Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта

 

С начала разработки Мамонтовского месторождения из продуктивных пластов отобрано более 1.2 млрд.т жидкости. С целью поддержания пластового давления в пласты закачано почти 1.6 млрд.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила в целом по месторождению 118 %. Часть залежей (в основном подстилаемых подошвенной водой) разрабатывается на естественном водонапорном режиме (без ППД). По залежам, разрабатываемым с поддержанием пластового давления, текущая компенсация отборов в процессе разработки менялась, что было связано с регулированием разработки, проведением нестационарного заводнения и т.д. Поэтому пластовое давление по залежам во время их эксплуатации изменялось, причем динамика давления определялась различием геолого-физических характеристик пластов и особенностей их разработки.

Пластовая температура в процессе эксплуатации залежей существенно не изменялась.

Пласт АС₅₊₆

Начальное пластовое давление составляло 19.9 МПа (соответствует гидростатическому). Разработка объекта начата в 1974 году, заводнение организовано в 1981 году. Начиная с 1992 года, наблюдается снижение количества закачиваемой воды как вследствие значительного снижения приемистости нагнетательных скважин, так и уменьшения их количества. Снижение годового отбора жидкости в период после 1991 года связано со значительным увеличением бездействующего фонда скважин.

После периода падения (при отсутствии закачки) текущее пластовое давление с 1981 по 1989 год восстановилось до величины начального пластового давления в результате освоения системы ППД. Годовой объем закачки с 1982 по 1989 год превышал отбор жидкости в пластовых условиях на 6-44 %. Среднее текущее пластовое давление в контуре нефтеносности в период 1989-1996 гг. превышало начальное на 0.6-0.8 МПа и стабильно держалось на уровне 20.5-20.7 МПа. Начиная с 1990 года, уровень годового отбора жидкости превысил уровень годовой закачки, в последующие годы текущая компенсация продолжала уменьшаться до 82-67 %, что привело к снижению пластового давления в 1997-1999 г.г. до 20.1 МПа. По ряду зон в северной и центральной частях объекта текущее пластовое давление превышает начальное на 2.4-3.3 МПа. Зона пониженного пластового давления (до 17.5 МПа) находится в южной части залежи.

В целом характер динамики пластового давления свидетельствует о достаточно эффективном использовании и отсутствии значительных утечек (потерь) закачиваемой воды.

Пласт АС₅₊₆

 

Пласт АС₅₊₆ представлен семью залежами. В разработке находятся первые три наиболее крупные залежи, остальные вскрыты единичными скважинами, запасы их незначительны и относятся к категории С₂.

По состоянию на 01.01.00 из пласта АС₅₊₆ отобрано около 15 млн.т нефти, текущая нефтеотдача равна 0.145 при утвержденной 0.252.

Наиболее выработаны запасы основной (№ 2) залежи пласта АС₅₊₆: при обводненности 87 % текущая нефтеотдача составляет 0.152.

Северная и центральная части основной залежи, имеющие лучшие фильтрационно-емкостные характеристики, вырабатываются более высокими темпами.

Высокие значения остаточных нефтенасыщенных толщин, отмечаемые на центральной части основной залежи, указывают на неравномерность выработки вследствие неоднородности по проницаемости пласта и влияния фронта закачиваемой воды. По залежи № 3 при обводненности 93 % текущая нефтеотдача составляет 0.134. Выработка запасов залежи № 1 ниже: при обводненности 94 % текущая нефтеотдача равна 0.113.

Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи по пласту АС₅₊₆ при сложившихся условиях разработки составляет 0.239. По залежам наиболее высокий ожидаемый коэффициент нефтеотдачи (0.252) отмечается на основной залежи.

Из приведенных характеристик вытеснения видно, что наиболее благоприятные условия выработки соответствуют основной залежи:

- отбор 50 % начальных извлекаемых запасов достигнут при меньшей обводненности (84 % против 93 % по залежи № 1 и 94 % по залежи № 2);

- для достижения КИН, равного 0.1, потребовалось прокачать через поровый объем пласта меньшее количество жидкости (0.11 порового объема против 0.15 по залежи № 1 и 0.28 по залежи № 2).

Выработка запасов нефти залежей пласта АС₅₊₆ происходит более низкими темпами, чем выработка остальных пластов месторождения. В целом по пласту при наиболее высокой обводненности достигнута наименьшая текущая нефтеотдача. Причиной этого являются особенности геологического строения (наличие водо-нефтяной зоны) и более низкие удельные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину.

Пласт АС₅₊₆

Наибольшее распространение в пределах пласта водоохранные зоны занимают на залежах 1 (юго-восточная часть), 2 (вдоль западного и восточного контуров), 4 и 7 (по всей площади). По залежам 3 и 5 ВОЗ занимает незначительную часть.

Общая площадь, занимаемая ВОЗ, составляет:

- в пределах распространения запасов категории В+С₁ - 30800 тыс.м² (или 19 % всей площади этих запасов пласта);

- в пределах залегания запасов категории С₂ - 1640 тыс.м² (27 %).

При этом охватывается 11353 тыс.т балансовых запасов категории В+С₁ и 126 тыс.т - категории С₂ , что составляет соответственно 10,9 и 6,5% всех запасов объекта по данным категориям.

На 01.01.00 в промышленной разработке находятся запасы ВОЗ в пределах 1, 2 и 3 залежей. С начала разработки в границах ВОЗ в эксплуатации перебывало 35 скважин: из них в добыче нефти участвовало 33 скважины, в нагнетании воды - 10 скважин. По состоянию на 01.01.00 эксплуатационный фонд насчитывал 21 добывающую (в т.ч. 4 скважины совместной эксплуатации) и 9 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд по добывающим скважинам очень высок - 12 скважин (или 57 % всего фонда), по нагнетательным – 33 %. Из 6 действующих добывающих скважин три скважины оборудованы ЭЦН. Среднегодовой дебит нефти в 1999 году составил 3.7 т/сут, жидкости – 62 т/сут, среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины равнялась 470 м³/с.

Выработка запасов ВОЗ началась одновременно с разработкой всего объекта АС₅₊₆. Максимальный отбор нефти, равный 124 тыс.т (9 % всего отбора пласта), был достигнут в 1987 году, как и в целом по пласту. Темп отбора до 1983 г. был выше, а с 1983 г. - ниже, чем по объекту. В 1992 -1999 гг. темп отбора по ВОЗ уже в 5-7 раз был ниже, чем в целом по объекту, и составил всего 0.3% от НИЗ. В результате добыча нефти уменьшилась до 7.3 тыс.т (или более, чем в 17 раз против максимума), доля в общей добыче составила 1.8 % (уменьшилась почти в 5 раз).

Максимальный отбор жидкости по участку ВОЗ был достигнут в 1990 году (на год раньше, чем по объекту), и был равен 612.2 тыс.т, доля в общей добыче равнялась 11.1%. В 1999 году после резкого снижения добыча жидкости составила 127 тыс.т (уменьшилась в сравнении с максимумом в 4.7 раза), доля в общей добыче была равной 3.9%.

Темп обводнения по участку пласта в пределах ВОЗ был выше, чем в целом по пласту. Стабилизация в 1993 году и последующее снижение обводненности до 1999 году было обусловлено выбытием в бездействие высокообводненных скважин. На начало 2000 года обводненность составляла 93 %, по объекту в целом – 88 %.

Накопленная добыча нефти по участку ВОЗ на 01.01.00 составила 1190 тыс.т (или 8 % всей добычи по пласту), накопленный отбор жидкости - 5992 тыс.т (или 9 % всей добычи), накопленный водо-нефтяной фактор равен 4 т/т (по объекту – 3.3 т/т). Текущая нефтеотдача составляет 0.105 (в целом по пласту – 0.145), остаточные запасы составили: балансовые - 10163 тыс.т, извлекаемые - 1229 тыс.т (табл.3.2.14).

Представленная информация по выработке запасов верхних пластов (АС₄, АС₅₊₆) позволяют сделать следующие выводы:

- приводимые показатели по добыче характеризуют фактически процесс разработки ВОЗ залежей № 1 пласта АС₄ и № 1, 2 пласта АС₅₊₆;

- добыча нефти в целом по ВОЗ осуществлялась более низкими темпами в сравнении с остальной частью объектов;

- при сохранении текущего состояния разработки ВОЗ и остальной части объектов, можно ожидать отставания выработки запасов водоохранных зон;

- для повышения темпов добычи и нефтеотдачи по ВОЗ обоих пластов, необходимо проведение мероприятий, связанных с выводом из бездействия простаивающих скважин, вовлечением в разработку дополнительных запасов за счет возврата скважин в зонах рентабельных толщин (особенно по северным участкам залежи 1 (пласта АС₄) и 2 (пласта АС₅₊₆).