Анализ разработки пласта

2.4.2 Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин

Рис. 2.3

Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти меньше 1 т/сут. Это связано с высокой обводненостью пласта Д1.

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.

2.4.3 Анализ обводнения залежи

Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.

Текущая обводненость продукции действующих скважин 88,5%.

Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.

Рис. 2.4

Из диаграммы видно что все скважины обводнены, средняя обводненость продукции действующих скважин составляет 88,5%.

В настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. ( ГРП).

Прорыв нагнетаемой воды произошел по наиболее проницаемой части пласта со стороны нагнетательных скважин, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Разработка пласта Д1 за рассматриваемый период времени (2008-2012гг.) осуществлялась с изменением годовых отборов нефти как в меньшую, так и в большую сторону от запроектированных величин. В 2008, 2010-2012 г.г., фактические отборы нефти меньше проектных величин, а в 2009 году проектные показатели по добыче нефти ниже фактических, это связано с применением ГТМ на месторождении.

В 2010 г. годовой отбор нефти снизился почти в 2 раза по сравнению с предшествующим годом, а обводнённость выросла на 16,1%, вследствие чего произошло отставание от запроектированного уровня добычи нефти на 40 %. Причиной такого снижения послужила менее благоприятная фактическая динамика обводнения по сравнению с проектной (на 14,9% ниже запроектированной), а также более низкие дебиты скважин по нефти (на 38 % ниже проектных). Особенно сильно выросла обводнённость за последний год в скважинах №№75 (с 16 до 55,4 %), 251 (с 89,1 до 94,7 %), 609( с 68,6 до 87,9 %), 611 (с 62,9 до 79,3 %). Дебит нефти снизился: в скв.75 (с 62 т/сут до 30,6 т/сут), в скв.251 (с 11,3 т/сут до 4,9 т/сут), в скв.609 (с 16,1 т/сут до 6,8 т/сут), в скв.611 (с 47,3 т/сут до 25,1 т/сут).

Фактические годовые отборы жидкости в 2008-2012г.г. были ниже проектных (не превышали 67 - 87% от проектного уровня.)

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки представлено в таблице 2.3. и на рисунках 2.5-2.7

Рис 2.5

Рис 2.6

Рис 2.7

Таблица 2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.6 Определение эффективности разработки нефтяной залежи расчетными методами.

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводятся соответствующие расчеты, на основе которых делается вывод об эффективности системы разработки.

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

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

РАСЧЁТ.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

;

где м н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная 2,5 мПас; м В - вязкость воды, равная 0,5 мПас.

Рассчитанные параметры по скважинам hост, сводим в таблицу 2.6.

(1)

Где fв - текущая обводнённость скважины, доли ед: Н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Таблица 2.4 Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта

По данным таблицы 2.4. строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объе-мов, для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом:

1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Таблица 2.5 Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,13 д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,85 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,861 т/м3

И - пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, и = 1/b , где b объемный коэф. = 1,037; и=0,964

Qбал.ост .= vm аи (2)

Qбал.ост = 7670,210,790,8260,915

Qбал.ост= 56,3 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):

; (3)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 2330,2 тыс.т.; Qбал.ост - начальные балансовые запасы нефти, равные 8289 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,279 выше проектного 0,273 на 01.01.13. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки. Прежде всего это связано с несоответствием проектной и фактической обводнености скважин, а также суточного дебита добывающего фонда скважин Таким образом, проведенный анализ показал:

- Наряду с системой ППД на характер обводнения скважин влияет и пластовая система. Извлечение нефти происходит за счет нагнетания воды и подъема ВНК.

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

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно.

- близкие значения показателей степени выработки 88,2% и обводненности 88,5% косвенно определяют эффективность разработки;

- Фактические годовые отборы жидкости в 2008-2012г.г. были ниже проектных (не превышали 67 - 87% от проектного уровня.)

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки. Полученный КИН 0,279 выше проектного 0,273 на 01.01.13. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы 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.

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.

