Мероприятия за контролем процесса разработки

Западно - Лениногорская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 – 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м³.

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Западно – Лениногорской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из – за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 – 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно для поздней стадии разработки.

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 – 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Западно – Лениногорской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах.

Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 –2 пластов и оптимизации плотности сетки.

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС в зимнее время и создание более гибкой системы ППД.

В результате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

В связи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Западно – Лениногорской площади был проведен анализ

форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

Первое направление: с точки зрения текущего увеличения отбора нефти было проведено сопоставление показателей работы каждой скважины за одинаковый период работы (год) до и после перевода на более производительный насос.

В 21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах – уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти – 97,7%.

Второе направление анализа – определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах: накопленная добыча нефти – логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков, подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

Была проанализирована работа форсированных и окружающих их добывающих скважин, чтобы выяснить, как повлияло форсирование на дебиты соседних скважин. Было проверено соответствие перфорации между форсированной и окружающими скважинами.

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10 скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин.

Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

При форсировании отдельных скважин за счет интенсификации происходит уменьшение отбора жидкости по окружающим скважинам, поэтому необходимо применять форсированный отбор на определенных участках, выбранных с учетом направления основных потоков движения нагнетаемой воды.