Электронный научный журнал
European Student Scientific Journal
ISSN 2310-3094

АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ М

Ахмадуллин Д.У. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Добыча нефти на месторождении велась из семи скважин (из них две горизонтальные). По скважинам отмечаются высокие входные дебиты нефти (в среднем 77,4 т/сут) при низкой или нулевой обводненности. За период эксплуатации дебит нефти по скважинам снизился до 3-28 т/сут, обводненность увеличилась до 91-98%. Накопленный ВНФ составил 6 д.ед. Анализ работы скважин, а также результаты промыслово-геофизических исследований показали, что источниками обводнения скв. на объекте являются как пластовые, так и закачиваемые воды, в одной скважине выявлена негерметичность эксплуатационной колонны. Две скважины при достижении обводненности свыше 98% переведены в фонд пьезометрических, в двух скважинах пробурены боковые горизонтальные стволы, одна скважина в ноябре 2006 году переведена под закачку. Основной вклад в добычу нефти на месторождении обеспечили скважины 351 и 604, расположенные в зонах максимальных нефтенасыщенных толщин. Во входных показателях преимущества горизонтальных скважин над наклонно-направленными не отмечается. Текущие дебиты нефти скважин с горизонтальным участком ствола значительно выше, чем остановочные дебиты скважин с наклонно-направленным профилем. На одну горизонтальную скважину приходится 98 тыс.т нефти.
нефтяное месторождение
анализ разработки
горизонтальная скважина
обводненность
дебит нефти
1. Дополнение к Технологической схеме разработки нефтяного месторождения М (протокол № 5506 от 05.12.2012 г.).
2. Дополнение к Технологической схеме разработки месторождения М (протокол № 6073 от 02.12.2014 г.).
3. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Западно-Сибирский бассейн. - ОИГГиМ СО РАН, Новосибирск,1994, вып. 2.
4. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири. Под ред. Флоренсова Н. А., Варламова И. П. - Труды СНИИГГиМС, 1981, вып. 285.
5. Казаков А. М., Константинов А.Г., Курушин Н.И. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система. Новосибирск, изд.СО РАН, 2002.

Добыча нефти на месторождении велась из семи скважин (из них две горизонтальные) [1-5].

Скважина №600 – наклонно-направленная, расположена в ВНЗ пласта Ю11, начала эксплуатацию в феврале 2006 года с дебитом жидкости 56,6 т/сут, дебитом нефти 53,8 т/сут и обводненностью 2,8% (рисунок 1).

В первые месяцы работы скважины (02.2006-08.2006 гг.) значительного роста дебитов жидкости и нефти не отмечается. Увеличение дебитов жидкости (с 23,6 до 102,8 т/сут) и нефти (с 22,2 до 97,8 т/сут) наблюдается с сентября 2006 года после остановки соседней скв. №602. После перевода скважины №602 под закачку (ноябрь 2006 г.) зафиксировано постепенное снижение дебита нефти с 92 до 4,2 т/сут. Обводненность продукции через 10 месяцев после начала закачки достигла значения 87% и в последующие шесть лет увеличилась до 96,6% (рисунок 2).

Дебит жидкости до августа 2011 года имеет тенденцию роста. В данный период на скважине выполнены три мероприятия по оптимизации режима работы (спуск более производительного насоса). Снижение дебитов жидкости в период 2011-2013 гг. связано с проведением ВПП на скважине №602 и изменением направления фильтрационных потоков.

Рисунок 1 - Динамика дебитов жидкости, нефти и обводненности. Скважина №600

Рисунок 2 - Динамика обводненности скв. 600 и приемистости скв. 602

В ноябре 2013 года скважина была переведена в пьезометрический фонд. На скважине выполнены ПГИ на определение профиля притока и источника обводнения. По результатам проведенных исследований выявлено, что обводнение продукции скважины происходит по пласту, заколонный переток сверху не отмечается, снизу не определяется из-за отсутствия зумпфа.

По результатам 6-ти компонентного анализа (2010-2013 гг.) минерализация по скважине составляла в среднем 14,0 г/л, что в большей степени характерно для вод сеноманского горизонта. В то время как до начала закачки (2007 г.) минерализация оценивалась на уровне 36,2 г/л. Учитывая то, что при закачке используется сеноманская вода, можно сделать вывод, что снижение минерализации обусловлено разбавлением пластовых вод закачиваемыми.

В сентябре 2016 года в скважине пробурен боковой горизонтальный ствол (длина ГУ – 350 м) в кровельную часть пласта (рисунок 3). Скважина запущена в работу на 11 суток. Дебит нефти составил 24,6 т/сут, дебит жидкости – 25,7 т/сут, обводненность – 4,4%. На 01.01.2017 г. скважина числится в действующем фонде. Накопленная добыча нефти – 51,3 тыс.т, жидкости – 397,1 тыс.т. Накопленный ВНФ – 6,7 д.ед.

Рисунок 3 - Профиль БГС скважины №600. Объект Ю11

Скважина №601 – наклонно-направленная, расположена в ВНЗ пласта Ю11, начала эксплуатацию в декабре 2005 года с дебитом жидкости 67,5 т/сут, дебитом нефти 65,0 т/сут и обводненностью 3,7% (рисунок 4).

В начальный период работы с декабря 2005 по август 2006 года характер динамики дебитов нефти и жидкости одинаков. Снижение дебита нефти произошло в 6,1 раза (с 65,0 до 10,6 т/сут), дебита жидкости – в 4,8 раза (с 67,5 до 14,1 т/сут). Обводненность за рассматриваемый период выросла с 3,7% до 24,4%.

В августе 2006 года на скважине был выполнен ГРП, что привело к значительному увеличению дебитов нефти и жидкости (до 37,1 т/сут и 71,2 т/сут, соответственно) и росту обводненности (до 47,9% и далее до 87,3%).

Рисунок 4 - Динамика дебитов жидкости, нефти и обводненности. Скважина №601

В декабре 2007 года скважина была остановлена с дебитом нефти 5,2 т/сут, дебитом жидкости 133,9 т/сут и обводненностью 96,1%. В ноябре 2007 г. на скважине выполнены ПГИ по определению технического состояния эксплуатационной колонны, по результатам которых выявлено, что э/к герметична, заколонные перетоки вверх и вниз от перфорированного интервала не отмечаются. Поведение кривых ВНФ и ВНФ' в начальный период эксплуатации скважины (рисунок 5) характерно для случая обводнения подошвенными водами.

Рисунок 5 - Диагностическая диаграмма по скважине № 601

После двухлетнего бездействия, в октябре 2009 года скважина была вновь запущенна в работу. Входной дебит нефти составил 6,7 т/сут, жидкости – 161,3 т/сут, обводненность продукции – 95,8%. Скважина проработала 21 месяц с обводненностью около 95-97% и вновь была остановлена (дебит нефти – 1,6 т/сут, дебит жидкости – 60,5 т/сут, обводненность – 97,3%).

По результатам 6-ти компонентного анализа подтоварной воды (07.2010 г.) минерализация по скважине составила 11,2 г/л, что характерно для вод сеноманского горизонта (минерализация пластовых вод для юрских отложений Максимкинского месторождения составляет 39,6 г/л). Учитывая то, что при закачке используется сеноманская вода, можно предположить, что низкое значение минерализации по скв. 601 обусловлено разбавлением пластовых вод закачиваемыми.

В ноябре 2016 года в скважине пробурен боковой горизонтальный ствол (длина ГУ – 350 м) в кровельную часть пласта (рисунок 6), скважина находится в ожидании ввода в эксплуатацию. На 1.01.2017 г. накопленная добыча нефти по скважине составляет 14,4 тыс.т, жидкости – 110,6 тыс.т, накопленный ВНФ – 6,7 д.ед.

