4.2. Энергетическая характеристика залежи
Начальное пластовое давление залежи Бш., определенное по 10 скважинам, составило 10,4 МПа (на ВНК), что соответствует гидростатическому давлению. Начальная пластовая температура определена только в одной разведочной скв. 274 (23ОС), которая в дальнейшем была подтверждена при исследовании добыва-ющей скважины 2071 в 1993 г. Скважины расположены на значительных расстоя-ниях друг от друга. Поэтому каждая скважина дренирует обособленные участки, в пределах которых проявляется замкнуто-упругий режим, и в некоторой степени, режим растворенного газа. Динамические уровни за время эксплуатации снизи-лись от 200-300 м до 700-800 м. Статические уровни высокие. Скважины работа-ют при больших депрессиях (>5 МПа). Отбор из залежи низкий.
По состоянию на 01.05.2009 г. среднее значение пластового давления для основной залежи составило 7,7 МПа, что ниже начального давления (10,4 МПа). Среднее забойное давление равно 2,9 МПа, что близко к проектной величине (3,0 МПа). Среднее значение давления закачки, определенное по 25 скважинам, равно 16,4 МПа, что выше проектной величины на 6,4 МПа.
Описание гидродинамических свойств исследуемого пласта и анализ энергетического состояния залежи дается ниже по поднятиям.
Улыкское поднятие.
Добывающий фонд
За период разработки залежи в эксплуатации находилось 30 добывающих скважин: 4 из них после отработки на нефть освоены под закачку воды, 3 скважины (№№ 34, 234, 236) ликвидированы после эксплуатации. Накопленная добыча нефти по скважинам изменяется от 0,13 до 23,73 тыс.т, составляя в среднем по поднятию 9,87 тыс.т.
По состоянию на 1.01.2009 г. добывающий фонд составляет 18 скважин, из них 15 действующих (в том числе 1 – в простое) и 3 скважины (№№ 112, 2044, 2051) – в бездействии. 3 скважины (№№ 119, 2028, 2322) находится в консервации, 1 – в контрольном фонде.
Выработка запасов Бш1 осуществляется во всех добывающих скважинах, Бш2 – только в 2 скважинах совместно с пластом Бш1.
Скважины эксплуатируются механизированным способом посредством ШГН при забойных давлениях ниже давления насыщения (0,6 - 1,8 МПа). Исключение составляют скважины №№ 2042, 2049, работающие при забойном давлении 6,1-6,8 МПа. Скважины расположены на южном участке поднятия в зоне развития АВПД, поэтому увеличение депрессии на пласт может привести быстрому росту обводненности по аналогии со скважинами №№ 2042, 2044, 2322, 2051.
Добывающий фонд малодебитный: только в 4 из 15 действующих скважин дебит жидкости превышает 5 м3/сут. Текущий дебит нефти по скважинам изменяется от 0,1-0,2 м3/сут (№№ 108, 113) до 16,0 т/сут (№ 2307). Основная часть скважин работает с обводненностью менее 25 %. В одной скважине (№ 2042) в юго-восточной части поднятия доля попутно добываемой составляет 60 %.
Удельный вес попутно добываемой воды, как правило, ниже 1,100 г/см3, что свидетельствует о том, что скважины обводняются закачиваемой пресной водой.
Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности представлено на рисунке 4.3.1.
Рисунок 4.3.1. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности на 1.01.2009 г. Объект Бш. Улыкское поднятие
В период с 2007 по 2008 год в 3 скважинах башкирского объекта на Улыкском поднятии (№№ 2307, 2040, 2052) опробована технология радиального бурения. В скважине № 2307 на западном участке залежи проведение ГТМ показало высокую эффективность – в течение 2008 года средний дебит поддерживается на уровне 16,3 т/сут при обводненности менее 10 %. По данным гидродинамических исследований после ГТМ продуктивность скважины увеличилась с 1,04 до 3,52 т/(сут*МПа) при среднем значении по окружающему фонду 0,58 т/(сут*МПа).
В скважинах №№ 2040, 2052, расположенных в восточной части поднятия с аномально высокой пластовой энергетикой, проведение радиального бурения оказалось малоэффективным: в скважине № 2040 дополнительной добычи нефти не получено, в скважине № 2052 наблюдался кратковременный технологический эффект при росте среднегодового дебита нефти с 2,5 до 5,6 т/сут.
По состоянию на 1.01.2009 года восточная часть поднятия характеризуется более низким коэффициентом использования фонда – из 14 добывающих скважин 3 находятся в бездействии, 3 – в консервации. Основная причина прекращения отбора в этих скважинах – обводнение закачиваемой водой, за исключением скважины № 2044, обводнившейся пластовой водой после перестрела пласта Бш1 и дострела кровли Бш2 в марте 2007 года. По данным ПГИ весь приток жидкости в скважину приурочен к водоносному пласту Бш2, пласт Бш1 не работал.
Нагнетательный фонд
Освоение системы ППД начато в 1968 году, пуском под закачку приконтурной скважины № 40 на юго-западном склоне поднятия. С 1995 по 1999 год под нагнетание введены скважины №№ 2041, 2050, 2310. В 2002 году под закачку переведена добывающая скважина № 2014. На поднятии реализовано избирательная система заводнения.
По состоянию на 1.01.2009 г. нагнетательный фонд представлен 5 скважинами; четыре из них (№№ 2014, 2310, 2041, 2050) находятся под закачкой, одна (№ 118) – в освоении под нагнетание.
В скважины №№ 2014, 2310 в течение всего года закачивается подтоварная вода, в скважинах №№ 2041, 2050 ведется периодическая закачка пресной воды с мая по октябрь.
