Дополнение к технологической схеме разработки Восточно-Ламбейшорского нефтяного месторождения
3. Анализ выполнения условий пользований недрами и проектного документа, состояния разработки месторождения и эксплуатационного объекта, выработки запасов и сопоставление фактических и проектных показателей
3.1. Анализ выполнения условий пользования недрами и проектного документа
Лицензия СЫК 13209 НР от 27.06.2005 г. с целевым назначением поиска, разведки и добычи углеводородного сырья в пределах участка Денисовской впадины выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» сроком до 31.12.2091 г (согласно дополнению №3 к лицензии СЫК 13209 НР).
3.1.1. Основные этапы проектирования разработки месторождения
Восточно-Ламбейшорское нефтяное месторождение открыто в 2011 году разведочной скважиной 1. Введено в промышленную разработку в 2012 году.
За время разработки месторождения было составлено 2 проектно-технологических документа:
1. «Проектом пробной эксплуатации Восточно-Ламбейшорского месторождения», протокол № 804 от 10.10.2012 г., со сроком действия до 2014 г.
2. «Технологическая схема разработки Восточно-Ламбейшорского месторождения», протокол № 1028 от 22.12.2014 г., со следующими основными положениями и технологическими показателями:
выделение одного объекта разработки: залежь D3fm1(zd);
максимальный уровень: добычи нефти 1806 тыс.т. (2022 г.);
жидкости 4685 тыс.т. (2035 г.);
закачки воды 3705 тыс.м3 (2038 г.).
разработка месторождения с ППД методом внутриконтурного заводнения;
общий фонд скважин – 42, в т.ч. добывающих – 32 (ГС – 16, наклонно-направленных – четыре, наклонно-направленных с пологим окончанием – три, разведочных – девять), нагнетательных десять.
фонд для бурения – 28 скважин, в т.ч. добывающих 19 (12 ГС, четыре наклонно-направленных, три наклонно-направленных с пологим окончанием), нагнетательных – девять.
Достигается накопленная добыча нефти – 41241 тыс.т. по категориям С1+С2, из них кат. С1 – 34899 тыс.т, КИН – 0,430, Квыт – 0,487, Кохв – 0,883, ПСС – 114 га.
3.1.2. Анализ выполнения решений проектного документа
В соответствии с проектным документом остается не реализованным остается бурение 11 скважин, из них добывающих – 4, нагнетательных – 7. На 01.01.2019 г. запланированный в проектном документе фонд скважин в количестве 25 ед., реализован в полном объеме.
Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2019 г. представлено в таблице 3.1.
Действующий фонд добывающих скважин реализован в полном объеме – 23 скважины, при том, что 2 нагнетательные скважины переведены в отработку на нефть. Действующий фонд нагнетательных скважин не реализован, при плане в 4 ед., фактически нагнетание производится в 3 скважины (2 из которых пущены в ППД в 2018 году).
Программа доразведки месторождения выполнена в полном объеме (таблица 3.2). Проведены исследования керна на ОФП и коэффициент вытеснения. Выполнен отбор глубинных проб нефти.
3.2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения
На Восточно-Ламбейшорском месторождении по результатам бурения и испытания 2018 года выделены две залежи нефти - D3el и D3zd. Месторождение введено в разработку в 2012 году (залежь D3zd введена в разработку в 2018 году). Начиная с 2015 г., месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления.
На месторождении на 01.01.2019 года пробурено 36 скважин, на баланс принята – 31 скважина. По состоянию на 01.01.2019 г. в эксплуатационном фонде скважин числятся 31 скважина, из них добывающих – 28 (в отработке на нефть – 2) и нагнетательных - 3 (таблица 3.3).
На фонтанном режиме эксплуатируются 10 действующих скважин, с ЭЦН – 13 скважин. Перевод скважин на механизированный способ эксплуатации начался с 2016 года, переводом скв 6р, 24гс, 32н и 34н. Увеличение механизированного фонда в 2018 году связано с пуском новых скважин в эксплуатацию с ЭЦН.
Основные технологические показатели с начала разработки, представлены в таблице 3.4. График разработки представлен на рисунке 3.1.
Месторождение находится на первой стадии разработки. В период с 2012 по 2015 гг. отмечается рост годовой добычи жидкости и нефти, связанный с вводом новых скважин из бурения и, соответственно, ростом действующего фонда добывающих скважин. В период 2016-2018 гг отмечается снижение уровня добычи, связанное с ухудшением энергетической ситуации на месторождении. Обводненность с начала разработки планомерно увеличилась с 0,3% до 16,8% в 2017 году, в 2018 году за счет ввода новых скважин обводненность снизилась до 12,4%.
Добыча нефти из скважин за 2018 г. составила 1378,6 тыс.т при темпе отбора от утвержденных НИЗ 2,8%. Накопленная добыча нефти на конец 2018 г. составила 9014,5 тыс.т. Текущая обводненность – 12,4% при отборе от утвержденных НИЗ – 18,5%. Средний дебит добывающих скважин по нефти составил 208,3 т/сут, по жидкости – 237,9 т/сут.
Для поддержания пластового давления за 2018 г. в продуктивный пласт закачано 264,39 тыс.м3 воды. Средняя приемистость нагнетательной скважины составила 583,4 м3/сут. В целом за 2018 г. компенсировано закачкой 10,3% отборов жидкости, накопленная с начала разработки компенсация составляет 4,4%.
Карты разработки и накопленных отборов по месторождению представлены на графических приложениях 3.1, 3.2.
На месторождении с 2016 года принято решение об отказе разбуривания залежи горизонтальными скважинами. Из 28 добывающих скважин шесть пробурены с горизонтальным окончание (длина горизонтального участка составляет порядка 1 км). Фактические дебиты горизонтальных скважин имеют сопоставимые значения с дебитами наклонно-направленных скважин (рисунок 3.2). При различных вступительных дебитах в процессе эксплуатации в горизонтальных скважинах, вероятно, большая часть ствола не работает, в связи, с чем дебит скважин через год эксплуатации снижается до уровня дебитов наклонно-направленных скважин. Так же необходимо обратить внимание на высокие риски получения аварий в горизонтальных скважинах при проведении ремонтов, и крайне затруднительное проведение исследований при контроле за разработкой.
По сравнению с 2017 годом основные технологические показатели 2018 года снизились, добыча жидкости на 127,7 тыс. т., добыча нефти на 37,4 тыс. т. Действующий фонд добывающих скважин увеличился на 8 скважин.
В таблице 3.5 представлена динамика основных технологических показателей по скважинам.
Снижение дебита жидкости в 2018 году по сравнению с 2017 годом отмечается по большинству скважин (по 14 из 17 работающих в период 2017-2018 гг). Среднее снижение дебита за год составляет 53,8 т/сут или 14%, что говорит о ухудшении энергетической ситуации.
Роста обводненности в 2018 году по сравнению с 2017 годом не отмечается, при этом отмечается высокая обводненность в скважинах южной части залежи (скв. № 3, 27гс и 28гс). В скважине № 3 поступление пластовых вод, предположительно, связано с вертикальной трещиноватостью коллектора определенной при исследовании керна. Обводненность в 2018 году достигла 59%. Резкий рост обводненности так же наблюдается в ближайшей от скважины 3 к скважине № 28гс - с 2,4 % до 38,8 %, спустя 19 месяцев при расстоянии между скважинами 0,9 км «до носка» и 1,5 км «до пятки» (скорость движения фронта воды составляет 1,5 и 2,6 м/сут соответственно). Динамика обводнения скважин представлена на рисунке 3.3.
Обводнение в скважине 27гс наблюдается спустя 31 месяц после обводнения скважины 3 при расстоянии между скважинами 2,3 км «до пятки» и 2,6 км «до носка» (скорость движения фронта воды составляет 2,6 и 2,8 м/сут соответственно). Полученные скорости движения выводы говорят о работе только начального участка горизонтального ствола («пятки»).
