Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 19 из 29)

В заключении можно отметить, что в целом действующий фонд нагнетательных скважин Хохряковского месторождения фонд нагнетательных скважин выше проектного, в основном за счет организации очагового заводнения в зонах пониженных давлений (зона стягивания сформированных блоков). В то же время можно отметить ряд негативных моментов сложившегося состояния системы заводнения:

1) В 40 % случаев (80 скважин) нагнетательные скважины

3 эксплуатируются с приемистостью ниже 100 м /сут, из них 47 скважин

3 работают с приемистостью ниже 50 м /сут.

2) По состоянию на 1.01.2005 года 47 скважин находится в

бездействии, в последние три года К исп. нагнетательного фонда в 2004 году

не превышал - 0,74. Одной из основных причин бездействия скважин является отсутствие приемистости.

3) Часть скважин (20 %) эксплуатируется с устьевыми давлениями выше 16 МПа, а это в свою очередь может быть причиной возникновения техногенных трещин в продуктивном пласте и ухода в них закачиваемой воды. В этом случае значительную часть объема закачки можно считать неэффективной, когда основная ее масса фильтруется по ограниченному объему пласта или вообще не воздействует на продуктивный разрез и не оказывает необходимого влияния на энергетическое состояние залежи. Об этом же свидетельствует низкое пластовое давление в зоне отбора (21 МПа) при незначительном отставании от проектных значений компенсации.

В сложившейся ситуации основные усилия по повышению эффективности системы заводнения должны быть направлены на оптимизацию работы нагнетательных скважин.

В первую очередь программа ГТМ должна быть направлена на запуск нагнетательных скважин из бездействия и перевод добывающих скважин под

закачку в разрезающих и поперечных рядах с целью окончания формирования проектной, блочно-замкнутой системы нагнетания.

В скважинах с низкой приемистостью необходимо проведение ОПЗ. Кроме того, необходимо проведение работ по выравниванию профиля приемистости с применением технологий МУН, адаптированных к геологическим особенностям Хохряковского месторождения.

4.3. Контроль за разработкой Хохряковского месторождения

Динамика пластового давления в зоне отбора и в зоне закачки, а так же текущая и накопленная компенсации приведены на рисунке 4.21.

В период с 1991 по 1995 год пластовое давление в зоне отбора незначительно снижалось с 23,1 МПа до 22,7 МПа, этот этап соответствует реализации пяти-рядной системы заводнения и характеризуется растущей накопленной компенсацией и текущей компенсацией 130-140%.

В дальнейшем на месторождении, начиная с 1995 года, реализуется блочно замкнутая система, создаваемая за счет введения поперечных разрезающих рядов. Период с 1995 по 2004 год характеризуется значительным увеличением отборов жидкости и закачки (таблица 4.7). Текущая компенсация при этом постепенно снижается с 132 % в 1995 году до

110 % в 2004 году. Накопленная компенсация при этом снижается со 129 % в

1995 году до 117% в 2004 г.

Рис.4.21. Динамика изменения пластового давления и компенсации

Максимальное снижение пластового давления на Хохряковском месторождении отмечалось в 2002 году – 20,4 МПа (рис. 4.21). Это связано со значительным увеличением отборов жидкости превышающими на 89 % отборы жидкости, предусмотренные проектом. Закачка в 2002 году превышала проект на 70%. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин к концу этого периода составило 1 : 2,4.

В последние годы (2002-2004гг.) отмечается незначительное

увеличение пластового давления как в зоне отбора, так и в зоне закачки при том же уровне компенсации отборов жидкости закачиваемой водой. Это связано с окончанием формирования блочно замкнутой системы заводнения и увеличением числа нагнетательных скважин. Так за последние два года фонд нагнетательных скважин увеличился на 60 скважин, а соотношение действующего нагнетательного и добывающего фонда составило 1 : 1,9 ( по проекту 1 : 3). Энергетическое состояние в этот период можно оценить по картам изобар по объекту ЮВ_1-2 по состоянию на 1.01.2003 и 1.01.2005, приведенных в графических приложениях (4. 3 и 4. 4)

Как видно из карты изобар по состоянию на 1.01.2003 года в зонах стягивания многих блоков отмечаются обширные зоны пониженного давления (менее 19 МПа), а в отдельных скважинах пластовые давления

были снижены до 15-17 МПа.

Состояние компенсации, соотношение добывающих и нагнетательных скважин, пластовое давление в зоне отбора и площадь по всем 32 блокам месторождения приведены в таблице 4.7.

Анализ показал, что основным фактором, влияющим на пластовое давление в зоне отбора, является накопленная компенсация. Это подтверждается достаточно высоким коэффициентом корреляции (0,399) зависимости между этими параметрами (рис. 4.22).

Таблица 4.7 Данные по компенсации Хохряковского месторождения

(по блокам)

Блок	Площадь, 2 км	Текущая компенсация,%	Накопленная компенсация,%	Пластовое давление в зоне отбора, МПа
1	4,52	192	180	21,4
2	3,54	91	124	21,5
3	2,25	102	182	24
4	5,06	103	85	20,3
5	4,93	95	137	20,2
6	2,31	90	114	18,3
7	3,31	302	227	22,6
8	4,94	88	166	24,2
9	4,94	111	129	20
10	4,86	165	102	18,4
11	2,70	37	56	22,8
12	3,83	139	191	22,2
13	3,67	133	101	20,9
14	3,91	103	100	20,6
15	6,11	103	85	20
16	4,75	140	131	22,9
17	4,95	91	108	22,3
18	4,97	105	152	22,1
19	7,01	104	89	20
20	3,06	142	288	23,5
21	5,14	132	137	21
22	5,03	120	132	19,5
23	6,25	104	99	21
24	2,64	196	189	23,9
25	4,86	148	116	20,1
26	5,11	121	115	19,8
27	4,32	124	88	18,8
28	4,46	112	97	20,5
29	4,17	60	84	19,3
30	3,61	125	121	20
31	2,95	51	41	18,5
32	5,32	136	189	21,6

Рис. 4.22. Зависимость пластового давления от накопленной компенсации по блокам Хохряковского месторождения

Анализ применения очагового заводнения

В период с 2002 по 2004 год с целью повышения пластового давления под закачку переводились скважины в зонах максимального снижения давления (в большинстве случаев центральная, наиболее удаленная от линий нагнетания, часть зоны стягивания блоков). Всего в зонах стягивания в период с 2002 по 2004 год переведено под закачку 50 скважин, в том числе: