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).