Для диагностики развития обводнения построены графики зависимости ВНФ от времени в логарифмических координатах по наиболее обводненным скважинам 3р, 27гс, 28гс, 23 (рисунок 3.4). Согласно графикам по скважине 3р отмечается подтягивание воды по проницаемым каналам. По скважинам 28гс и 27гс отмечается прорыв законтурной воды, далее зависимость становится линейной что говорит о продвижении фронта воды по проницаемому каналу.
По скважине 23 динамика обводнения подтверждает поступление воды, определенное по данным ГИС, через ЗКЦ с забоя (резкий прорыв воды и стабилизация уровня притока воды на одном уровне в течении 5 лет).
Скважина 32н, согласно проектным решений, после отработки переведена в нагнетательный фонд 04.2015 г (интервал закачки ниже абсолютной отметки -3626 м). При запуске скважины 33н в нагнетание отмечена нехватка объема воды для закачки в две скважины, в связи с чем принято решение о переводе скважины 32н в добычу (интервал добычи в абс.гл. -3562 - -3613,2 м).
После запуска в добычу отмечена высокая обводненность продукции, в скважине № 32Н, вероятно, связана с перетоками воды с забоя скважины (рисунок 3.5). Скважина введена в добычу из нагнетательного фонда (закачано 97,5 тыс.м3) 07.2017 г. с обводненностью 70 %, обводненность в декабре 2018 года снизилась до 2,7 %. За весь период разработки скважиной 32н добыто 80,5 т.м3 воды.
Основной проблемой при разработке Восточно-Ламбейшорского месторождения является снижение дебитов жидкости. Для оценки территориальной предрасположенности выполнено ранжирование по группам скважин с разной интенсивностью падения дебита жидкости (таблица 3.6).
На рисунке 3.6 представлена динамика снижения дебитов жидкости с распределением по группам скважин. Скважины 1 группы имеют темпы падения в среднем порядка 6% в год, что говорит о хорошей связанности коллекторов с удаленной зоной пласта, либо о наличии большого кол-ва каналов с высокой проницаемостью. Скважины группы 2 при темпах падения порядка 18% имеют менее проницаемый/связанный коллектор, по сравнению с группой 1.
Максимальные темпы падения дебитов жидкости отмечаются в скважинах группы 3 (скв. №№6, 12, 34, 44), которые располагается в одном районе, что может говорить о наличии зоны с ухудшенными ФЕС коллектора в районе скважин, либо с низкой связанностью коллекторов в данном районе (рисунок 3.7).
Так как в целом основные потери по месторождению связаны с ухудшением энергетической ситуации, что вероятно связано со слабой активностью ВНК. За период разработки пластовое давление по скважинам в 2018 г. в среднем составляет 27,1 МПа, при начальном значении 40,3 МПа. Давление снижено на 33%, при разбросе по скважинам от 24,2 до 31,2 МПа. Динамика снижения среднегодового замера пластового давления по месторождению представлена на рисунке 3.8.
Динамика падения давления в скважинах южной и северной частях залежи имеет разную тенденцию к снижению (рисунок 3.9), что косвенно подтверждает теорию о причинах обводнения скважин 3-28гс-27гс - подтягивания воды с законтурной области (меньшие темпы снижения давления).
Карта изобар на 01.01.2019 г. представлена на графическом приложении 3.3.
Кроме того, причинами высокого темпа снижения дебитов скважин может являться кальматации призабойной зоны, а также АСПО на стенках НКТ. Данные причины были выявлены в ходе ремонта скважины № 2 после прекращения ее фонтанирования в сентябре 2016 г. На скважине были обнаружены отложения АСПО в НКТ до 5 мм на глубинах от 600м до 1200м, воронка была забита твёрдыми отложениями.
Система ППД на Восточно-Ламбейшорском месторождении находится на начальной стадии развития. По состоянию на 01.01.2019 г. текущая компенсация составляет 10,3 %.
В действующем нагнетательном фонде на 01.01.2019 г. числятся три скважины – №33Н, 54, 40.
Скважина 33н введена из бурения с ГРП в апреле 2016 года, потенциально реагирующими являются скважины №№2р, 26гс, 34н. За период в 2,5 года можно отметить, что влияния от нагнетания в скважину 33н не отмечается (рисунок 3.10). Так по скважинам 2р, и 26гс отсутствует динамика к изменению дебитов скважин, скважина 34 находится в периодическом режиме эксплуатации. Обводнение по скважинам не сопоставимо с динамикой приемистости скважины 33н.
При анализе причин отсутствия влияния нагнетания в скважину 33н можно отметить, что трещина ГРП была создана в наиболее пористом интервале 4310-4330,5 м (глубина трещины 110 м) вероятно в который и поступает весь объем закачиваемой воды (ГИС ОПП после пуска скважины в нагнетание не проводились). Согласно корреляционной схеме (рисунок 3.11) интервал приемистости не связан с пластами в добывающих скважинах в которых выполнена перфорация.
Скважина 54 введена из бурения с ГРП в августе 2018 года (рисунок 3.12). В связи с незначительным периодом нагнетания корректно выполнить оценку по влиянию на добывающие скважины, основываясь на технологических показателях, невозможно. В скважине выполнена перфорация, залежей D3zd и нижней части D3el. По данным ГИС в скважине 54 от 23.08.2018 г принимающий интервал после ГРП отмечается в нижней части залежи D3el (гл. 4225,7-4227,4 м), не вскрытый в окружающих скважинах 1р, 21, 31 и 41 (рисунок 3.13).
Скважина 40 введена из бурения в ноябре 2018 года (рисунок 3.14). В скважине выполнена перфорация, залежи D3zd не вскрытой в окружающих скважинах (залежь водонасыщенная) и плотной перемычке D3el. По данным ГИС в скважине 40 от 17.09.2018 г весь объем закачиваемой воды принимают интервалы задонской залежи 4130,4-4136,2; 4139,0-4143,0 и 4145,3-4151,0 (рисунок 3.15).
При фактически снижающемся пластовом давлении на залежи рекомендуется формирование системы ППД при дальнейшем разбуривание залежи. Для обеспечения компенсации для поддержания давления необходимо бурение водозаборных скважин, до 2017 года в качестве агента закачки использовалась попутно-добываемая пластовая вода, в новых скважинах 54 и 40 закачка производится от водозаборных скважин.
3.3. Сопоставление фактических и проектных показателей
Сравнение проектных и фактических показателей разработки представлено в таблице 3.7.
По состоянию на 01.01.2019 г. в действующем фонде находится 23 добывающие и 3 нагнетательные скважины, что согласуется с планируемым фондом (план – 21/4). Согласно решений действующего проектного документа «Технологическая схема разработки Восточно-Ламбейшорского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 1028 от 22.12.2014г.) в период 2015-2018 гг. планировалось вводом из бурения 8 добывающих и 3 нагнетательных скважин.
Фактическая накопленная добыча нефти на 01.01.2019 г. больше проектной величины на 16,6% (1378,9 тыс.т); накопленная добыча жидкости так же больше, чем предусмотрено проектом на 17,6% (1573,9 тыс.т). Накопленная закачка воды превышает план на 51,4% (264,4 тыс.м3) при меньшем действующем фонде нагнетательных скважин.
В 2012 г. фактические годовые отборы нефти и жидкости превышали плановые показатели на 60,8 тыс.т и 19,0 тыс.т соответственно. Дебиты действующего фонда скважин по нефти превышали проектные, действующий фонд скважин также больше планируемого.
В 2013-2014 гг. фактическая добыча нефти больше проектной на 357,7 и 701 тыс.т соответственно или на 70 и 84,5% соответственно. Причиной перевыполнения годового проектного уровня нефти, являлся опережающий ввод из бурения новых скважин (в 2013 году факт – 5 при плане – 2, в 2014 году факт – 6 при плане - 2).
В 2015-2016 гг. фактическая добыча нефти больше проектной на 379,4 и 250,0 тыс.т соответственно или на 27,0 и 17,8% соответственно. Причиной перевыполнения годового проектного уровня нефти, являлся больший дебит жидкости по скважинам (в 2015 году факт – 343,1 т/сут при плане – 293 т/сут, в 2016 году факт – 331,8 т/сут при плане – 270,2 т/сут). В 2016 году перевыполнялся плановый объем закачки в нагнетательные скважины более чем в 2 раза, при меньшем фонде нагнетательных скважин (факт – 1, план – 4).
