Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Арнияз

Методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Арнияз

Закачка в пласт газов и растворителей для повышения нефтеотдачи пластов. Анализ текущего состояния разработки месторождения. Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид диссертация
Язык русский
Дата добавления 23.05.2018
Размер файла 2,2 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан

Бухарский технологический институт пищевой и лёгкой промышленности

Кафедра: «Техника и технология нефтегазовой промышленности»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискания академической степени магистра

Методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Арнияз

Специальность: 5А 540301-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Фозилов Бекзод

Бухара-2011г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

АННОТАЦИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Глава I. Закачка в пласт газов и растворителей для повышения нефтеотдачи пластов

1.1 Вытеснение нефти двуокисью углерода

1.2 Механизм процесса вытеснения нефти

1.3 Технология и система разработки

1.4 Вытеснение оторочкой двуокиси углерода

1.5 Системы разработки

Глава II. Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1 Общие сведения о месторождении Арниез

2.2. Характеристика фонда скважин

2.3 Анализ технологических показателей разработки

Глава III. Анализ состояния выработки запасов нефти

3.1 Изучение характера внедрения воды и газа по отдельным участкам

3.2 Анализ динамики темпа отбора и текущего коэффициента нефтеотдачи

3.3 Прогноз добычи нефти по действующим скважинам

Глава IV. Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин

4.1 Выполнение мероприятий по контролю за процессом разработки

Глава V. Оценка эффективности процесса разработки. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

5.1 Классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов (ГМПН)

5.2 Определение эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов

Глава VI. Поддержание пластового давления нагнетанием газа

6.1 Теоретические основы процесса нагнетания газа для поддержания пластового давления

6.2 Разновидности нагнетания газа

6.3 Прогноз технологических показателей разработки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

пласт газ нефтеотдача скважина

АННОТАЦИЯ

В работе рассмотрены системы разработки месторождения Арнияз. Приведены методы поддержание пластового давления нагнетанием газа, На основе исследований даны оценки эффективности процесса разработки гидродинамическими методами повышения нефтеотдачи и оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки и состоянием фонда добывающих и нагнетательных. Проведён анализ состояния выработки запасов нефти и анализ текущего состояния разработки месторождения.

АННОТАЦИЯ

Ушбу диссертация ишида Арниёз кони ишга тушириш тизими кўрсатилган, газ ?айдаш ор?али ?атлам босимини ушлаб туриш усуллари берилган. Тад?и?отлар асосида гидродинамик усули билан нефт бераолишлигининг самарадорлиги бахоланган. Газ ?айдовчи ва олувчи фонд ?айта ишланиш ?олати ва ишга туширилиши самараси ба?оланган. Коннинг нефт захираси холати ва конни ишлатишнинг жорий холати буйича тахлиллар келтирилган.

SUMMARY

In work are considered systems of the development fields Arniyaz. The Broughted methods maintenance layers of the pressure of forsing gas, On base of the studies are given estimations to efficiency of the process of the development by hyra dynamic methods of increasing oil return and estimation to efficiency of the applicable system of the checking for process of the development and condition of the fund gaining and forsing. Organized analysis of the condition of the production spare to oils and analysis of the current condition of the development of the fields.

ВВЕДЕНИЕ

В Республике Узбекистан открыто 190 месторождений углеводородного сырья, из них газовых и газоконденсатных - 94, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и нефтяных - 96.

Из открытых месторождений 47% находятся в разработке, 35% -подготовлены к освоению, на остальных продолжаются разведочные работы.

Разведаны запасы природного газа по 136 месторождениям (из них разрабатываются 59). К промышленному освоению и разработке подготовлены 49 месторождений газа, которые в своем составе содержат конденсат.

Сегодняшние прогнозные ресурсы нефти и газа, оцениваемые в денежном эквиваленте более 1 триллиона долларов США, наличие подготовленных и выявленных перспективных ловушек нефти и газа позволяют успешно вести разведку и добычу во всех нефтегазоносных регионах Узбекистана.

Компанией "Узбекнефтегаз" принимаются меры по обеспечению в 2004-2020 годах прироста запасов углеводородного сырья по промышленным категориям в размере от 75,0 до 112 млн. т. за счет дальнейшего увеличения объемов глубокого поисково-разведочного и параметрического бурения, сейсморазведочных работ в нефтегазоперспективных регионах Узбекистана.

Актуальность работы.

Современный нефтегазовый комплекс Республики Узбекистан является одной из ведущих отраслей индустрии. За годы независимости проделана огромная работа по совершенствованию, интенсификации разработки месторождений наращиванию объемов добычи углеводородного сырья. Перспективность месторождений углеводородного сырья, накопленный научно - технический потенциал и богатый производственный опыт создают благоприятные предпосылки для дальнейшего развития отрасли. Для выявления особенностей нефтегазовых залежей на примере месторождения Арниёз - проведён анализ состояния разработки месторождения.

Цель настоящей работы - Выявление оптимального метода повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Арнияз

Основные задачи исследований:

1. Анализ текущего состояния разработки месторождения

2. Анализ состояния выработки запасов нефти

3. Оценка эффективности процесса разработки. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

Методы решения поставленных задач.

1. Теоретические основы процесса нагнетания газа для поддержания пластового

2. Определение эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН)

3. Анализ динамики темпа отбора и текущего коэффициента нефтеотдачи

4. Изучение характера внедрения воды и газа по отдельным участкам

Основные защищаемые положения.

1. Анализ текущего состояния разработки месторождения

2. Анализ состояния выработки запасов нефти

3. Оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки и состоянием фонда добывающих и нагнетательных скважин

Практическая значимость.

1. Изученность газогидродинамических методов исследования газонасыщенных пластов

2. Выявлены результаты гидродинамических исследований

3. Определена возможность реализации оценки извлекаемых запасов нефти и коэффициента исследуемого месторождения

4. Предложен оптимальный метод поддержания пластового давления.

Публикация.

По теме диссертации опубликована одна работа.

Объём работы.

Магистерская диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Объём магистерской диссертации 97 страниц, в том числе рисунков и таблиц и списка использованной литературы из 21 наименований и 6ти электронных сайтов.

В Узбекистане 2011 год объявлен «Годом малого бизнеса и предпринимательства». Об этом было объявлено в торжественном собрание, посвященное 18-летию Конституции Республики Узбекистан, которое прошло во Дворце международных форумов «Узбекистон».

Глава Узбекистана предложил объявить наступающий новый 2011 год «Годом малого бизнеса и частного предпринимательства» в целях повышения на новый уровень социально-экономического развития страны. «Сегодня малый бизнес и частное предпринимательство своей особо важной и весомой долей в экономике, ролью и воздействием, проще говоря, большой значимостью, которую не заменит ни одна сфера и направление, занимают особое место в развитии государства и общества», - отметил Президент Узбекистана.

Президент подчеркнул: «Если в 2000 году субъектами малого бизнеса было произведено 30% внутреннего валового продукта страны, то спустя небольшой срок, по итогам 2010 года этот показатель, как ожидается, достигнет 53%». «Затрагивая эту тему, хочу особо привлечь ваше внимание к тому, что малый бизнес и частное предпринимательство становятся важным фактором по обеспечению занятости и источником стабильного дохода. Об этом свидетельствует и тот факт, что в настоящее время в этой сфере трудятся свыше 74% от общей численности занятого населения страны», - заявил он.

