Особенности разработки задонско-елецкого Антиповско-Балклейского месторождения

В целом от проведенных 10-ти скважино-операций по состоянию на 01.01.2009 дополнительно добыто 17,8 тыс. т нефти, т.е. на 1 скважино-операцию приходится 1.780 тыс.т дополнительно добытой нефти. На вышеуказанную дату по 80% обработанных скважин эффект продолжается.

В целом по месторождению было проведено 19 скважин – операций и получено дополнительной добычи 30101 т нефти, т.е на 1 скважино-операцию приходится 1584 т дополнительно добытой нефти, что способствовало уменьшению падения добычи нефти, а также вывод скважин из периодического фонда.

2.5  Определение извлекаемых запасов  по характеристикам вытеснения

Для оценки извлекаемых запасов нефти Задонско-Елецкого горизонта использованы методики Г.С.Камбарова и С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева. Основой для расчетов служат данные фактических изменений показателей работы пласта за последние три года.

Согласно методике Г.С.Камбарова извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях численно равны коэффициенту А, определяемому по формуле.

   А=  (QнQж)3 + (QнQж)2 - 2 (QнQж)1 / Qж3+Qж2-2Qж1=(1968,419*2811)+

          (1909*2604,359) – 2(1838,475*2464,555) / 2811+2604,359-

          2*2811=2613,173 тыс. т.

Qизв= 2613 тыс.т.

Где Qнi,Qжi –накопленная добыча нефти и жидкости  в пластовых условиях по трем последним годам разработки .

По методике С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева извлекаемые запасы обратны по величине коэффициенту В, который определяется по формуле:

В=(Qж/Qн)3 + Qж/Qн)2 – 2(Qж/Qн)1 / Qв3+Qв2 -2Qв1= 2811/1968+  

+2604,359/1909 – 2*(2464,555/1838) /884,448+717,085 – 2*625,89=0,000393

Qизв=1 /0,000393=2797,469 тыс.т.

Где Qвi –накопленные отборы воды в пластовых условиях по трем последним годам разработки.

   Учитывая объем  добычи из скважин, не включенных  в расчет 1368,342тыс.т. имеем:

По методу Г.С.КамбароваQизв=3973,470 тыс.т.

По методу С.Н.Назарова-Н.В.СипачеваQизв=4165,766 тыс.т.

Полученные значения сопоставимы со значениями извлекаемых запасов, рассчитанных в геологическом разделе (3920 тыс.т.)

Средние остаточные извлекаемые запасы по двум методам  составляют 536 тыс.т., что также сопоставимо с рассчитанной величиной в геологическом разделе (583 тыс.т.)

В таблице 2.2 показано распределение остаточных извлекаемых запасов нефти на 1.01.2015г. по скважинам задонско-елецкого пласта.

Из представленных данных видно, что основная часть остаточных извлекаемых запасов сосредоточена в районе скважины № 129  (8,2%), скважины №120 (11,7%), скважин №108 (11,2%), №130 (6,7%).№142(8.4%)

Из полученных данных видно, что запасы по пласту близки к проектным, поэтому разработку задонско-елецкого пласта можно считать эффективной.  

Таблица 2.2-Определение извлекаемых запасов нефти по элементам Задонско-Елецкого горизонта Антиповско-Балыклейского месторождения с помощью эмпирической методики Г.С.Камбарова
№ скв.	Накопленные отборы нефти, воды и жидкости по трем годам разработки, тыс.т									Расчетные извлекаемые запасы нефти, тыс.т
	Qн1	Qв1	Qж1	Qн2	Qв2	Qж2	Qн3	Qв3	Qж3
78	55	0	55	58	2	61	61	4	65	91
79	20	0	20	20	0	20	20	0	20	40
103	41	0	41	41	0	41	42	1	43	69
104	59	14	73	60	16	75	60	16	75	69
108	141	0	141	141	1	142	141	4	145	153
111	109	44	153	110	50	159	111	54	165	129
118	21	17	38	22	12	34	22	25	48	39
120	176	0	176	187	5	192	190	7	197	307
122	109	19	128	110	25	135	111	29	141	131
123	150	42	192	150	47	197	151	53	204	172
127	64	190	253	65	200	265	66	301	366	72
129	148	0	148	152	2	154	149	5	155	215
130	118	0	118	126	5	130	128	5	134	203
132	19	0	19	19	3	22	19	2	21	21
134	66	0	67	70	16	86	72	0	72	97
139	12	125	137	13	142	155	14	153	167	24
140	119	0	119	120	0	120	129	3	133	220
142	181	0	181	181	3	184	182	4	187	220
143	118	0	118	118	0	118	118	1	119	131
144	37	174	211	38	185	224	40	210	250	55
145	77	0	77	88	3	91	98	4	103	157
										2613

 

2.6 Расчет технологических показателей  дальнейшей разработки залежи путем экстраполяции

Согласно расчетам, разработка залежи существующим фондом скважин продлится до 2025 года. За период доразработки (2005-2025гг) из залежи намечено добыть 1046 тыс.тонн нефти, 334 млн.м3 газа и закачать в пласт 5036 тыс.м3 воды для компенсации отборов жидкости и поддержания пластового давления в залежи на уровне 40-45 МПа.

Прогноз технологических показателей разработки залежи выполнен путем экстраполяции сложившейся динамики добычи нефти при постоянном среднем дебите одной скважины 10,5т/сут.

При прогнозных расчетах добычи растворенного газа, газовый фактор принят по фактическим данным разработки месторождения за последние пять лет равный 285,4м3/т.

Для расчета показателей разработки нефтяной залежи была выбрана   модель двумерной трехфазной фильтрации. Модель позволяет учитывать неоднородность залежи по площади и различные граничные условия на скважинах. Целесообразность применения площадной (двумерной) модели обусловлена тем, что линейные размеры залежи (длина, ширина) намного (в 1000 - 2400 раз) превышают ее размеры  по вертикали.

Нефтяная залежь имеет длительный период разработки (35 года). В связи с этим была проведена адаптация математической модели залежи по фактическим показателям разработки.

В качестве критериев настройки модели выбраны добыча нефти и средневзвешенное по площади пластовое давление. Для более точного учета изменения по годам дебита скважин весь срок фактической эксплуатации был поделен на восемь (от одного до пяти лет) периодов и адаптация проводилась для каждого.

2.7Состояние пластового давления

Начальное пластовое давление в залежи составляло 54,2 МПа. Добыча нефти по месторождению в начальный период разработки осуществлялась на естественном режиме дренирования.

В последующие годы в связи с отборами нефти из залежи пластовое давление начало снижаться и при снижении пластового давления в зоне отбора до 22-31МПа скважины прекращали фонтанирование и переводились в контрольный фонд.

С целью повышения пластового давления в залежи в 1976 г. начали осуществлять закачку воды в скв.26. В течение двух лет (1976-1977гг.), каких либо существенных признаков влияния заводнения на изменение пластового давления обнаружено не было.

В результате сокращения отборов нефти из залежи в 1979-1983 г.г. наблюдалась стабилизация пластового давления на уровне 26 МПа. В 1981 г. введены в эксплуатацию еще четыре нагнетательные скважины (скв. 113, 115, 116 и 117), со средней приемистостью одной скважины 200 м3/сут.

С 1982 г. началось постепенное восстановление пластового давления в залежи и возобновление фонтанирования добывающих скважин, временно находившихся в категории контрольных и бездействующих.

Промышленная разработка залежи с применением площадного заводнения по пятиточечной системе осуществляется практически с 1983 г., когда были введены в эксплуатацию еще две нагнетательные скважины (скв. 114 и 124) и общий фонд нагнетательных скважин составил семь единиц.

Средняя приемистость одной нагнетательной скважины в этот период составила 200 м3/сут. В результате осуществления закачки воды во все нагнетательные скважины продолжалось восстановление пластового давления в залежи.

В 1988- 1989 г.г. объем закачки воды был увеличен до 420 тыс. м3 в год, среднее пластовое давление в залежи восстановилось с 24,5 МПа (1978 г.) до 37 МПа (1988 г.).

К 1990г. пластовое давление возросло до 40 МПа.

В последующие 1991-1993 гг. на месторождении закачка воды осуществлялась в объемах 409,7-536,5 тыс.м3 в год, в результате средневзвешенное пластовое давление в залежи в 1996г. возросло до 46 МПа.

Закачка воды в залежь в 1996-1999 гг. колебалась от 145,3 до 300 тыс.м3 в год, в 2000 г. составила 250 тыс.м3, пластовое давление в этот период составляло 42-44 МПа.

В последующие годы (2001-2014 гг.) добыча нефти по месторождению поддерживалась на уровне 70-77 тыс.т в год, а жидкости 132-147 тыс.т, закачка воды в залежь – на уровне 241-256 тыс.м3, пластовое давление постепенно снижается с 44 МПа до 39,65 МПа.

По состоянию на 01.01.2015 составлена карта изобар средневзвешенное пластовое давление по залежи равно 42 МПа, средневзвешенное давление в зоне нагнетания – 42,98 МПа, средневзвешенное давление в зоне отбора 39,07 МПа.

2.8Показатели выработки запасов углеводородов

Длительная эксплуатация залежи задонско-елецкого горизонта, большая неоднородность пласта, проявление упругого режима, длительное применение закачки воды для поддержания пластового давления обусловили неравномерную выработку пласта.

К концу 1977 г. пластовое давление снизилось на 29,8 МПа, практически все добывающие скважины, прекратили фонтанирование. Следовательно, можно считать, что в конце 1977 г. были исчерпаны добывные возможности залежи на естественном режиме.

Текущая степень выработанности запасов нефти месторождения в целом составляет 82 %.

В вытеснении нефти из залежи принимали участие следующие виды энергии: упругих сил нефти и пласта, а также закачиваемой воды.

С течением времени доля участия упругих сил залежи уменьшалась, одновременно возрастала доля участия в вытеснении нефти закачиваемой воды. После начала закачки вытеснение нефти осуществлялось преимущественно закачиваемой водой. В связи с этим возникла необходимость в оценке характера внедрения вытесняющего агента, положения текущих контуров нефтеносности и полноты выработки запасов в заводненной части залежи.

На момент появления воды в большинстве скважин из залежи было отобрано менее половины извлекаемых запасов нефти. Больше половины запасов нефти извлекается в водный период.

На распределение фронта закачиваемой воды существенное влияние оказала неоднородность пласта.

Поскольку геофизические методы, относящиеся к прямым, на месторождении не проводились, то положение текущего водонефтяного контакта, обусловленного внедрением фронта закачиваемых вод, и внешнего контура нефтеносности на дату анализа, устанавливали косвенным методом по степени обводненности скважин /11/. Обводненную толщину пласта в скважине определяли по формуле:

hзав = fвН / (Квμо(1-fв)+ fв),                                    (1)

где:       Н – эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

hзав - заводненная часть эффективной толщины пласта,

                        вскрытой перфорацией, м;

μо= μн/μв– соотношение вязкостей нефти и воды;

fв– доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;

Кв - относительная фазовая проницаемость для воды в

                        промытой части пласта.

Вязкости нефти и воды для задонско-елецкого горизонта равны 0,32 мПа.с и 0,38 мПа.с соответственно. Опыт определения величины обводненной части залежи c карбонатными пластами показал, что Квможно принимать равным 0,6 . Отметка текущего положения фронта закачки определена по формуле:

Твнк = Тнд - hзав,                                          ( 2)

где:      Твнк – абсолютная отметка текущего положения ВНК;

Тнд – абсолютная отметка нижней дыры фильтра.

Точки, соответствующие текущим разделам, на профилях, построенных по линии тока жидкости, соединялись кривой, образовывавшей на профиле след плоскости раздела. Пересечение ее с кровлей пласта определяло текущее местоположение точек внешних контуров на геологическом профиле. Перенесенные на карты, они образовывали текущие контуры начальной нефтенасыщенности пласта. После обработки полученных данных построена карта остаточных нефтенасыщенных толщин (Приложение 8), произведена оценка величины остаточного объема залежи с начальной нефтенасыщенностью порового пространства.

