7.2 Фонд нагнетательных скважин

На Каменноложской площади под закачкой на башкирско-серпуховском пласте пребывало 92 скважин, причем 64 предварительно находились в отработке на нефть.

Закачка воды в данную залежь началась с 1965г. в скв.223,463 без отработки на нефть. Технологической схемой предусматривалось организация поперечного разрезания залежи на 4 блока. Соответствующая проекту система заводнения была создана к концу 1971 г. К этому времени в залежь поступало 1966,0 тыс.м³/год воды через 35 нагнетательных скважин, расположенных в разрезающих рядах и в отдельных приконтурных зонах. Затем, к 1974г в дополнение к рядному заводнению в центральных частях блоков, испытывающих недостаточное влияние закачки воды, были освоены очаговые и приконтурные нагнетательные скважины.

Основной ввод нагнетательных скважин происходил до 1980 года (от 1 до 6 скв./год), при освоении нагнетательных скважин применялись солянокислотные и сульфаминокислотные обработки, гидроразрыв пласта и гидровоздействие.

Для обеспечения стабильной приемистости нагнетательного фонда давление закачки было поднято до 14-17 МПа (1971-1973г.г, а позднее и до 20МПа 1974г.).

Закачка пресной воды по мере увеличения обводненности добывающего фонда в залежь сокращалась за счет увеличения объемов закачки сточной воды. С 1985 года велось отключение нагнетательного фонда в разрезающих рядах в связи с удалением зоны отбора от зоны нагнетания воды в залежь. Из-за выбытия нагнетательных скважин менялась и проектная система заводнения, поддержание пластового давления осуществлялось в основном за счет очагового заводнения.

Интенсификация системы ППД осуществлялась путем повышения давления нагнетания и увеличения числа нагнетательных скважин.

На 01.01.2014г фонд нагнетательных скважин составил 85 единиц, в т.ч. под закачкой воды 4 скважины, бездействующих- 30, ликвидированных – 51.

Максимальная закачка воды была достигнута в 1974 году и составила 3353,8 тыс.м³ в год при действующим нагнетательным фонде 41 скважина и в 1983году – 3343,7тыс.м³ в год при 45 скважинах.С 1984г объемы закачки воды в залежь начинают снижаться и к 2014году она достигла 332,9тыс.м³, т.е. снизилась на 90,0%. С 1988 года для поддержания пластового давления используется только пластовая вода. Начальная приемистость нагнетательных скважин зависела от давления нагнетания и существенно различалась по разным скважинам – от 21,6м3/сут по скв.226 до 836м3/сут по скв.320.

Закачка воды в башкирско-серпуховский пласт в 14 нагнетательных скважинах осуществлялась одновременно с закачкой в яснополянский пласт, максимальная приемистость совместных скважин составляла 527,3-625,9 м³/сут в скважинах №259 и 365.

Практически по всем скважинам значения приемистости не отличаются стабильностью, резкие изменения особенно характерны для скважин №№23,257,271 и 282. С низкими значениями приемистости, не превышающими 100 м³/сут работали нагнетательные скважины 6,203,214,223,226 и т.д..

Затрудненная гидродинамическая связь нефтяной части залежи по западному более крутому крылу с законтурной областью привела к тому, что закачка воды в проектные нагнетательные скважины этого крыла не оказывала эффективного воздействия на зону отбора, закачка воды в законтурные скважины восточного крыла не могла обеспечить компенсацию отбора жидкости из залежи. В добывающих скважинах пластовое давление продолжало снижаться и к концу 1963г. его средневзвешанная величина была ниже давления насыщения нефти газом на 15,0%. Начался рост газового фактора в отдельных добывающих скважинах (1,19 и др.), снижение дебита нефти и темпов роста добычи нефти в целом из залежи. На залежи были проведены работы по усилению системы заводнения на восточном крыле с распределением ее по пластам. С этой целью в законтурные нагнетательные скважины закачка воды продолжалась в пласт Тл, по пласту Бб-Срп осуществлен перенос фронта нагнетания в добывающие скважины первого ряда, а в последующем и во второй ряд в водоносную часть пласта. По мере выработки запасов в этих скважинах производился дострел и пласта Тл. На западном крыле проводились отключения законтурных нагнетательных скважин.