Закачка ведется только в пласт Бш1, к которому приурочена основная часть начальных извлекаемых запасов. Текущая приемистость нагнетательных скважин изменяется от 17 - 24 м3/сут в западной части (скв. №№ 2014, 2310) до 67 - 69 м3/сут (скв. №№ 2041, 2050) на востоке поднятия.
На рисунке 4.3.2. представлено распределение накопленных объемов закачки по разрезу пласта Бш1 по результатам потокометрических исследований.
Рисунок 4.3.2. Распределение накопленных объемов закачки по разрезу
Объем закачиваемой воды в целом равномерно распределяется по проницаемым пропласткам в кровельной и подошвенной части пласта Бш1. Отмечается «уход» значительной части закачиваемой жидкости в плотные
На Улыкском поднятии сосредоточено 17,0 % начальных извлекаемых запасов башкирского объекта. Разработка залежи ведется с 1966 года, однако основная часть добывающего фонда введена в эксплуатацию в 1991-1993 г.г.
Освоение системы ППД начато в 1968 году пуском под закачку приконтурной скважины № 40. Закачка воды в скважину велась периодически с 1968 по 1971 год и с 1977 по 1980 год, под ее влиянием наблюдалось увеличение отборов жидкости и обводненности в скважинах. В период с 1995 по 2002 год с целью организации площадного заводнения под закачку переведены 4 добывающих скважины (№№ 2014, 2042, 2050, 2310).
После ввода нагнетательных скважин среднее пластовое давление в зонах отбора восстановилось с 6,24 до 9,15 МПа (рисунок 4.3.3.).
Рисунок 4.3.3. Динамика пластового давления в зонах отбора.
Башкирский объект. Улыкское поднятие.
Наиболее явно положительная динамика проявилась по группе добывающих скважин в восточной части, где текущее пластовое давление составляет от 8,55 до 14,94 МПа при начальном 10,40 МПа. Компенсация отборов на данном участке обеспечивается периодической закачкой пресной воды в скважины №№ 2041, 2050. В нагнетательной скважине № 2051 наблюдается крайне неравномерное распределение объемов закачки по разрезу пласта Бш1, что приводит к опережающему продвижению закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям. В результате обводнения прекращен отбор нефти в реагирующих добывающих скважинах № 2322, 2051, 1007.
В западной части поднятия, где закачка воды в нагнетательных скважинах №№ 2014, 2310 ведется в постоянном режиме, в зонах отбора поддерживается более низкое пластовое давление (7,20 МПа). По данным ПГИ в нагнетательных скважинах наблюдается неравномерный охват продуктивного разреза вытеснением, так как часть закачиваемой воды «уходит» в плотные породы.
С начала эксплуатации на поднятии добыто 256,2 тыс.т. нефти (21,8 % от НИЗ) и 100,7 тыс.т попутной воды. В продуктивные пласты закачано 1756,3 тыс.м3 воды с компенсацией накопленных отборов жидкости 450 %.
При существующей системе разработки проектный КИН по Улыкскому поднятию не будет достигнут. В настоящее при достаточно высоких темпах отбора НИЗ в центральной части поднятии, значительные участки пласта Бш1 с нефтенасыщенными толщинами 2,0 - 4,2 м на западе и востоке поднятия остаются не охваченными разработкой из-за отсутствия добывающего фонда (рисунок 3.3.3.8). В северной части залежи выработка запасов пласта Бш1 осуществляется только в 2 скважинах (№№ 108, 113).
Пласт Бш2, вскрытый в 2 добывающих и 1 нагнетательной скважинах (№№ 2049, 2307, 2310), остается не охваченным разработкой в западной части поднятия, где отсутствует действующий фонд. В дальнейшем запасы нефти пласта Бш2 на данном участке могут быть выработаны возвратным фондом скважин .
Таким образом, в целом по поднятию для повышения охвата выработкой запасов необходима организация новых очагов разработки посредством бурения дополнительных скважин и перевода обводнившихся добывающих скважин с нижележащих объектов. На разрабатываемых участках для более равномерного вытеснения нефти по разрезу и предотвращения опережающего обводнения добывающих скважин, по нагнетательному фонду необходимо проводить работы по выравниванию профилей приемистости.
породы в подошве пласта Бш1. К кровле пласта Бш2 приурочен несущественный объем закачки в скважинах №№ 2014 и 2310.
В скважине № 2014 по результатам ПГИ до 2003 года работали проницаемые прослои в кровле и подошве пласта Бш1. В 2004 году профиль приёма не определен из-за загрязненности скважины. По данным ВЧТ часть закачиваемой воды поступает в пласт Бш2 до глубины 1080,5 м через негерметичность эксплуатационной колонны в зумпфе или по заколонному пространству.
В скважине № 2310 по данным ПГИ при давлении закачки 15,1 МПа принимают два интервала – в средней части пласта Бш1 и нефтенасыщенный прослой в кровле пласта Бш2. При увеличении давления до 18,6 МПа вся вода поступает в плотные породы в подошве пласта Бш1.
В скважине № 2041 по данным ВЧТ работают вся проницаемые интервалы, выделенные по ГИС. По данным РГД основной объем закачки приходится на нижнюю часть пласта Бш1. Закачка оказывает хорошее влияние на работу окружающего добывающего фонда (№№ 2053, 2317, 2040).
В скважине № 2050 закачка ведется в открытый ствол. По данным РГД от 25.05.2002 г. весь объем закачиваемой жидкости приурочен к подошве пласта Бш1 на глубинах 1136,5 - 1137,5 м. Продвижение закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям явилось причиной быстрого обводнения скважин №№ 2051, 1007, 2322.