USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,94 +1,06%
воскресенье 22 октября 07:33

Наука и технологии // Разведка и разработка

Выработка рекомендаций по регулированию системы разработки пласта Бб Шершневского нефтяного месторождения

26 июня 2014 г., 16:48Л. Зыкова, И. Козлова ПНИПУ,Neftegaz.RU586

Шершневское нефтяное месторождение расположено в 1м из привлекательных по запасам тектоническом регионе - Соликамской депрессии, на северо-востоке территории Пермского края.

Этаж нефтеносности месторождения включает отложения турнейско-фаменского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Залежь бобриковского пласта является основным объектом разработки, так как в нем сосредоточенно 60% от стоящих на балансе извлекаемых запасов нефти месторождения.

Пласт сложен мелкои среднезернистыми песчаниками и достаточно хорошо выдержан по толщине. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются в диапазоне 1,2-16,2 м (рис. 1). Распределение эффективной нефтенасыщенной толщины подчиняется нормальному закону.

Рис. 1. Распределение эффективной нефтенасыщенной толщины по площади

Анализ гистограммы показывает, что наибольшая частота наблюдений приходится на интервал 7,2−10,2 м. Среднее значение составляет 8,7 м. Дисперсия равна 9,4 м2.

Анализируя распределение толщин по площади залежи, можно выделить 3 зоны:

- зона повышенных значений толщин (10−16 м) располагается в северной части залежи;

- зона средних значений толщин (7−10 м) занимает большую часть залежи (центральная, западная и восточная);

- зона пониженных значений толщин (< 7 м) располагается в южной и северозападной частях.

Такое зонирование обусловлено особенностями фациального различия коллекторов (рис. 4). Согласно действующему проектному документу [1] разработка бобриковского объекта предусматривалась на природном водонапорном режиме, с размещением скважин по треугольной сетке 700*700 м.

Проектный фонд составлял 53 скважины. На сегодняшний момент на залежи пробурено 43 скважины: 33 действующих добывающих, 1 добывающая ликвидированная, 8 действующих нагнетательных, 1 бездействующая нагнетательная. Объект Бб с 2006 г находится на 2й стадии разработки.

Анализируя текущую стадию разработки объекта, отметим, что добыча нефти растет за счет увеличения числа вводимых добывающих скважин и роста их дебитов, а также с началом организации системы ППД. Закачка воды с 2008 г ведется в 8 нагнетательных скважин.

Обводненность продукции постепенно увеличивается и достигает к 2011 г 9,4%. Добыча жидкости изменяется пропорционально добыче нефти и превышает ее на протяжении всего периода.

Процент отборов от НИЗ растет на протяжении всей стадии [2]. Анализируя текущее состояние разработки объекта по карте текущей эксплуатации (рис. 2) можно отметить, что из 33 работающих добывающих скважин 28 имеют дебиты более 10 т/сут по нефти и лишь 5 характеризуются изменением дебитов от 3,3 до 9,8 т/сут.

Исходя из принятого варианта разработки, 23 скважины эксплуатируют только бобриковский пласт. В некоторых участках залежи пласт Бб эксплуатируется совместно с другими пластами: в 4х скважинах (№№ 227, 228, 238, 68) с пластом Тл, в 6 скважинах (№№ 206, 207, 212, 214, 223, 57) с пластом Мл.

Все эти скважины характеризуются невысокими дебитами от 3,4 до 42,8 т/сут. Необходимость совместной эксплуатации обусловлена тем, что пласты Тл и Мл распространены ограничено и имеют невысокие значения эффективных нефтенасыщенных толщин, в связи с этим их раздельная эксплуатация не эффективна.

Распределение высокодебитных скважин по площади залежи обусловлено распределением эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 3). Высокодебитные скважины (20-67 т/сут.) работают только на объект Бб.

Рис. 3. Зависимость дебитов нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины пласта Бб для высокодебитных скважин

Можно отметить прямую зависимость дебитов скважин от эффективных нефтенасыщенных толщин. На силу связи также оказывает влияние и различие фильтрационно-емкостных свойств коллекторов на разных участках залежи. Таким образом, равномерность выработки запасов определяется изменением толщин по площади залежи и свойств коллекторов.

На карте плотности подвижных запасов это распределение также подтверждается. Наибольшая плотность остаточных запасов сосредоточена в северной части залежи, наименьшая - в южной и северо-западной. В центральной части залежи можно выделить участок, где запасы плохо вырабатываются (рис. 4), поскольку на залежи реализована приконтурная система заводнения, влияние которой недостаточно для центральной части залежи.

Недостаточность влияния закачки выражается и в распределении приведенного пластового давления по залежи. Совместная эксплуатация 2х объектов (Тл+Бб и Бб+Мл) ведется на участках с наименьшей плотностью запасов. Но это нежелательно, так как выработка запасов нефти по разрезу идет неравномерно (из-за различия коллекторских свойств пластов) и усложняется учет выработки запасов нефти из каждого объекта.

Выполненный анализ текущей эксплуатации, распределения эффективных нефтенасыщенных толщин и плотности подвижных запасов, позволил выделить в бобриковском пласте зоны с разной степенью охвата разработкой.

Для определения степени охвата пласта вытеснением был рассчитан коэффициент - Кохв.выт. Для этого в пределах залежи были выделены высокодебитные скважины, работающие с дебитом более 10 т/сут, и низкодебитные, работающие с дебитом менее 10 т/сут.

Далее рассчитана площадь охвата Sохв=Sохв1+ Sохв2, где Sохв1= π(l/2)2 - площадь, полностью охваченная вытеснением;

Sохв2= π(l/4)2 - площадь, малоохваченная вытеснением; l - расстояние между скважинами.

Кохв.выт рассчитан по отношению площади охвата к площади объекта разработки и имеет значение 49%. Таким образом можно судить о том, что залежь пласта Бб лишь на половину вовлечена в разработку. На построенной карте охвата процессом вытеснения можно выделить участки, не охваченные процессом вытеснения: южная и северо-западная части залежи, а так же участок в восточной части залежи, где запасы нефти расположены в пределах запасов калийномагниевых солей Усть-Яйвинского участка ВКМКС (рис. 4). В итоге проведенного анализа можно выработать следующие рекомендации по регулированию системы разработки объекта Бб. Все рекомендуемые мероприятия отображены на рис. 4.

С целью поддержания пластового давления в центральной части залежи, не испытывающей достаточного влияния закачки предусмотреть перевод обводнившихся добывающих скважин №№ 102, 221, 213, 204 под нагнетание.

На скважинах, осуществляющих совместную эксплуатацию 2х пластов, предусмотреть применение оборудования одновременно-раздельной эксплуатации для добычи. С целью увеличения степени вытеснения нефти из бобриковского пласта в северо-западной части залежи организовать закачку путем бурения бокового ствола из скважины №400, работающей на объект Т-Фм. Кроме того ввод дополнительного очага нагнетания позволит увеличить дебиты скважин на этом неохваченном разработкой участке.

Для вовлечения в разработку южной части залежи рекомендуется бурение 7 добывающих и 1й нагнетательной скважины. Восточный участок залежи, находящийся в пределах запасов калийно-магниевых солей Усть-Яйвинского участка ВКМКС, также подлежит разбуриванию тремя добывающими скважинами и организацией в этой части залежи избирательного заводнения путем перевода добывающих скважин под нагнетание и ввода в действие нагнетательной скважины №218.

Список литературы

1. Дополнение к технологической схеме разработки Шершневского нефтяного месторождения, 2006 г.

2. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Шершневского месторождения, 2010 г.


Neftegaz.RU context