В центральной части Каменноложской площади в зоне высоких нефтенасыщенных толщин проводилось уплотнение сетки добывающих скважин путем углубления части скважин вышележащей башкирско-серпуховской залежи с временной их эксплуатацией яснополянских пластов, а также бурение дополнительных скважин.

Для поддержания приемистости нагнетательных скважин было поднято давление нагнетания с 10,0 МПа до 15,0 МПа в 1969г. и до 20Мпа в 1974 г.

За всю историю разработки залежи в добыче пребывало 217 скважин и под закачкой 84 скважины. Ввод новых скважин осуществлялся с 1958г по 2002г от 1 до 33 скв./год, 87,6% скважин было введено фонтаном, максимальное число вводимых новых скважин приходилось на 1962-1969г.г. и с 1980г. количество вводимых скважин резко сократилось. Максимальное количество добывающих скважин в действующем фонде 103-115шт. находилось в 1967-1971г.г, максимальное количество нагнетательных скважин – 63шт. – в 1974-1975гг .

пласт	Приемистость, м3/сут
Башкирский	55,0-311,0
Яснополянский	148,0-1192,0
Турнейский	45,0

8.Текущее состояние разработки Каменноложской площади

Башкирско-серпуховская залежь

В течение первых 6 лет (1960-1966гг) залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления, на естественном режиме. За это время средний дебит нефти и жидкости, приходящийся на одну скважину снижался. Главной причиной ухудшения основных показателей разработки залежи было падение пластового давления, которое к началу заводнения залежи стало ниже начального на 10,5%.

Освоение под закачку воды в 1965-1967 г.г. первых нагнетательных скважин к изменению состояния разработки залежи не привело. Пластовое давление в контуре нефтеносности к концу 1967г снизилось до минимального значения в 11,8Мпа, т.е. стало ниже начального на 1,9МПа. Это привело к снижению годового отбора нефти в целом из залежи на 5,6%. Текущие показатели свидетельствовали о низкой эффективности разработки залежи на естественном режиме.

Формирование проектной и освоение дополнительных нагнетательных скважин позволило провести перераспределение объемов закачки по площади и в целом наростить до 3300тыс.м³/год. Осуществление этих мероприятий привело к росту добычи нефти в целом из залежи.

В течение 1977гг. уровень добычи нефти достиг максимальных значений – 1177,2 тыс.т при темпе отбора НИЗ 8,1% и при обводненности продукции 46,5%. Первая стадия разработки залежи, длившаяся 17 лет, была завершена.

Пластовое давление в контуре нефтеносности увеличилось до 16,8 МПа, т.е.превысило начальное на 3,1МПа, средний дебит нефти и жидкости одной скважины достиг максимальной величины, составив соответсвенно 43,4т/сут и 81,2т/сут.

Всего за первую стадию разработки из залежи добыто было нефти 888,047тыс.т, что соответствовало степени извлечения начальных запасов нефти 55,6%, текущий КИН составил 0,289, обводненность 27,2%. Безводный период разработки залежи продолжался первые семь лет, за которые было извлечено 4,7% от НИЗ, затем в последующие 11 лет рост обводненности происходил с темпом до 4,4%. Сдерживающее влияние на рост обводненности оказало выбытие из эксплуатации высообводненных скважин, а также пуск в эксплуатацию новых малообводненных скважин из числа дополнительно пробуренных.

Максимальная добыча сохранялась всего один год (1977г). С 1978г. залежь вступила в третью стадию разработки, стадию падающей добычи нефти. Основной причиной снижения добычи нефти был резкий рост обводнения (с 46,5% в 1977г до 91,6% в 1984г), среднегодовой темп роста обводненности в этот период составил 6,7% в год и наиболее интенсивным был во вторую стадию и первых двух годах третьей стадии, в период выработки НИЗ нефти от 63,7% до 75,0%.