В 2017 г. фактические годовые отборы нефти и жидкости превышали плановые показатели на 11,4 тыс.т и 115,1 тыс.т соответственно. Дебиты действующего фонда скважин по жидкости превышали проектные (факт – 315,7 т/сут, план – 263,7 т/сут), при более резком увеличении обводненности (факт - 16,8%, план - 11,4%). В 2017 году перевыполнялся плановый объем закачки в нагнетательные скважины в 2 раза, при меньшем фонде нагнетательных скважин (факт – 1, план – 4).
В 2018 г. фактическая добыча нефти составила 1378,6 тыс. т при проектном значении 1402,1 тыс. т, отклонение составило 23,5 тыс. т или 1,6 %. Добыча жидкости меньше проектного уровня на 101,1 тыс. тонн (план – 1675,0 тыс. т., факт – 1573,9 тыс. т). Фактическая средняя обводненность по действующему фонду скважин на 3,9 % меньше проектной (план – 16,3 %, факт – 12,4 %).
Факторный анализ расхождений проектных и фактических данных добычи нефти по месторождению за 2018 г. представлен в таблице 3.8. Невыполнение по добыче нефти (-23,5 тыс. т) связано с меньшим фактическим дебитом действующих скважин (отклонение -115,8 тыс. т), при этом за счет меньшей обводненности и большего фонда часть потерь было компенсировано.
Как и в предыдущий год в 2018 году перевыполнялся объем закачиваемой воды, даже при том, что фонд нагнетательных скважин не соответствует проектному (план – 4, факт – 3, две из которых введены в конце 2018 года).
3.4. Анализ выработки запасов
3.4.1. Состояние выработки запасов нефти и эффективности реализуемой системы разработки.
Промышленное освоение залежи начато в 2012 году. В настоящее время объект находится на первой стадии разработки.
За период эксплуатации объекта накопленная добыча нефти составила 9014,5 тыс.т нефти (удельный отбор на одну добывающую скважину – 33,9 тыс.т), жидкости – 9865,7 тыс.т, при ВНФ – 0,09. Отбор от утвержденных НИЗ составил 18,5%, текущий КИН – 0,079 (при утвержденном – 0,430). Остаточные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 39793 тыс.т. Кратность запасов при текущем темпе отбора – около 29 лет.
Формирование системы ППД осуществляется с 2015 г. Всего в продуктивные пласты закачано 715 тыс.м3 воды, что позволило компенсировать отборы жидкости закачкой на 4,4%.
Всего на объекте в эксплуатации перебывало 30 скважин, из них в отработке на нефть – 27 скважин, под закачкой – 4 скважины (из них 1 переведена в отработку на нефть).
В течение 2018 г. на объекте отобрано 1378,6 тыс.т нефти, 1573,9 тыс.т жидкости, в продуктивные пласты закачано 264,39 тыс.м3 воды, что обеспечило текущую компенсацию отборов жидкости закачкой 10,3 %.
Основные технологические показатели по разрабатываемой залежи представлены в таблице 3.9.
3.4.2. Выработка по данным ПГИС
Для изучения характера выработки пластов по разрезу проводились потокометрические исследования в добывающих и нагнетательных скважинах. Результаты потокометрических исследований скважин представлены в таблице 3.10.
В качестве одного из показателей работы пласта в анализе использовался коэффициент действующей толщины (КДТ) – отношение работающей толщины к вскрытой эффективной толщине пласта в интервале перфорации.
За весь период разработки потокометрическими исследованиями охвачено 21 добывающая скважина (52 исследования).
Залежь D3el
Потокометрические исследования проведены в 15-ти добывающих скважинах (№№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 23, 57, 32Н, 34Н, 42, 47).
