АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА РАБОТУ ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА «БЛОК 1 ЮГ» ВОСТОЧНОГО УЧАСТКА ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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.