В течение третьей стадии разработки продолжавшейся 7 лет, отбор жидкости колебался от 2,05 до 2,3тыс.т/год, а отбор нефти снижался со средним темпом 12,0% в год. К концу стадии годовой отбор нефти снизился до 182,5 тыс.т (1,3% от НИЗ), т.е. 6,5 раза по сравнению с максимальной.

Для обеспечения равномерного дренирования залежи по площади продолжалось в третьей стадии наращивание фонда действующих добывающих скважин и он достиг 115 скважин. Однако большинство действующих добывающих скважин уже эксплуатировалось с высокой обводненностью. По результатам проведенного комплекса геофизических исследований, в новых скважинах было установлено, что к этому времени на большей части залежи произошло внедрение воды в среднюю, лучшую по коллекторской характеристике часть нефтяного разреза. Средний дебит жидкости был стабильно высоким, составляя 74,9-58,4т/сут, дебит нефти одной скважины непрерывно снижался с 43,4т/сут во второй стадии до 4,9т/сут в конце третьей стадии.

Обеспечение высокого уровня отбора жидкости из залежи было возможным благодаря высокому значению пластового давления, оно превышало начальное значение на 2,98-1,93МПа, что обеспечивало устойчивую работу механизированного оборудования (ЭЦН), которым эксплуатировались все добывающие скважины.

Наибольшая годовая добыча жидкости – 2323,3 тыс.т. была получена в 1978г. за счет роста обводненности до 67,8%, которые обеспечили 106 действующих скважин.

Закачка воды в залежь также велась в максимальное число нагнетательных скважин, объем который компенсировал текущий отбор жидкости на 96,7%-154,1%, а с начала разработки – на 125,1%-127,5%. Всего за третью стадию из залежи отобрано 2,6млн.т нефти, степень выработки ее от НИЗ достиг 81,8%.

Всего за основной период разработки (включая I - III cтадии) из залежи добыто 11845,1тыс.т нефти, КИН составил 0,425. Отбор воды из залежи за это время был равным 15497,9тыс.т, ВНФ - 1,3. В залежь закачено 42254,7 тыс.м³ воды, компенсация отбора жидкости этой закачкой составила 125,1%.

Приведенные данные показывают, что в основной период разработка залежи башкиро-серпуховских отложений проводилась достаточно эффективно. Более высокими темпами разрабатывались центральная и северная части залежи, менее эффективно дренировались запасы южной части залежи.

С 1985г разработка залежи приходится на четвертую стадию. Темпы отбора составляют 1,1-0,5% от НИЗ, добыча нефти со временем снижается и в 1994-1996г даже увеличивается. Действующий добывающий фонд скважин продолжает снижаться из-за выбытия скважин из-за обводненности добываемой ими нефти (98%), при этом происходило сокращение отбора жидкости.

Годовые объемы закачки воды изменялись довольно значительно. Из-за сокращения зоны отбора происходит отключение удаленных от нее и нагнетательных скважин, также отключаются нагнетательные скважины из-за неудовлетворительного их технического состояния, ухудшившегося при закачке в них сточной воды. Вместе с тем, хотя и в меньшем объеме, продолжались работы по организации дополнительных очагов нагнетания, приближенных к зоне отбора и влияющих на состояние пластового давления и направление движения фильтрационных потоков. С начала разработки сохраняется положительная (127,6%) компенсация отбора жидкости закачкой воды.

Нагнетание воды, в 14 из 92. скважин пребывавших под закачкой, производилось одновременно в два пласта башкирский и яснополянский, 78 скважин осуществляли закачку только в башкирский пласт.

Всего за четвертую стадию из залежи добыто 1973,9тыс.т нефти, или 13,6% от НИЗ. Добыча попутной воды за это время составила 18531,7тыс.т, т.е. ВНФ равен 9,4, это в 7,3раза выше, чем в основной период разработки.

На рис. П.3.1-П.3.2. представлены карты накопленных и текущих отборов нефти, жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2004г.