В скважине 1 вскрыта средняя часть пласта. В 02.2011 года проведены исследования до и после СКО, по результатам обоих исследований отмечен приток жидкости из верхней, средней и нижней перфорированной части разреза. После соляно-кислотной обработки КДТ увеличился с 0,32 до 0,65, основной приток жидкости приурочен к середине перфорированной части пласта (верхняя часть нижнего интервала перфорации) – 60% от общего притока. Следующий профиль притока снят в 03.2014 года, по результатам исследования КДТ составил 0,62 – работают прослои в верхней, средней и нижней части, основной приток также приурочен к середине – 67%. При последнем исследований от 12.2016 года профиль притока неравномерный, КДТ составил 0,23, основной приток жидкости получен из средней части – 82%, также слабо работают верхняя – 5% и нижняя – 13% части перфорированного разреза.
В скважине 2 в 02.2012 года вскрыта нижняя часть пласта. По результатам исследования приток жидкости получен из всех интервалов перфорации, однако наиболее интенсивно работают верхний (78%) и нижний (22%) интервалы перфорации, также выявлен заколонный переток снизу. В 04.2012 года пласт вскрыт в верхней и средней частях, ранее вскрытая нижняя часть пласта изолирована. По результатам исследований 2012 – 2018 гг. отмечен приток жидкости из всех интервалов перфорации, кроме исследований 2018 года – нижний интервал перфорации не работал. Основной приток приурочен к верхней части разреза 65 – 85%. КДТ в период 2012 – 2016 гг. составил 0,95, позже снизился до 0,57 – 0,61.
В скважине 3 вскрыты верхняя и средняя части пласта, в скважинах 5, 34Н – практически весь пласт, в скважинах 9, 57 – нижняя часть пласта, в скважинах 23, 32Н – средняя часть.
По результатам исследований в скважинах 3, 5, 9, 23 приток получен практически из всей вскрытой части пласта, КДТ составил 0,58 – 0,81. В скважинах 57, 32Н и 34Н приток получен из небольшой части перфорированной зоны, КДТ составил 0,12 – 0,43. В скважине 57 приток получен из кровли и подошвы перфорации, в скважине 32Н работает верхняя часть перфорированного разреза, в скважине 34Н приток получен равномерно по разрезу.
В скважине 3 основной приток приурочен к средней части пласта – 76%, в скважине 5 – к верхней части пласта – 40%, в скважине 34Н – к средней части пласта – 45%.
Таким образом, по результатам исследований и с учетом вскрытия пласта в гребневой части в большей степени вырабатывается средняя часть (скважины 1, 3, 34Н, 23, 32Н), в меньшей степени верхняя (скважины 2, 5) и нижняя (скважины 9, 57) части пласта. Работа перфорированной части разреза практически равномерная, кроме скважин 57, 32Н и 1 (в последнем исследовании). Средний КДТ составил 0,57.
В скважине 4 вскрыта средняя часть пласта. По результатам исследований 2012 – 2018 гг. работающие интервалы отмечены практически равномерно по разрезу, при исследовании от 2012 года КДТ составил 0,85, в последующие года уменьшился до 0,43 – 0,47.
В скважине 6 вскрыта верхняя часть пласта. По результатам исследований от 04.2014 года приток получен из средней и нижней частей перфорированной зоны, основной приток приурочен к середине – 90%, КДТ составил 0,70, также выявлена заколонная циркуляция жидкости снизу.
В скважине 7Р вскрыта нижняя часть пласта. По результатам исследования от 03.2015 года приток равномерный по разрезу. КДТ составил 0,83.
В скважине 8 вскрыты верхняя и средняя части пласта. По результатам исследований от 04.2014 года работающие интервалы отмечены равномерно по разрезу, КДТ равен 0,61, приток из верхней части пласта составил 49,3%, из средней – 50,7%. При последующих двух исследованиях от 01.2017 и 10.2018 года отмечается отключение из работы некоторых прослоев в нижней части перфорированного разреза, КДТ при этом уменьшился до 0,32 – 0,37.
В скважине 42 пласт вскрыт практически полностью. По результатам исследования от 12.2017 года работающие интервалы отмечены по всему разрезу, КДТ при этом составил 0,36. Основной приток получен из верхней части пласта – 65%, наименьший приток – из нижней части пласта – 9%.
В скважине 47 вскрыты как нефтенасыщенная, так и водонасыщенная части пласта. По результатам исследования от 10.2018 года отмечен приток из нижней части верхнего интервала перфорации (средняя часть нефтенасыщенного коллектора) и кровли нижнего интервала перфорации (нижняя часть нефтенасыщенного коллектора, а также верхняя часть водонасыщенного коллектора), КДТ составил 0,30. После изоляции нижнего интервала перфорации приток жидкости отмечен из нижней части интервала перфорации, КДТ равен 0,19.
Таким образом, по результатам исследований и с учетом вскрытия пласта в скважинах, вскрывающих западное «крыло», в большей степени вырабатывается верхняя часть (скважины 6, 8, 42), в меньшей степени средняя часть (скважины 4, 47), работа нижней части пласта отмечена в скважине 7Р. КДТ в период 2012 – 2015 гг. лежит в пределах 0,61 – 0,85, в среднем составляя 0,75 (скважины 4, 6, 8, 7Р), что говорит о равномерной работе пласта по разрезу. В период 2017 – 2018 гг. КДТ лежит в пределах 0,19 – 0,43 в среднем составляя 0,32 (скважины 4, 8, 42, 47), что говорит о неравномерной работе перфорированной части разреза вероятно связанной со снижением пластового давления.
Залежь D3zd
Потокометрические исследования проведены в 2-х добывающих скважинах (скв.31, 45) и одной нагнетательной скважине (скв.40).
В скважине 31 при вскрытии нижней части пласта потокометрические исследования от 03.2018 года показали работу практически всей вскрытой части разреза. После дострела верхней и средней части пласта приток жидкости получен из подошвы верхнего интервала перфорации и из всего нижнего интервала, т.е. работает средняя части пласта. КДТ составил 0,37.
В нагнетательной скважине 40 перфорацией вскрыты водонасыщенные прослои. Исследование проведено при освоении скважины на притоке в 09.2018 года, по результатам исследования получен приток воды. При повторном исследовании от 01.2019 года, проведенном при закачке, основной прием закачиваемого агента отмечен в средней части водонасыщенного коллектора – 80%, нижняя часть пласта принимала слабо около 2%. КДТ составил 0,92.
В скважине 45 перфорацией вскрыт весь пласт. По результатам исследования от 12.2018 года отмечен приток жидкости практически из всего пласта (КДТ равен 0,86), основной приток получен из водонасыщенного прослоя – 60%. В 01.2019 года пласт изолирован цементным мостом.
Таким образом, по результатам исследований в районе скважины 31 в основном вырабатывается средняя часть пласта, профиль притока неравномерный. Нагнетание жидкости в районе скважины 40 происходит в большей степени в среднюю часть пласта (80%).
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
Плотность запасов, тыс.т/га
3.5. Энергетическое состояние залежи. Начальное пластовое давление для пласта D3el определено на разведочном этапе изучения месторождения по результатам осреднения данных гидродинамических исследований в колонне в скважинах 1 и 2 и испытания на трубах в открытом стволе скважины 4. Средняя величина пластового давления на отметку УПУ -3690 м составила 40,1 МПа, при давлении насыщения 21,9 МПа. Начальная пластовая температура определена по результатам испытания скважин 1, 2 и 4 в открытом стволе испытателем пластов на трубах и составляет 89,50С на УПУ -3690 м. В начальный период результатами замеров пластового давления охвачены скважины 1, 2, 3, 4, 6, 7Р, 8, 22ГС и 23, что составляет 52% от действующего добывающего фонда. За период 2016-2017 года было определено пластовое давление также в скважинах 25ГС, 26ГС, 27ГС и 34Н. В период 2018-2019 года исследования проведены в 24 скважинах. Таким образом, за время разработки залежи пластовое давление определено по всему эксплуатационному фонду (100% охвата). На рисунке 3.8 отображена динамика пластового давления. Разработка залежи начата в январе 2012 года скважиной 1. В течение этого же года в эксплуатацию введены еще две скважины: 2 и 4 (спустя 4 и 10 месяцев соответственно). Скважины 1 и 4 расположены в северной части залежи, скважина 2 – в