Анализ влияния нагнетательных скважин на работу добывающего фонда на примере объекта «блок 1 юг» восточного участка оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Анализ влияния нагнетательных скважин на работу добывающего фонда на примере объекта «блок 1 юг» восточного участка оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Актуальность исследования обусловлена все большим истощением продуктивных пластов эксплуатируемых месторождений в процессе их длительной разработки и эксплуатации и в связи с этим необходимостью поддержания пластового давления и производительности пласта посредством нагнетательных скважин. В данной статье было проанализировано влияние нагнетательных скважин на работу добывающего фонда на примере Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Авторы публикации

Рубрика

Нефтегазовое дело

Журнал

Журнал «Научный лидер» выпуск # 30 (75), июль ‘22

Дата публицакии 20.07.2022

Поделиться

Одним из основных способов поддержания пластового давления и поддержания производительности продуктивных пластов является использование нагнетательных скважин.

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов.

Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида.

Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

  • газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;
  • по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Нагнетательные нефтяные скважины обеспечивают:

  • возможность поддержания нужного уровня пластового давления;
  • возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых;
  • подачу рабочих агентов в пласты нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять флюид. [1]

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1966 году в 30 км от города Оренбург разведочной скважиной №13 и находится в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Это самое крупное в России и одно из крупнейших в мире сероводородо – и гелийсодержащее месторождение.

Мощность газоносной толщи составляет около 550 м. Балансовые запасы на текущий момент составляют порядка : 600 млдрд. м3 газа, 270 млн тонн нефти и газа.

В геологическом разрезе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) принимают участие (сверху вниз) терригенные верхнепермско-четвертичные отложения, соленосные кунгурские породы и карбонатные каменноугольно-нижнепермские отложения.

Газоконденсатная залежь находится в известняках подсолевого комплекса на глубине 1300-1800 м и имеет размеры 125x25 км, толщину до 520 м, подстилается мощной (1000-1500 м) водонапорной системой. Покрышкой залежи служат соленосные породы кунгура. [2]

Предметом рассмотрения данного исследования является один эксплуатационный объект артинских отложений – Блок 1 Юг.

Общий фонд составляет 653 скважины, из которых 267 скважин (40%) пробурены за последние 4 года (темп отбора почти 1,5%).

Как видно из графика (Рис. 1), с момента интенсивного наращивания темпов освоения месторождения, снижается пластовое давление. В среднем, пластовое давление снизилось на 25 – 30 %, в зонах отбора ряда добывающих скважин на 43 % и составляет на уровне 15 МПа. Очагами заводнения охвачено не более 20 % площади, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:18.  [3]

pastedGraphic.png

Рис. 1 – Зависимость пластового давления от темпов освоения месторождения

Для более детального рассмотрения влияния нагнетательных скважин  на добывающие, было выделено 3 участка, схема размещения которых представлена на рисунке 2, одновременно совмещенная с картой накопленных отборов. Так как система воздействия организована единичными скважинами, оконтуривание участков осуществлялось исходя из окружения добывающими скважинами, нагнетательных. А также с учетом текущей, утвержденной геологической модели, здесь больше подразумеваются разломы, разделяющие на отдельные блоки.

pastedGraphic_1.png

Рис. 2 – Схема размещения участков заводнения.

В таблице 1 представлены текущие показатели по выделенным участкам, из которых видно, что начало формирование очагов заводнения в основном датированы 2013 – 2017 годами, ведение отборов начато уже в начале 2013-2014 г. Отбор от НИЗ изменяется от 4 до 14 %, однако, данные значения являются приблизительными, т.к. не учитываются перетоки между участками и взяты поскважинно.

 

Таблица 1 – Показатели разработки участков

 

Участки

1

2

3

Эксплуатационные объекты

Блок I Юг

Дата начала эксплуатации

2014

2013

2013

Дата начала закачки

2017

2017

2018

Добыча нефти, тыс. т

2,1

2,8

0,9

Нак. добыча нефти, тыс. т

29

169

82

Отбор от НИЗ, %

4

14

10

Добыча жидкости, тыс. т

3,0

6,1

1,0

Нак. добыча жидкости, тыс. т.

31

601

85

Добыча газа, млн. м3

2,9

1,8

0,6

Нак. добыча газа, млн. м3

34

119

56

Закачка воды, тыс. м3

1,1

0

1,4

Нак. закачка, тыс. м3

156

151

123

Дебит нефти, т/сут

22,7

30,7

10,1

Дебит жидкости, т/сут

22,6

66,7

10,3

Обводненность, %

30,3

54,0

1,1

Приемистость, м3/сут

279,8

0,0

92,2

ГНФ., м3

1381

634

620

Компенсация текущая

24

0

84

Компенсация накопленная

300

21

84

 

На участке № 1 (Рис. 3), с момента организации закачки в 2018 году отмечается влияние и увеличение дебитов, последующий ввод в 2019 году сопровождался ГТМ и отследить прямого влияния возможности нет.

pastedGraphic_2.png

Рис. 3 – Данные по участку №1

 

pastedGraphic_3.png

Рис. 4 – Данные по участку №1 - поскважинно

На рисунке 4 можно увидеть реакции в разрезе скважин, отклик происходит как по дебитам – это верхние две скважины 1200G и 1206-1G, а также по динамике ГФ – снижение – это прослеживается по скважине 1429G.

На участке 2 (Рис. 5) также, с момента начало закачки в конце 2017 года, мы видим увеличение дебитов, последующий резкий скачок связан с проведением ГТМ на одной из скважин участка.

pastedGraphic_4.png

Рис. 5 - Данные по участку №2

В разрезе скважин (Рис. 6) мы видим реакцию на ввод ППД, одновременно с отключением нагнетательной скважины, наблюдается рост ГФ – скв. 1434, верхний график.

pastedGraphic_5.png

Рис. 6 - Данные по участку №2 – поскважинно

На участке № 3 (Рис. 7), с момента ввода очага заводнения, наблюдается стабилизация падения дебитов жидкости и нефти.

pastedGraphic_6.png

Рис. 7 - Данные по участку №3

В разрезе поскважинно (Рис. 8), это прослеживается на двух скважинах 1131-2G и 1441G. ГФ также снижается  в 2019 году с момента наращивания закачки – скв. 1441.

pastedGraphic_7.png

Рис. 8 - Данные по участку №3 – поскважинно

На рисунках 9 и 10 произведено сравнение выбранных участков с ППД, отдельно по эксплуатационным объектам, в сравнении с участками, которые разрабатываются на естественном режиме.

pastedGraphic_8.png

Рис. 9 – Блок 1 юг без ППД.

pastedGraphic_9.png

Рис. 9 – Блок 1 Юг с ППД

Темп изменения дебита жидкости, приведенный в линейном формате – это черная линия, увеличивается на графиках, где отображены участки разрабатывающиеся с применением нагнетательных скважин.

Таким образом, на основании проанализированного материала можно сделать вывод, что на Блоке 1 Юг Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения косвенно, с учетом вышеперечисленных показателей поскважинно в участках, применение нагнетательных скважин дает свою эффективность, но не в достаточной степени.

Список литературы

  1. Neftegaz.ru [Электронный ресурс]: Нагнетательная скважина – URL: https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147611-nagnetatelnye-skvazhiny/ (дата обращения 25.07.2022) – Текст : электронный.
  2. Neftegaz.ru [Электронный ресурс]: Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ). – URL: https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141624-orenburgskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie-ngkm/ (дата обращения 25.07.2022) – Текст : электронный.
  3. Дополнение к технологическому проекту разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения : Книга 1 / АО «ТАНДЕМ»; – А.В. Деревесков ; А.В. Черняев [и др.] – Тюмень, 2021. – 255 с. – Текст: электронный.

Предоставляем бесплатную справку о публикации,  препринт статьи — сразу после оплаты.

Прием материалов
c по
Осталось 5 дней до окончания
Размещение электронной версии
Загрузка материалов в elibrary