Анализ разработки пласта, объекта Д3 Западно-Коммунарское месторождение

Максимальное количество скважин в интервалах 20-30% и 70-80%

Распределение фонда скважин по дебиту нефти представлена в таблице 3.1.3

Рис. 2.4.3

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приводится в таблице и на диаграммах.

Таблица 2.5

Сравнивая проектные и фактические показатели, мы можем видеть что фактические показатели выше и разработка залежи ведется эффективно. Фактические показатели добычи нефти превышают проектные, во многом из-за того, что достигнута меньшая обводненность, чем проектная; фактическая закачка превышает проектную в 3-4 раза.

За последние 3 года фактические показатели лучше, чем проектные.

Проектный действующий фонд нагнетательных и добывающих скважин в 2008-2009 г. превышает факт на одну скважину. В 2008 году проектная добыча меньше фактической, но проектная обводненность больше на 10%.

Фактический дебит нефти в эти года намного превышает проектный и, соответственно, по факту закачка воды в 4 раза меньше.

В 2010 году проектная добыча нефти больше, чем фактическая, следовательно, и закачка воды по факту больше проектной.

2.6 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

По формуле рассчитываем эффективную толщину.

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

; где м _н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная для нашего примера 5,22мПас; м _В - вязкость воды, равная 1,00 м.Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 5,22.

Таблица 2.6

Данные для подсчета объемов зон дренирования сводим в таблицу.

Таблица 2.7 Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

m - коэффициент пористости = 0,12 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,67 д.ед.

-плотность нефти в поверхностных условиях, -=0,823 т/м³

и - пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, и = 1/b , где b объемный коэф. = 1,213;

таким образом и=0,824

Q_{бал.ост.}= vm аи

Q_{бал.ост}=59365*0,12*0,67*0,823*0,824

Q_{бал.ост}=3210т_ыс.т.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2):

;

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 1100,1 тыс.т.; Q_{бал.ост} - начальные балансовые запасы нефти, равные 6190 тыс.т. Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Как видно, достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,37 приблизительно сравним с проектным 0,315.

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Для наиболее полной и эффективной выработки запасов нефти пласта необходимо:

-бурение проектных скважин на неохваченных выработкой участках залежи в зонах максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин;

-внесение корректив в существующую систему ППД;

-внедрение методов физико- химического воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Степень выработки НИЗ составляет 56,0 %. Система размещения скважин неупорядоченная. Пласт не достаточно охвачен дренированием. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м.

В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№ 89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№ 198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть. В скв.89 предполагается приобщение пласта ДII в 2015 г. для проведения совместно-раздельной закачки. Замер закачиваемой воды в случае проведения совместной закачки будет производиться раздельно по каждому пласту.

Скважины расположены на структуре по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 350-450 м в зонах остаточных нефтенасыщенных толщин до 6 м.

Бурение добывающих скважин намечается: в 2012г. скв. 109. Резервные скв. 198 и 199 намечаются к бурению в 2019г. Бурение нагнетательных скважин намечается: в 2011г. - скв.191, зависимой от результатов бурения скв.190; в 2013г. скв.195 зависимой от результатов бурения скв.93. Дальнейшая разработка залежи будет осуществляться 15 добывающими и 6 нагнетательными скважинами.

Разработка включает комплекс мероприятий по физико-химическому воздействию на пласт и призабойную зону скважин.

Для снижения скин-фактора в призабойной зоне рекомендуются глинокислотные обработки. С целью снижения обводненности добывающих скважин и выравнивания профиля притока предлагается использовать для ОПЗ полимерные материалы - кремнийорганические соединения, а именно составы «АКОР», разработанные в ОАО «НПО «Бурение».

Для повышения степени выработки слабодренируемых запасов нефти предлагается к внедрению потокоотклоняющая технология на основе неорганического геля, включающая в себя закачку реагента «ГАЛКА» через систему нагнетательных скважин.

К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс.т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

К концу разработки, в 2067 г., накопленный отбор нефти составит 3,661 тыс.т. при предельной обводненности продукции 98,1 %, конечный КИН будет равен 0,589 при утвержденном 0,624.

Разработка пласта ДIII предполагает в отдельных скважинах совместно-раздельную эксплуатацию: в скв. 103 совместно с пластом ДI, в скв. 111 совместно с пластом ДII. Изменения учитываются в экономических расчетах с учетом дополнительных затрат на совместную эксплуатацию.

Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс.т остаточных извлекаемых запасов.

Максимальный годовой отбор нефти - 219,6 тыс.т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс.т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

ВЫВОД

Пласт ДIII терригенный, характеризуются средними коллекторскими свойствами (проницаемость 0,1859 мкм², пористость 17%, соответственно). Нефть - маловязкая. Пластовая температура - 76⁰С. Пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут. Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 г.г. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)

На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011г.г. (всего - 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия (1988 - 2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

3-ая стадия (2005-2011гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97 %. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011г. составляло 19,7 МПа.

Залежь нефти пласта ДIII вступила в разработку в марте 1988 г. скважиной № 56.

Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Сетка скважин неравномерная по площади залежи. Наиболее плотно разбурена северо-восточная часть залежи. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м. Пласт не достаточно охвачен дренированием в центральной части, на юго-западном и юго-восточном участках залежи. Плотность сетки скважин в среднем по залежи составляет 42,5 га/скв.

Остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину равны 196,9 тыс.т.

Начальное пластовое давление по залежи принято равным 36,2 МПа. Динамика пластового давления говорит о снижении его за 20 лет разработки в среднем по залежи на 15 МПа. Разработка залежи в начальный период при стабильных годовых отборах жидкости указывает на то, что залежь разрабатывалась на естественном упруговодонапорном режиме с достаточно активной связью с пластовой водонапорной областью.

Для дальнейшего проектирования разработки построена трехмерная модель пласта и проведен расчет технологических показателей разработки на перспективу имеющимся фондом скважин (1 вариант), построены карты текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на 01.01.2011 г. и остаточных нефтенасыщенных толщин на конец разработки. Согласно расчету, при существующей системе разработки величина конечного КИН составит 0,519, коэффициент охвата вытеснением - 0,745.

В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№ 89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№ 198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть

Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс.т остаточных извлекаемых запасов.

Максимальный годовой отбор нефти - 219,6 тыс.т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс.т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Спутник нефтяника. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа, М.: Недра, 1971г.

2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Д. Уолкотт, М.: ЮКОС, 2001г.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998

Размещено на Allbest.ru