центральной. Массовый пуск скважин осуществлен в течение 2013-2015 гг., в этот период введены в эксплуатацию еще 14 скважин, рассредоточенных по площади залежи. В течение 3,5 месяцев эксплуатации скважины 1 пластовое давление снизилось до 38,9 МПа (апрель 2012 г). Пластовое давление, замеренное перед пуском скважины 4, составило заниженную относительно начального значения величину 38,8 МПа, что вероятно обусловлено высокими темпами отбора продукции в скважине 1 (дебит нефти 770 м3/сут). Данное предположение указывает на возможное существование гидродинамической связи по пласту между скважинами. Пластовое давление в начальный период эксплуатации скважин 3, 6, 8, 22ГС определено на уровне 36,1-37,7 МПа при среднем значении 36,9 МПа (декабрь 2013 года – май 2014 года). Из группы скважин, по которым выполнены начальные исследования, скважина 7Р позднее остальных вступила в эксплуатацию. Пластовое давление, определенное перед пуском ее в работу, составило 32,1 МПа (март 2015 года) - на 20% ниже начального, что предполагает наличие гидродинамической связи между скважиной 7Р и скважинами, введенными в эксплуатацию ранее. В 2016 году определения пластового давления выполнены в шести скважинах. Значения пластового давления находятся в пределах от 28 МПа до 36,2 МПа, составляя в среднем 29,8 МПа. За период 2017 – 2019 гг. наблюдается дальнейшее снижение пластового давления. Анализируемый параметр в основных зонах отборов снизился до 24,7 МПа. При вводе новых скважин в эксплуатацию начальное пластовое давление находится в диапазоне 25,9-28,6 МПа, что подтверждает предположение о гидродинамической связи по пласту. Меньшими темпами снижения пластового давления характеризуется район скважин 6, 12, что обусловлено незначительными отборами жидкости из пласта. Наиболее снижено пластовое давление в районе горизонтальных скважин 25ГС и 26ГС, текущая величина анализируемого параметра составляет 24,7 МПа. Более высоким текущим пластовым давлением характеризуется южный район залежи, на котором отмечается наличие гидродинамической связь с законтурной областью, на что указывает рост обводненности продукции скважин. С целью поддержания пластового давления с апреля 2015 г. по июнь 2016 г. организована закачка воды в скважину 32Н, но влияние нагнетательной скважины на соседние добывающие не прослеживалось. Далее скважина 32Н переведена под добычу. С ноября 2017 года под нагнетание ввели скважину 33Н, расположенную в приконтурной зоне на восточном борту залежи. Пластовое давление в окружающих добывающих скважинах не отреагировало ростом или стабилизацией на начало закачки, темп падения не изменился. Судить о влиянии нагнетательных скважин 40 и 54 на энергетическое состояние залежи пока рано, скважины введены под закачку в конце 2018 года. Таким образом, в действующем нагнетательном фонде на 01.01.2019 г. числятся три скважины – № 33Н, 54, 40, влияние от закачки, в которые на данный момент не прослеживается. Судя по отрицательной динамике пластового давления в целом по залежи, можно предположить, что влияние законтурной области при имеющихся объемах отборов недостаточно для поддержания пластового давления на постоянном уровне. В целом в настоящее время залежь характеризуется удовлетворительным энергетическим состоянием, средняя величина пластового давления равна 27,1 МПа, что на 5,2 МПа выше давления насыщения нефти газом (Рнас=21,9 МПа). Для пласта D3fm1(zd) начальные величины пластового давления и температуры пересчитаны по данным замеров в пласте D3el с использованием барометрической формулы, поскольку собственные замеры пластового давления и температуры в нефтяной части анализируемой залежи не проводились. Таким образом, начальное пластовое давление равно 39,9 МПа на УПУ -3672,1 м, пластовая температура равна 89,40С на УПУ -3672,1 м. По состоянию на 01.01.2019 г. оценить динамику пластового давления невозможно по причине наличия единичных замеров по 2-м скважинам.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
|
Скачать 121.5 Kb.