Рисунок 6 - Профиль БГС скважины №601. Объект Ю11

Скважина №604 – горизонтальная (длина ГУ – 260 м), расположена в ЧНЗ и ВНЗ пласта Ю11, пробурена в нижнюю продуктивную часть пласта (рисунок 7), введена в эксплуатацию в августе 2006 года с дебитом жидкости – 127,0 т/сут, дебитом нефти – 74,0 т/сут и обводненностью 41,7% (рисунок 8).

Рисунок 7 - Профиль горизонтальной скважины №604. Объект Ю11

Рисунок 8 - Динамика дебитов и обводненности. Скважина №604

На всем протяжении эксплуатации скважина отличается стабильной динамикой работы. За период эксплуатации (2006 – 2016 гг.) дебит нефти по скважине снизился до 27,9 т/сут, обводненность увеличилась до 91%. Увеличение дебита жидкости в 2006-2007 гг. и в 2012-2016 гг. связано с мероприятиями по оптимизации режима работы скважины (спуск более производительного насоса). На 01.01.2017 г. скважина действующая, дебит жидкости по скважине составляет 308,4 т/сут.

Влияние закачки на рост обводненности продукции скважины не столь очевидно (в отличие от соседних скв.). ПГИ на определение причин обводнения на скважине не проводились. Поведение ВНФ и его производной (рисунок 9) характерно для случая обводнения скважины пластовыми водами (подтягивание конуса воды). Данный факт подтверждается результатами 6-ти компонентного анализа подтоварной воды: минерализация по скважине (2010-2013 гг.) составляла в среднем 27,7 г/л.

Рисунок 9 - Диагностическая диаграмма по скважине № 604

Накопленная добыча нефти по скважине составляет 157,6 тыс.т, жидкости – 1402,9 тыс.т, накопленный ВНФ – 7,9 д.ед.

Скважина №605 – горизонтальная (длина ГУ – 440 м), расположена в ВНЗ пласта Ю11, пробурена в нижнюю продуктивную часть пласта (рисунок 10), введена в эксплуатацию в мае 2006 г. с дебитом жидкости – 77,5 т/сут, дебитом нефти – 65,5 т/сут и обводненностью 15,5% (рисунок 11).

Рисунок 1 0 - Профиль горизонтальной скважины №605. Объект Ю11

Рисунок 1 1 - Динамика дебитов жидкости, нефти и обводненности. Скважина №605

В первые два года работы скважины (2006-2007 гг.) наблюдается снижение дебита жидкости с 77,5 до 40 т/сут, дебита нефти с 65,5 до 15,4 т/сут. Постепенный рост обводненности продукции с 14 до 39% отмечен после перевода под закачку скв.№602 (рисунок 12).

Также резкий рост обводненности до 68-85% при краткосрочном увеличении дебитов жидкости и нефти зафиксирован в феврале и ноябре 2008 г. после оптимизаций режима работы скважины (смены насосного оборудования).

Рисунок 1 2 - Динамика обводненности скв. 605 и приемистости скв. 602

При приемистости нагнетательной скв. на уровне 600-650 м3/сут темпы роста обводненности скв. 605 невысокие. При увеличении объемов закачки в 2010 году (приемистость 900-950 м3/сут) отмечен рост обводненности скв. 605. Скважина реагирует на изменение объемов закачки через 12-14 мес.

Росту обводненности способствует оптимизация режима работы скважины (ноябрь 2012 г. – смена ЭЦН5-30-2100 на ЭЦН5-125-2000). В данный период произошло увеличение дебита жидкости до 87 т/сут, нефти – до 12,8 т/сут. Проведение ВПП на скв.602 в июле 2013 г. привело к росту дебита жидкости до 100-120 т/сут, обводненность снизилась до 93%.


Библиографическая ссылка

Ахмадуллин Д.У. АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ М // European Student Scientific Journal. – 2018. – № 3. ;
URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=440 (дата обращения: 24.06.2024).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674