Контур нефтеносности обусловлен только продвижением фронта закачиваемой воды. В северной части залежи остались три слабодренируемых участка: в районах скв. 103, 127 и 144. Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в северо-западной части залежи (на самых высоких гипсометрических отметках), вдоль западного ее окончания, ограниченные зоной выклинивания коллектора, в тупиковой зоне: в районе скв. 78, 79-, в приконтурной зоне: в районе скв. 130, 140, 145. Пробуренные в середине 90-х годов, приконтурные скважины (140, 145) работают безводной нефтью, связь с законтурной водоносной областью не проявилась, а от нагнетательной скв. 124 они отделены зоной ухудшенных коллекторских свойств.

Остаточные запасы нефти на залежи распределены неравномерно. Максимальная остаточная нефтенасыщенная толщина отмечается в скв.140 (8м), при практически безводной добыче нефти, т.е. соответствует начальной, вскрытой перфорацией, нефтенасыщенной толщине. Минимальные остаточные толщины в скважинах составляют несколько сантиметров в промытой зоне пласта вблизи нагнетательных скважин. После проведения ремонтно-изоляционных работ снизилась обводненность по скв. 122 с увеличением остаточной нефтенасыщенной толщины.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2015 в целом по залежи составил 0,378.

Для определения степени воздействия и охвата пласта заводнением определялся коэффициент нефтеизвлечения в обводненном объеме пласта. Ранее проведенные работы позволили выделить зону ухудшенных коллекторских свойств, рассекающую залежь с севера на юг. В южной части залежи ниже района скв. 134, 125, 30, 132 полоса плотных низкопроницаемых пород, как бы отсекает самую южную оконечность залежи, ограниченную с трех сторон, линией выклинивания. В этой части находятся скв. 78 и 79. В результате этот участок не подвержен влиянию закачки и разрабатывается на естественном упругозамкнутом режиме, поэтому его можно не учитывать при подсчете коэффициента охвата пласта заводнением.

По карте начальных нефтенасыщенных толщин определили площадь участка дренируемого скв. 78, 79, 132, 134. Линию границы провели условно по ликвидированной скв. 76 и по скв.132, 134. Площадь зоны - 6429,2 тыс.м2, начальные балансовые запасы подсчитанные по утвержденным подсчетным параметрам составляют 1255,6 тыс.т. Тогда на оставшуюся площадь залежи приходится 7554,4 тыс т нефти от начальных балансовых запасов.

Для определения количества нефти добытой из основной части залежи воспользуемся методом материального баланса по способу В.М. Добрынина. Данный метод применяется в залежах с упруговодонапорным режимом, в нашем случае этот режим создается фронтом нагнетаемых вод.

Объемы нефти и воды, извлеченные из залежи на поверхность, приравниваются к объему извлеченной нефти, выраженному через запас упругих сил нефти, воды и породы, сложенному с объемами воды внедрившейся из законтурной области (W)и закачанной в пласт (W`). Примем, что вся добытая вода является закачанной, тогда формула упругого материального баланса примет вид:

 

Qнb + w = (Vнbн +Vвbв + Vпbп.пл)Dp + W` ,                                   (3)

где Qн– накопленная добыча нефти на дату расчета, тыс.т;

b – объемный коэффициент нефти;

w - накопленная добыча воды на дату расчета, тыс.м3;

bн, bв,bп.пл  - коэффициенты сжимаемости нефти воды и пор в пластовых условиях;

Vн,Vв,Vп – объемы нефти, воды в пластовых условиях, объем порового пространства соответственно, тыс.м3;

Dp – максимальная величина снижения пластового давления, МПа.

W' – объем закачанной в пласт воды, тыс.м3.

Так какVп=Vн/kн, Vв=[ (1-kн)/kн] Vн, гдеkн – коэффициент нефтенасыщенности, то можно определить объем нефти, добытой за счет внедрения закачиваемых вод.

Для залежи задонско-елецкого горизонта определены следующие значенияkн- 0,84; bн – 34,6*10-4 1/МПа, bв – 4,6*10-4 1/МПа, bп.пл - 1,8 *10-4 1/МПа (по зависимости коэффициента сжимаемости пор от эффективного давления , разница между начальным пластовым давлением и минимальным составляет – 29,8 МПа; объемный коэффициент – 1,83; плотности нефти и воды – 0,816; 1,18 т/м3 соответственно. Подставляя данные в формулу 3.3 получаем объем нефти в пластовых условиях, вытесненной закачиваемой водой, - 4995,3 тыс.м3 или 2227,4 тыс.т.