈ Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

Средняя пластовая температура 81-83⁰С (при начальной 82⁰С).

Пласт БП₉

Закачку в пласт БП₉ начали осуществлять со второго года разработки (1987 г.). По пласту принято начальное пластовое давление - 248 атм, давление насыщения - 187 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.39. Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.4.

В связи с высокими темпами добычи до 1990 года и недостаточным уровнем компенсации отборов закачкой (на конец 1989 г. накопленная компенсация составила всего 93%) уровень текущего пластового давления снизился к 1990 году до 230 атм.

Следует отметить, что действующий фонд нагнетательных скважин был максимальным в 1989-1990 гг. (15 шт.), в действующем добывающем фонде в 1989 г.77 скважин, в 1990 году - 56 скважин. Было сформировано три нагнетательных ряда: первый - на северо-западе, второй - по центру левой половины залежи, третий - на юго-востоке залежи.

С 1990 года текущее пластовое давление было восстановлено до уровня начального и выше. Уровень давления в зоне нагнетания также стабилизировался на 288 атм.

В этот же период с 1988 по 1990 гг. происходит прогрессирующее обводнение добывающих скважин, и консервация большей части фонда. Поэтому дальнейший перевод нагнетательных скважин под закачку не производился, запроектированная блочно-замкнутая системы заводнения не сформирована.

Однако, существенное сокращение действующего фонда добывающих скважин позволило довести уровень пластового давления в зоне отборов до величины начального пластового давления. Уровень текущей компенсации необходимый для поддержания пластового давления в период 1990-1996 гг. составил в среднем 170%.

В 2002-2003 гг. закачка воды велась не более чем двумя скважинами одновременно. В 2002 г. закачано 32,9 тыс. м³ агента, в 2003 - 3,1 тыс. м³. На 01.01.2005 г. на пласте БП₉ находилась под закачкой только 1 нагнетательная скважина №1467, было закачано 8,3 тыс. м³ агента, с начала разработки - 14401,7 тыс. м³. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет только 1,2% - закачка неэффективна, с начала разработки - 120,1%. Нагнетательная скважина эксплуатировалась со среднесуточной приемистостью 23,7 м³/сут.

Таким образом, запроектированная блочно-замкнутая система ППД вообще не сформирована, в консервации на 01.01.2005 г. находится 83,9% нагнетательных скважин.

Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 251,1 атм, что выше начального пластового на 3,1 атм.

Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 250,5 атм, что выше начального пластового на 2,5 атм.

Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 253,1 атм, что выше начального пластового на 5,1 атм.

Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП₉ Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

Средняя пластовая температура 82-86⁰С (при начальной 83⁰С).

Таблица 2.4 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП₉

Рисунок 2.4 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП₉

Пласт БП_10-11

Организация и ввод системы поддержания пластового давления на пласте БП_10-11 началась в 1989 г. По пласту принято начальное пластовое давление - 258 атм, давление насыщения - 176 атм. Изменения среднего пластового давления и давлений в зоне отбора и нагнетания за последние 3 года приведены в таблице 2.5 Динамика отборов жидкости, объемов закачки рабочего агента и пластового давления в зоне отбора и нагнетания представлена на рисунке 2.5.

За весь период эксплуатации пластовое давление в зоне отбора достаточно стабильно и не опускалось ниже 237 атм. В 1991 г, после достижения проектного уровня накопленной компенсации, объем закачки был ограничен. С 1995 г. одновременно с сокращением отборов происходит повышение уровня пластового давления в зоне отбора до 247 атм, в зоне нагнетания до - 295 атм.

За четыре года (1998-2001 гг.) при стабильном уровне отборов жидкости закачка рабочего реагента увеличилась более чем на 60%, что привело к незначительному росту давления в зоне нагнетания. Давление в зоне отбора находилось на одном уровне и на 1.01.2002 г. составило 247 атм. За период до 01.07.02 г. давление повысилось в зоне нагнетания до 302 атм, в зоне отбора - до 253 атм.

С 1990 по 2002 гг. уровень текущей компенсации составлял в среднем 160,4%, накопленная компенсация - в среднем 167,0%. Однако, ввиду того, что в основном эксплуатируются скважины, расположенные в водонефтяной зоне, часть закачиваемой воды уходит в водоносную часть залежи и не оказывает отрицательного влияния на динамику обводнения пласта.

На 01.01.2005 г. под закачкой находились 65 скважин. В 2004 г. в пласт БП_10-11 было закачано 1978,6 тыс. м³ агента, с начала разработки - 46564,2 тыс. м³. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 138,7%, с начала разработки - 164,9%. Нагнетательные скважины эксплуатировались со среднесуточной приемистостью 90,4 м³/сут.

На 01.01.2005 г. текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 253,7 атм, что ниже начального пластового на 4,3 атм.

Пластовое давление в зоне отбора в среднем составляет 245,4 атм, что ниже начального пластового на 12,6 атм.

Пластовое давление в зоне закачки в среднем составляет 291,4 атм, что выше начального пластового на 33,4 атм.

Карта изобар по состоянию на 01.01.2005 г. по пласту БП_10-11 Тарасовского месторождения представлена в графическом приложении.

Из 58 проектных нагнетательных скважин, предусмотренных для организации барьерного ряда, на настоящий момент их количество составляет 41, из которых на 01.01.2005 г. действующих - 26 (№№1174, 1261, 1263, 1265, 3224, 3226, 3227, 3241, 3263, 3264, 3272, 3276, 3277, 3282, 3287, 3289, 3290, 3297, 3299, 3303, 3304, 3305, 3314, 3316, 3230Б, 3245Б). Показатели закачки агента в нефтяную оторочку, газовую шапку и подгазовую нефтяную зону приведены в таблице 2.21. В 2004 г. закачка агента в нефтяную оторочку составила 237 тыс. м³, в газовую шапку - 108,3 тыс. м³, в подгазовую нефтяную зону - 225,2 тыс. м³. В 2004 г. из нагнетательного барьерного ряда выбыли 11 скважин, которые на данный момент находятся в бездействии. Барьерный ряд нагнетательных скважин не обеспечивает отсекания газовой шапки от нефтяной оторочки. В некоторых скважинах подгазовой зоны и вблизи ГНК газовый фактор нефти достигает 1200-1400 м³/т. Причиной является прорыв газа из газовой шапки.

Средняя пластовая температура 74⁰С (68-75⁰С) (при начальной 86-87⁰С).

Таблица 2.5 Изменения среднего пластового давления в зонах отбора и закачки по пласту БП_10-11

Рисунок 2.5 Динамика отборов жидкости, объемов закачки и пластового давления. Пласт БП_10-11