2.8 Рекомендуемые мероприятия

Эффективным методом воздействия на оставшиеся нефтенасыщенные пропластки является также применение метода акустического воздействия на призабойную зону пласта (АВ). Большим достоинством является дешевизна этого метода воздействия. Метод имеет большой радиус воздействия на пласты, позволяет включать в работу закольматированные и низкопроницаемые пропластки. Обладает высокой избирательностью воздействия (полоса воздействия толщиной до 1 м) на призабойную зону пласта и пласт в целом. Используется стандартная геофизическая станция. В комплект входит излучатель, источник питания, соединительные кабели.

Метод решает следующие задачи:

увеличение приемистости нагнетательных скважин;

выравнивание профиля приемистости с вовлечением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;

интенсификация притока жидкости в добывающих скважинах за счет очистки зоны перфорации от отложений твердых компонентов нефти, бурового раствора и т.д.

статистическая обработка данных по 73 скважинам одного из месторождений Западной Сибири показывает, что эффект наиболее значителен по малодебитным скважинам.

Весьма перспективным представляется применение технологии «Полисил», разработанной в Научно-производственном центре АО РИТЭК. Технология основана на гидрофобизации призабойной зоны пласта.

Материалы «Полисил» обладают уникальными физико-химическими свойствами. Они представляют собой химически инертные мелкодисперсные порошки на основе двуокиси кремния с частицами микронного и субмикронного размера. Частицы порошка обладают необычайно развитой поверхностью, химически модифицированной по специальной технологии для придания ей водоотталкивающих свойств. Частицы порошка легко проникают в пористую породу. После обработки коллектора, песчаники или карбонаты приобретают гидрофобные свойства, но при этом полностью сохраняют свою проницаемость. Лабораторные исследования по обработке искусственного керна материалом «Полисил» продемонстрировали возможность изменять фильтрационные свойства породы.

В зависимости от параметров обработки возможен режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только по нефти, с отсечкой воды. Первый режим применяется для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Второй режим применяется для увеличения добычи нефти или восстановления нерентабельных добывающих скважин. При обработке скважин требуется минимальное количество материала «Полисил» - от 0,5 до 15 кг, в зависимости от толщины обрабатываемого пласта.

Реагент «Полисил» не имеет аналогов как средство повышения приемистости или восстановления нагнетательных скважин. Проводилась обработка призабойных зон нагнетательных скважин с нулевой, слабой или быстрозатухающей приемистостью. После обработки, требующей всего 4-7 кг «Полисила», резко увеличивается приемистость при снижении давления нагнетания вследствие улучшения проницаемости пласта. Обработанные на месторождениях Западной Сибири, Республик Татарстана, Коми, нагнетательные скважины работают без уменьшения приемистости более года. Коэффициент успешности применения «Полисила» превышает 95 %, обработано реагентом «Полисил» 70 нагнетательных скважин. В результате обработки реагентом «Полисил» 20 нагнетатальных скважин на Повховском месторождении («Когалымнефтегаз») при практически одинаковых давлениях до и после обработки произошло многократное увеличение приемистости.

Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м3/сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.

Выводы

Накопленная добыча нефти на 01.01.2013 составляет 4295.7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,8%. Текущая нефтеотдача 0,525. В 2012 г. в залежь закачано 74,4 тыс. м3 воды, компенсация отбора жидкости закачкой составила 23,9 % при фонде нагнетательных скважин 1 единица. Приёмистость нагнетательной скважины составила 250,4 м3/сут. Всего на 01.01.2013 г. в залежь было закачано 4185,6 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 37,1%.

Разработка пласта Д1 за рассматриваемый период времени (2008-2012гг.) осуществлялась с изменением годовых отборов нефти как в меньшую, так и в большую сторону от запроектированных величин. В 2008, 2010-2012 г.г., фактические отборы нефти меньше проектных величин, а в 2009 году проектные показатели по добыче нефти ниже фактических, это связано с применением ГТМ на месторождении.

Проведенный технико-экономический анализ разработки показал, что наиболее эффективным проведения следующих мероприятий:

- вывод из бездействия 29 скважин;

- перевод 2 скважин под нагнетание;

- возврат скважин на вышележащие горизонты;

- бурение 35 вертикальных добывающих скважин;

- бурение 18 вертикальных нагнетательных скважин;

- бурение 1 БГС в вертикальных скважинах;

- бурение 4 БННС;

- бурение 2 скважин-дублеров;

- проведение в добывающих скважинах кислотного ГРП.

