Пластовое давление. Температура пласта
Начальное пластовое давление на башкирском объекте составляло 11,8 МПа. К 1988 году произошло снижение средневзвешенного пластового давления до 8,3 МПа. После введения системы ППД произошел подъем среднего пластового давления до 10,2 МПа, а затем и до 11,1 МПа. С 2000 года, в связи с ростом отборов жидкости при снижении уровня компенсации отборов закачкой, среднее пластовое давление снова начало снижаться. В начале 2008 года началось падение уровней добычи нефти на объекте, одной из причин которого стало неуклонное падение пластового давления с 2007 года как следствие неполного охвата площади залежи системой ППД и недостаточной компенсации отбора при интенсификации отборов. К середине года пластовое давление в целом по залежи опустилось до уровня 9,76 МПа. С целью преодоления сложившейся негативной тенденции интенсифицировались работы по расширению системы ППД на неохваченные закачкой части залежи.В последние годы текущая компесация стабилизировалась на уровне 54 %, пластовое давление –на уровне 10,4-10,6 МПа. По состоянию на 01.01.2013 г. пластовое давление, средневзвешенное по площади залежи, составило 10,4 МПа (снижение от уровня начального на 12 %).
На рисунке 5.30 представлена динамика среднего пластового давления по объекту и изменение текущей компенсации отбора закачкой. Зависимость величины пластового давления от компенсации отборов закачкой совершенно очевидна.
Рисунок 5.30 – Динамика пластового давления и компенсации отборов по башкирскому объекту
Вследствие инфраструктурных и ресурсных ограничений увеличение закачки теплоносителя невозможно, поэтому рост закачки в целом происходит за счет роста закачки подтоварной воды.
За последние пять лет системой ППД охвачена практически вся площадь залежи. В 2008 году переведено под закачку 25 скважин: из консервации – четыре скважины, из нерентабельных добывающих скважин – 19, из бездействующих добывающих скважин – две.В 2009 году переведено под нагнетание 14 скважин: из консервации – четыре скважины, из нерентабельных добывающих скважин – девять, из контрольных – одна,введено из бездействия – три, из освоения – одна. В 2010 году под нагнетание переведено три скважины из добывающего фонда, введено из бездействия 13 скважин. В 2011 году семь нагнетательных скважин выведено из бездействия, шесть скважин переведены под закачку из отработки на нефть (три – из действющего добывающего фонда, три – из консервации). Еще четыре нагнетательных скважин выведено из бездействия в 2012 году.
На рисунке 5.31 и на графическом приложении 17 представлено распределение пластового давления по состоянию на конец 2012 года.
Рисунок 5.31 – Распределение пластового давления на башкирском объекте на 01.01.2013 г.
На объекте сформирована система обращенных семиточечных элементов. Исторически система ППД на объекте формировалась, начиная с центральной части площади. Затем под закачку переводились скважины в элементах, расположенных севернее и южнее первоочередного (центрального) участка воздействия. В последнюю очередь были сформированы площадные элементы заводнения на северо-западных и северо-восточных участках залежи. В настоящее время без закачки остались только отдельные элементы в краевых зонах залежи. Таким образом, распределение текущего пластового давления по объекту в определенной мере закономерно и зависит от степени реализации проектной системы разработки. Уровень оптимальной компенсации, согласно гидродинамическим расчетам на ПДГТМ, составляет 55-60 %. В целом зона отбора хорошо охвачена системой ППД, но имеет место неравномерная по площади компенсация отбора закачкой (в отдельных зонах центральной части залежи имеет место компенсация отбора ниже 40 %). В зонах с недостаточной компенсацией отбора для предотвращения резкого обводнения рекомендуется при постепенном увеличении закачки выполнение ГТМ по выравниванию профилей приемистости и по изоляции промытых пропластков.
При применении на объекте различных технологий воздействия энергетическому состоянию объекта должно уделяться большое внимание, однако в последние годы наблюдается недостаток выполняемых замеров пластового давления. Количество выполненных замеров по пьезометрическим и действующим нагнетательным скважинам значительно ниже рекомендованного в дополнении к технологической схеме 2011 года (100 % опорной сетки скважин ежемесячно). По этой причине, а также из-за отсутствия текущих замеров (за последний квартал) по добывающим скважинам в зонах со значительно пониженным пластовым давлением построить достоверную картину распределения текущего пластового давления и оценить текущую эффективность системы ППД проблематично.
По состоянию на 01.01.2013 г. среднее забойное давление на добывающих скважинах составляет 4,0 МПа, средний динамический уровень – 786 м. Распределение скважин по забойному давлению и динамическому уровню представлено на рисунке 5.32. Половина скважин работают при динамическом уровне более 800 м, и только 9 % скважин – с уровнем менее 500 м. Большинство скважин (88 %) работают с забойным давлением в диапазоне 2,2-8 МПа. С забойными давлениями ниже допустимого забойного давления (Рзаб.доп.=2,2 МПа)работают15 % добывающих скважин. Поэтим скважинам следует проводить ГТМ, направленные на увеличение продуктивности. С забойным давлением между допустимым давлением и давлением насыщения (Рнас=3,7 МПа) работает около четверти скважин.С забойным давлением выше давления насыщения – около половины скважин. Проведение увеличения отборов по части скважин из этой группы сдерживается инфраструктурными ограничениями по объему жидкости.
Рисунок 5.32 – Распределение фонда скважин башкирского объекта по забойному давлению и динамическому уровню
В связи с применением на башкирском ярусе тепловых методов воздействия на пласт контролю пластовых температур всегда уделялосьбольшое внимание. Закачка теплоносителя на башкирском объекте чередовалась с закачкой холодной пресной и подтоварной вод, и распределение температуры по площади залежи существенно менялось во времени. В последние годы контроль за изменением пластовой температуры ведется путем периодического снятия термограмм в контрольных и наблюдательных скважинах, снятия термограмм при проведении ГТМ в добывающих и нагнетательных скважинах, а также путем фиксирования температуры добываемой жидкости на устье добывающих скважин и температуры закачиваемых агентов на устье нагнетательных скважин. В 2011-2012 г.г. по объектув ходе проведения ГТМ было снято 664 термограммы. На рисунке 5.33 представлено распределение пластовой температуры по состоянию на 01.01.2013 г., выполненное по данным термограмм за 2012 год.
Распределение зон с повышенными температурами по площади залежи объекта закономерно – наибольшая их концентрация в зонах текущей закачки теплоносителя. Средняя температура в залежи. составляет 31,8 °С (она повысилась на 1,8 °С по сравнению с состоянием на 01.01.2011 г.).
По состоянию на 01.01.2013 г. распределение температуры по площади объекта следующее:
– в зоне текущей закачки теплоносителя пласт в районах добывающих скважин прогрелся до 30-86 °С (в среднемдо 40,7 °С);
– в зонах, где осуществлен переход от закачки теплоносителя к закачке подтоварной воды, в пласте сохраняется повышенная температура (в среднем 34,5 °С).
Рисунок 5.33 – Распределение температуры башкирского объекта по состоянию на 01.01.2013 г.