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]
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.
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/т |
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.
Рис. 3 – Данные по участку №1
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.
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.
Рис. 6 - Данные по участку №2 – поскважинно
На участке № 3 (Рис. 7), с момента ввода очага заводнения, наблюдается стабилизация падения дебитов жидкости и нефти.
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.
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.
Рис. 9 – Блок 1 юг без ППД.
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
- Neftegaz.ru [Электронный ресурс]: Нагнетательная скважина – URL: https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147611-nagnetatelnye-skvazhiny/ (дата обращения 25.07.2022) – Текст : электронный.
- 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.
- 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.