Внедрение вышеперечисленных мероприятий обеспечивает достижение конечного коэффициента нефтеизвлечения, равного 0,542.

Для увеличения производительности добывающих скважин проводились солянокислотные обработки призабойных зон с добавлением различных ингибиторов коррозии, дисолвана. В большинстве случаев использовался 12% раствор соляной кислоты; для увеличения приемистости нагнетательных скважин осуществлялась закачка глинокислоты и глинокислотных растворов, использовались пенокислотные обработки с добавлением кальцинированной соды, закачивался кислый гудрон.

Список использованных источников

1. Подсчёт запасов нефти и газа и проект разработки продуктивных пластов Чубовского месторождения НПУ «Ставропольнефть», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев, 1959г.,278с.

2. Подсчёт запасов нефти и газа (по всем залежам) и проект разработки пласта Б2 угленосного горизонта Белозёрского месторождения НПУ «Ставропольнефть», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев,1959г., 291с.

3. «Анализ разработки пласта Б2 угленосного горизонта Красноярского и Белозёрского месторождений»,1960г.

4. «Подсчёт запасов нефти и газа продуктивных пластов девона, нижнего и среднего карбона Белозёрского и Чубовского месторождений», 1962 г., институт «Гипровостокнефть», Куйбышев,1962г.,142с.

5. «Подсчёт запасов нефти и газа Белозёрско-Чубовского месторождения», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев, 1972г.

6. «Анализ разработки Белозёрско-Чубовского месторождения», институт “Гипровостокнефть”, Куйбышев,1972г.

7. «Уточнённый проект разработки по Белозёрско-Чубовскому нефтяному месторождению Куйбышевской области» (Отчёт), тема 10-78 этап I «Гипровостокнефть», Куйбышев,1978г.,81с.

8. «Подсчёт запасов нефти и растворённого газа по пластам А3, А4, В1 Белозёрско-Чубовского месторождения», ЦНИЛ, Куйбышев,1977, 214с.

9. «Пересчёт запасов нефти и газа Белозёрско-Чубовского месторождения Куйбышевской области» (Отчёт), тема 6-84, институт «Гипровостокнефть», 1985г.

10. «Проект разработки Белозёрско - Чубовского месторождения». Отчёт Гипровостокнефти, заказ-наряд 86.2522, этап 2. Рук. Темы: В.И.Колганов, Г.Н. Бережная, Куйбышев, 1986г, 340с.

11. Дополнительная записка к проекту разработки Белозёрско-Чубовского месторождения. Отчёт Гипровостокнефть к з/н 86,2522, этап 2, г. Куйбышев, 1989г., 57с.

12. Обоснование бурения дополнительных скважин на пласт Дк Белозёрско-Чубовского месторождения (договор №2/7), ЦНИЛ, рук. темы: Г.Б.Выжигин, А.А.Пакшаев, г. Самара, 1994г.

13. Анализ разработки месторождений ОАО «Cамаранефтегаз» с уточнением технологических показателей на период действия лицензий. (Отчёт), Самара, 1999г.

14. ОАО «Самаранефтегаз» Самарское областное Правление НТО нефтяников и газовиков им. Академика И.М.Губкина. Сборник: «Эффективность внедрения современных методов повышения нефтеотдачи пластов и новой техники в бурении скважин и добыче нефти в ОАО «Самаранефтегаз»», г.Самара, 1999 г.

15. «Текущее состояние разработки нефтяной залежи пласта Б2 Белозёрского месторождения НПУ «Ставропольнефть».Рук.темы: Аширов К.Б. Гипровостокнефть,1964г.

16. «Обоснование целесообразности бурения дополнительных скважин по Белозёрско-Чубовскому месторождению. ЦНИЛ, Куйбышев,1980, 46с.

17. Анализ разработки пласта Дк Белозёрско-Чубовского месторождения, ОАО «Самаранефтегаз», Самара,1998г.,319с.

Размещено на Allbest.ru