Динамика изменения пластового давления

Рис. 2.4

Согласно замерам в скважинах, после реализации закачки в пласт, которая произошла с вводом нагнетательных скважин в 2001-2006 гг., наблюдается постепенное восстановление давления в залежах. Несмотря на то, что давление в западной части залежи пласта Т1 – р-н скв. 870 – остается ниже среднего по залежи, можно говорить о наличии положительного влияния реализованной системы ППД на энергетическое состояние пластов.

Стоит отметить неравномерность распределения пластового давления по площади. Условно можно выделить две области добывающих скважин (разделенные рядом нагнетательных №№ 855, 872, 851) – северная часть и центральная. Давление по всем добывающим скважинам северной части месторождения в настоящее время находится на уровне начального, что объясняется влиянием соседних нагнетательных скважин.

В то же время в центральной части месторождения пластовое давление ниже начального и составляет порядка 15-17 МПа, а по скв. 870 снижено до 7,3 МПа. К тому же, тот факт, что скв. 870 и 864 обводняются пластовой водой и характеризуются меньшей обводненностью, по сравнению с соседним скважинами, говорит о том, что реализованная система поддержания пластового давления не оказывает на них влияния.

По состоянию на 01.01.2016 г. текущее пластовое давление составило 14,4 МПа при начальном пластовом давлении – 20,7 МПа и давлении насыщения – 4,39 МПа.

Скв. 855 переведена под закачку в 2001 г., уже на следующий год наблюдается увеличение обводненности по соседним добывающим скв. 875, 81 на 17,1 и 21,5 % соответственно (с 4,2 до 21,3 % в скв. 875 и с 61,2 до 82,7 в скв. 81). Следующий скачок обводненности в 1,5-2 раза по этим скважинам наблюдается в 2004 г., когда под закачку переводится скв. 852. (с 34,5 до 50,5,% и с 36,3 до 79,4% соответственно). Интенсивного роста обводненности с началом закачки не происходит по скв. 854, 856. По всем рассмотренным добывающим скважинам с началом заводнения наблюдается рост пластового давления.

Скв. 859 переведена под закачку в 2003 г.. В следующие три года по соседней добывающей скв. 873 происходит рост обводненности с 25,1 до 89,6 %. С вводом под нагнетание скв. 858 в 2006 г. по добывающим скв. 857 и 873 наблюдается рост пластового давления, которое в дальнейшем стабилизируется примерно на уровне начального.

С началом закачки в скв. 879 в 2004 г. и скв. 877 в 2005 г. по соседней добывающей скв. 878 наблюдается рост пластового давления с 8,8 МПа до 18,5 и дальнейшая его стабилизация на уровне 18,0-22,0 МПа.

По добывающей скв. 866 с началом нагнетания в скв. 872 не происходит роста обводненности. Пластовое давление продолжает снижаться. Однако в 2005 г. после увеличения приемистости скв. 872 в почти в три раза (с 121,4 до 345 м³/сут.) по скв. 866 происходит скачок обводненности с 24,1 до 87,8 %. В следующие годы обводненность сохраняется примерно на этом уровне. Также наблюдается рост пластового давления на 6 МПа.

Закачка в скв. 863 начата с 2001 г. в этом же году из бездействия введена под добычу скв. 864. В следующие годы по ней наблюдается снижение пластового давления с 16,5 до 9,6 МПа, которое останавливается только в 2004 г., после перевода под закачку скв. 82. В дальнейшем давление растет и стабилизируется на уровне 14,0-15,0 МПа.

В 2002 г. под закачку переводится скв. 862. В этом же году из бездействия с обводненностью 10,0 % под добычу вводится скв. 861. В следующие годы происходит рост обводнености, которая в 2007 г. достигает 97,4 %, после чего скважину останавливают. В период с 2002 по 2007 гг. пластовое давление увеличивается с 15,3 до 24,6 МПа, что выше начального пластового давления.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать противоречивые выводы: с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной.

Расчет перспективного плана добычи нефти

Эмпирические методы прогноза технологических показателей разработки, применяемые в настоящее время, можно разделить на две группы:

1. Методы, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой.

2. Методы, основанные на статистической обработке фактических данных по истории разработки месторождения.

Под характеристикой вытеснения понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации.

Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода.

Исходные данные для расчета основных показателей на ближайшие 20 лет приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Исходные данные для расчёта за последние 3 года разработки

1. Добыча нефти ΔQ_нiв пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданных годовых отборах жидкости ΔQ_жi, тыс.т.

, (2.1)

где а – извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях, тыс.т.

;

в – параметр прямой

;

t_i – время, начиная с первого года прогнозируемого периода (I= 1,2,3…n), г.

2. Добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

(2.2)

3. Среднегодовая обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях, %

(2.3)

4. Накопленные отборы нефти Q_нi, воды Q_вi и жидкости Q_жi в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

(2.4)

5. Годовые темпы отборов нефти τ_нi от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях, %

(2.5)

6.Текущий коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

(2.6)

Результаты расчетов сведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Прогнозные показатели разработки пласта Б2+В1 Кушниковского месторождения на 2016-2035 гг.

Продолжение таблицы 2.4

Расчёт технологических показателей выполнен при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых.

Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:

- при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут.

Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин.