Анализ системы поддержания пластового давления на Вынгапуровском месторождении

Анализ системы поддержания пластового давления на Вынгапуровском месторождении

В статье система подержания пластового давления рассматривается в качестве одного из приоритетных направлений в разработке Вынгапуровского месторождения. Развитие и совершенствование системы заводнения позволяет поднять показатели разработки месторождения, обеспечить оптимальную накопленную и текущею компенсацию, подержать пластовое давление и осуществить выполнение проектных показателей по добыче нефти и попутного газа, в конечном итоге увеличить текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи.

Аннотация статьи
система заводнения
разработка
месторождение
добыча нефти
приемистость
нагнетательные скважины
подержания пластового давления
Ключевые слова

Вынгапуровское месторождение открыто в 1968 году, как газовое (сеноман). В 1978 году, установлено наличие нефтегазовых залежей в отложениях нижнего мела, в дальнейшем и юры. В разработку месторождение введено в 1982 году, как нефтегазоконденсатное.

Закачка воды с целью ППД ведется на месторождении с 1984 года. Всего в продуктивные пласты закачано 254,9 млн.мводы (удельный объем закачки в одну скважину – 402,7 тыс.м3), на долю основного объекта БВ81 приходится 212,9 млн.м3 закачанной воды (83,5%) [2, с. 31]. Всего в продуктивные пласты закачано 254890 тыс.м3 воды, в среднем 402,7 тыс.м3 на одну нагнетательную скважину. Динамика основных технологических показателей нагнетательных скважин приведена ниже (рис. 1).

Рис. 1. Динамика фонда и показателей эксплуатации нагнетательных скважин

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой - 110,6%. За 2015 год объем закачки в целях ППД составил 28691,8 тыс. м3. По состоянию на 01.01.2016 года накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 332 млн. м3. В действующем нагнетательном фонде находится 320 скважин [3, с. 6]. С приемистостью менее 50 м3/сут. работает 31 скважина, с приемистостью 50-200 м3/сут. и 200-500 м3/сут. под закачкой находится большая часть действующего фонда – 147 и 132 скважины, с приемистостью более 500 м3/сут. десять скважин, приведена ниже (рис. 2).

Рис. 2. Распределение нагнетательного фонда по приемистости и накопленной закачке воды

Закачка воды с целью поддержания пластового давления пласта на месторождении начата в 1984 годуВ настоящее время, по состоянию на 01.01.2016 года, подтоварная и сточная вода является основным, пресная, апт-сеноманская вода дополнительным источником водоснабжения системы ППД месторождения [4, с.13]. За 2015 год объем закачки в целях ППД составил 28692 тыс. м3. По состоянию на 01.01.2016 года общий накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 333 млн. м3. Динамика годовых объемов закачки воды по группе пластов БВ, ЮВ, Ач.и в целом по месторождению за период с 2011 года по 2015 год показана в таблице.

Таблица

Динамика годовых объемов закачки воды

Год

Закачка воды, тыс.м3

гр.пластов

по месторождению

гр.пл.БВ

гр.пл.ЮВ

гр.пл.Ач.

всего

в т.ч.по ХМАО

в т.ч.по ЯНАО

2011

19060,6

965,6

0,0

20026,2

10785,5

9240,7

2012

19791,3

2054,7

0,0

21846,0

11326,2

10519,8

2013

21067,9

3068,1

32,1

24168,1

12255,3

11912,8

2014

22092,6

2489,0

374,5

24956,1

12610,9

12345,2

2015

25546,0

2376,8

769,0

28691,8

14573,6

14118,2

Графически динамика годовых объемов закачки воды по группе пластов БВ, ЮВ, Ач. за период с 2011 года по 2015 год представлено ниже (рис. 4).

Рис. 4. Динамика годовых объемов закачки воды

По группе пластов БВ за анализируемый период, с 2011-2015гг., объемы закачки воды составили 19060,6-25546 тыс. м3. Объем закачки воды по группе пластов БВ составляет 89% от общего объема закачки воды на месторождении.

По группе пластов ЮВ за анализируемый период, с 2011-2015 гг., объемы закачки воды составили 965,6-2376,8 тыс. м3. Объем закачки воды по группе пластов ЮВ составляет 8,3% от общего объема закачки воды на месторождении. По группе пластов Ач. за анализируемый период, с 2011-2015 гг., объемы закачки воды составили 32,1-769 тыс.м3. Объем закачки воды по группе пластов Ач. составляет 2,7% от общего объема закачки воды на месторождении [4, 5].

В целом по месторождению, за период эксплуатации с 2011года по 2015 год, объемы закачки воды постепенно увеличивались с 20026,2 тыс. мдо 28691,8 тыс.м3 в год.

В 2015 году по сравнению с предыдущим периодом, с 2014 годом, объем закачки воды увеличился в 1,15 раза и составил 28691,8 тыс. м3. На рисунке 5 представлена динамика закачки воды в целом по месторождению с начала организации закачки, с 1984 года по 2015 год. представлено ниже (рис. 5).

Рис. 5. Динамика годовых объемов закачки воды в целом по месторождению

Как видно по данным рисунка 2.5, максимальный объем закачки воды в целом по месторождению был достигнут в 2015 году, и составил 28691,8 тыс. м3, в т.ч. в пределах ХМАО-14573,6 тыс. ми 14118,2 тыс. м3.

Выводы

За 2015 год объем закачки в целях ППД составил 28691,8 тыс. м3. По состоянию на 01.01.2016 года накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 332 млн. м3. Тема актуальная и анализ необходим на текущей стадии разработки.

В целом по месторождению, за период с 2011 года по 2015 год, фактические объемы закачки воды были выше проектных значений. Объем закачки воды в 2015 году составил в целом по месторождению 28691,8 тыс. м3, несколько больше, чем проектная величина.

Текст статьи
  1. «Технологическая схема разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения», ООО «Газпромнефть НТЦ» (протокол ЗС ЦКР РОСНЕДР по УВС № 5731 от 07.11.2013 г.). (Действующий).
  2. «Проект пробной эксплуатации залежей 1, 2 пласта Ач03-1 (район скважины 45Р) Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения», ООО «Тюменское проектное бюро» (протокол ЗС ЦКР РОСНЕДР по УВС № 6153 от 24.12.2014 г.)
  3. Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 г. № 12р
  4. Приказ МПР РФ № 61 от 21.03.2007 г. «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».
  5. РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». (Введены в действие 01.03.2002 г., приказ Минэнерго РФ № 30 от 05.02.2002 г).
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 24 июля по 30 июля
Осталось 2 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
03 августа
Загрузка в eLibrary
03 августа
Рассылка печатных экземпляров
11 августа