Глава Узбекистана сказал, что серьезное значение необходимо придать решению вопроса об участии субъектов малого бизнеса и частного предпринимательства в сфере внешней экономической деятельности, их выхода на региональные и мировые рынки. «В настоящее время у нас малый бизнес и частное предпринимательство в основном сосредоточены в сферах торговли, услуг и связи, переработки сельскохозяйственной продукции. Вместе с тем необходимо создать широкие возможности для развития малого бизнеса и частного предпринимательства в промышленных отраслях, организации современных высокотехнологичных инновационных производств, в сферах нанотехнологий, фармакологии и фармацевтики, информационно-коммуникационных и биотехнологий, применения альтернативной энергетики, одним словом, открыть путь развитию малого бизнеса и частного предпринимательства.

Глава I. Закачка в пласт газов и растворителей для повышения нефтеотдачи пластов

1.1 Вытеснение нефти двуокисью углерода

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследования СО2 были начаты в начале 50-х годов.

1.2 Механизм процесса вытеснения нефти

При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО2 двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны -- зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

В лабораторных условиях при вытеснении некоторых моделей нефти двуокисью углерода из однородных пористых сред в нескольких случаях достигался коэффициент вытеснения 1.

Однако в опытах с реальными нефтями коэффициент вытеснения не превышает 0,94--0,95%, что объясняется, видимо, выпадением в твердый осадок высокомолекулярных компонентов нефти.

При давлении в пласте меньше давления смесимости СО2 частично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные характеристики, а легкие фракции нефти, наоборот, переходят в СО2.

Происходит компонентное разделение нефти. Двуокись углерода, насыщенная легкими фракциями нефти, вытесняет нефть, частично насыщенную СО2. В зоне промытой СО2 остаточная нефть приобретает свойства тяжелого нефтяного остатка.

Лабораторными опытами установлено, что СО2 в жидком виде лучше вытесняет нефть, чем в газообразном, при температуре, близкой к критической (31°С), и давлении, близком к критическому (7 МПа).

При температуре в пласте выше критической СО2 при любом давлении будет находиться в газообразном состоянии и вытеснять нефть со всеми недостатками, присущими агенту с малой вязкостью, т. е. при малом охвате неоднородных пластов процессом. Поэтому всегда желательно нагнетать в пласты двуокись углерода в жидком виде и выбирать объекты для ее применения с температурой, незначительно отличающейся от критической (25-- 40 °С).

1.3 Технология и система разработки

Технология и системы разработки. В связи с тем что давление определяет смесимость, состояние смеси нефть-- СО2 и эффективность вытеснения нефти, основными регулируемыми элементами технологии процесса являются давление нагнетания СО2 и поддержание пластового давления.

Оптимальное давление, при котором СО2 наиболее эффективно вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном случае экспериментально при условиях, близких к пластовым, то есть определение давления смесимости для пластовых нефтей с COg проводить в пористой среде реального пласта.

Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО2 -- его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО3 (99,8--99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО2 большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО3 в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО2 -- сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствует смесимости нефти и СО2.

Для вытеснения нефти одним СОз требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой разницы вязкостей и плотностей СО2 и нефти возможны быстрые прорывы СО2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО2 может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО2, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение С02 целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.

1.4 Вытеснение оторочкой двуокиси углерода

Отставания фронта С02 от фронта вытеснения нефти водой можно избежать {или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО2 в виде оторочки в объеме 10 -- 30 % от объема пор, продвигаемой затем водой. При вытеснении нефти из обводненного пласта оторочкой СО2 будут существовать следующие характерные зоны по насыщенности (несмешивающееся вытеснение).

Рис. 1.1. Схема вытеснения нефти оторочкой газообразной двуокиси углерода из необводненного пласта и распределения насыщенности воды, нефти и СО2 при неполной смесимости

Зона I -- однофазное течение нефти в присутствии погребенной воды (рис. 5.1).

Зона II -- совместное движение СО2, нефти и воды, сопровождаемое активным массообменном между этими фазами.

Зона III -- движение нефтяного вала в присутствии погребенной воды и защемленного газа. Здесь происходит массообмен углекислым газом между фазами, но в меньшей степени, чем в зоне II.

Зона IV -- движение карбонизированной воды в присутствии лишенной легких фракций и поэтому малоподвижной нефти и защемленного С02. Массообмен крайне ограничен, так как перед лишенной СО2 нагнетаемой водой движется вал погребенной воды, которая насыщается на фронте вытеснения нефти

Зона V--движение нагнетаемой воды в присутствии остаточной нефти. Содержащийся в нефти СО2 переходит в нагнетаемую воду, н его концентрация уменьшается в этих зонах от максимального значения до нуля в направлении, противоположном движению потока.

Зона VI -- движение воды в присутствии остаточной нефти и в отсутствие СО2.

Если размер оторочки. СО2 невелик, то с течением времени зоны II и III исчезают. Вода обгоняет СО2, и происходит вытеснение нефти карбонизированной водой. Между зонами I и IV появляются две новые зоны: зона VII, в которой происходит вытеснение нефти водой, лишенной СО2, и зона VIII, в которой нефть вытесняется карбонизированной водой. Насыщение воды С02 происходит в зоне IV, то есть на удалении от линии нагнетания. В результате этого отставание фронта СО2 от фронта вытеснения (размер зоны VII) при нагнетании оторочки СО2 всегда меньше, чем при нагнетании карбонизированной воды. В дальнейшем нагнетаемая вода насыщается С02 в области защемленного газа.

В конечном счете защемленный газ исчезает и в пласте остаются только зоны VI и V. В зоне VI объем нефти, не содержащей С02, значительно меньше, чем в зоне V. Важно то, что вода переносит С02 из областей, где нефть практически неподвижна (зоны IV и V), в области, не охваченные воздействием СО2. Вследствие этого, в отличие от применения других растворителей или углеводородных газов, даже небольшие оторочки СО2 обеспечивают заметный прирост нефтеотдачи.

При увеличении объема нагнетаемого в пласт СО2 нефтеотдача пласта, естественно, будет увеличиваться.

При увеличении размера оторочки коэффициент вытеснения нефти растет неравномерно, с увеличением оторочки прирост снижается. В результате при небольших оторочках расход СО2 на тонну дополнительно добытой нефти ниже, чем при больших. С другой стороны, с увеличением оторочки уменьшается срок разработки и сокращается расход нагнетаемой воды. Аналогичная зависимость нефтеотдачи от размера оторочки получается и в неоднородном пласте. В большинстве случаев (при невысокой неоднородности пластов) оптимальный объем оторочки СО2 находится в пределах от 20 до 30 % от объема пор. При вытеснении нефти оторочкой СО2 нефтеотдача очень сильно зависит от условий для гравитационного разделения. При большой вертикальной проницаемости пласта нефтеотдача может быть в 2--2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости по толщине пласта.

1.5 Системы разработки

Применение СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, пятирядиая, трехрядная или однорядная, либо должны применяться различные модификации площадного заводнения. Предпочтение должно быть отдано активным, то есть малорядным системам разработки.

Применение многорядных систем нежелательно ввиду возможного отбора больших объемов СО2 первыми рядами добывающих скважин. В случае необходимости применения таких систем следует уменьшать газоводяное отношение.

Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки-- до 40--50 га/скв и более, так как С02 не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в зависимости от неоднородности пластов по проницаемости и прерывистости исходя из условия более полного охвата дренированием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО2 (пласты с большой толщиной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб.

Недостатки метода, ограничения, проблемы.

Недостатки метода, ограничения, проблемы. Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при помощи СО2 заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью. Если бы удалось обеспечить охват пластов вытеснением СО2 такой же, как при заводнении, то можно было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов, так как в зоне, где проходит СО2, смешивающийся с нефтью, остается очень мало остаточной нефти -- 3--5 %. Уменьшить снижение охвата пластов вытеснением, как отмечалось, можно разными способами -- улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изоляцией определенных интервалов пластов для выравнивания продвижения СО2, циклическим воздействием на пласты, соответствующим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др. Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что СО2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды. Ограничением для применения СО2 с целью повышения нефтеотдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет, очевидно, наличие ресурсов С02 в районе нефтяных месторождений или доступных для транспортировки к месторождениям при благоприятных экономических показателях. Можно считать, что удаление источника СО2 от месторождения более чем на 400--600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) более и низкая отпускная цена на нефть будут серьезными помехами для применения СО2 в промышленных масштабах. К самым сложным проблемам, возникающим при использовании СОз для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования, необходимость утилизации ось -- удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО2 (без влаги) не опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным. Сложной технической проблемой является транспорт жидкой СО2, распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки. При использовании совместно с СО2 воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпадения солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных трубах, поверхностном оборудовании. Существенным недостатком, ограничивающим внедрение метода, является относительно большое поглощение СО2 пластом -- потери достигают 60--75 % от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО2 в тупиковых порах и застойных зонах. Все это приводит к большому удельному расходу СО2 на тонну дополнительно добытой нефти.

Глава II. Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1 Общие сведения о месторождении Арниез

Месторождение Арниез в административном отношении входит в состав Бахористанского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан (рис.2.1.).

Населенные пункты непосредственно на площади работ отсутствуют. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Ниясхан, располо-женный в 3 km на север, и Алан - в 29km южнее. Ближайшая железно-дорожная станция и г. Мубарек, где находится УДП «Мубарекнефтегаз», осуществляющее разработку нефтяных и газовых месторождений в описы-ваемом районе, находятся в 50 km к северо-востоку, а в 15km к юго-востоку от г. Мубарека расположен Мубарекский газоперерабатывающий завод (МГПЗ).

В 90km к северо-востоку расположен г. Касан, где находится база Касанской нефтегазоразведочной экспедиции (НГРЭ).

Дорожная сеть на площади представлена грунтовыми дорогами, движение по которым возможно в любое время года. В радиусе 10 km проходят асфальтированные дороги, связывающие Уртабулакское, Памукское и Зе-вардинское месторождения с г. Мубареком, а в 45km - 50km к северо-востоку проходит асфальтированное шоссе Бухара-Карши, вдоль которого расположены наиболее крупные населенные пункты (Караулбазар, Мубарек, Касан).

Вблизи Арниезского месторождения (в радиусе 20 km - 25 km) распо-ложен целый ряд газонефтяных и газоконденсатных месторождений: Пирназар, Марковское, Джебе, Бердыкудук, Памук, Зеварды, Алан и др. (рис.2.1.).

В 5 km севернее проходит газопровод, по которому газ с Уртабу-лакских газосборных пунктов подается на Мубарекский газоперерабатываю-щий завод. Кроме того, близлежащая территория пересечена сетью газопро-водов, идущих на Мубарекский ГПЗ с месторождений Памук, Зеварды, Алан, Култак. Ближайший магистральный газопровод Келиф-Мубарек-Самарканд проходит в 27 km к северо-востоку от описываемого месторождения. В 15 km западнее проходит высоковольтная линия электропередач.

В орографическом отношении изучаемая территория представляет собой полупустынную равнину с развитыми на ней грядовобугристыми пес-ками меридианального простирания с высотой гряд до 5 m, высота бугров до 3 m. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 275 m - 300 m.

Климат района резко континентальный с очень жарким сухим летом (в июне-августе температура в тени достигает 40С - 45С) и относительно холодной малоснежной зимой (до минус 10С - 20С в декабре-феврале). В летнее время часто дуют сильные ветры, поднимающие массы песка и пыли, нередко превращающиеся в песчаные пыльные бури. Среднегодовое коли-чество осадков составляет 100 mm - 120 mm, основная масса их выпадает весной и зимой в виде дождя и снега. В летнее время атмосферные осадки отсутствуют.

Гидрографическая сеть в районе работ развита очень слабо, и район относится к категории безводных. Постоянные водотоки отсутствуют. Редкая сеть малодебитных колодцев глубиной до 30 m содержит соленую и горько-соленую воду, не пригодную для питья и используемую лишь для водопоя скота.

В связи с этим в период проведения поисково-разведочных работ вода для питья, бытовых нужд и систем охлаждения ДВС завозилась автоцистернами из Кагана. В период разработки месторождения для этих целей необходимо построить водовод длиной 5 km от Памукского месторождения, куда вода поступает по двум водоводам от Мубарекского ГПЗ и Куюмазарского водохранилища. Для технологического водоснабжения использовались воды, получаемые с помощью специально бурившихся скважин глубиной до 650 m из известняков бухарских слоев палеоцена.

Рис. 2.1 - Обзорная карта

Из полезных ископаемых, кроме нефти, газа, конденсата и серы непосредственно на описываемой территории имеются лишь песок и глина, которые могут быть использованы в качестве строительных материалов.

2.2 Характеристика фонда скважин

Нефтяная оторочка месторождения Арниез находится в эксплуатации с ограниченным фондом скважин (№ 4) с декабря 1993 г.

В 2004 году в соответствии с технологической схемой было начато бурение эксплуатационных скважин. За период 2004 г. - 2006 г. был пробурен практически весь фонд эксплуатационных скважин, действующих в настоящее время.

По состоянию на 01.01.2008 г. в фонде скважин по месторождению Арниез числится 22 скважины, из которых:

- 14 скважин добывающих, из них: 5 скважин фонтанных (№№ 4, 6, 18, 26, 37), 5 скважин газлифтных (№№ 7, 8, 16, 21, 27), 1 скважина (№ 17) в капитальном ремонте, 3 скважины в ожидании планового технического ремонта (№№ 12, 13, 15);

- 4 скважины (№№ 1, 9, 10, 19) в консервации;

- 3 скважины (№№ 2, 3, 5) ликвидированы;

- 1 скважина (№ 14) контрольная.

В таблице 2.1 представлены сведения по всем скважинам, пробуренным на месторождении Арниез.

2.3 Анализ технологических показателей разработки

Основные технологические показатели разработки месторождения Арниез приведены в таблице 2.2. Как следует из этой таблицы, нефтяная оторочка месторождения Арниез введена в опытно-промышленную эксплуатацию в 1993 году и до 2004 года разрабатывалась только одной скважиной (№ 4).

В период с 2004 г. по 2007 г. по мере разбуривания месторождения, увеличивалась годовая добыча нефти. Максимальное количество действующих скважин было достигнуто в 2006 году (17 ед.), соответственно максимальный годовой уровень добычи нефти (32483 t) был достигнут также в этом году.

Величина газового фактора на протяжении всего периода разработки оставалась практически неизменной и в среднем составляла 800 m3/d.

За время разработки месторождения Арниез пластовое давление снизилось с 29,3 МРа до 23,09 МРа, т.е. на 6,21 МРа.

Всего по месторождению с начала эксплуатации (на 01.09.2008 г.) добыто

- накопленная добыча нефти - 106996 t;

- накопленная добыча попутного газа - 231,910·103 m3;

- накопленная добыча свободного газа - 6352974·103 m3;

- накопленная добыча конденсата - 273173 t;

- накопленная добыча воды - 291826 t;

- обводненность продукции - 28,45 %;

- фонд скважин - 55 ед.

Изменение основных технологических показателей разработки месторождения Арниез представлено на рисунках 2.1, 2.2.

Месторождение Арниез с 2003 года эксплуатируется в соответствии с «Технологической схемой разработки месторождения Арниез». К реализации принят IV вариант (разработка всей нефтяной оторочки без разработки газоконденсатной части залежи) разработки со следующими основными показателями [4]:

Таблица 2.1 Сведения о скважинах месторождения Арниез

Номер скважины

Тип скважины

Дата бурения

Альтитуда + укорочение, m + m

Глубина

Искусствен- ный

забой, m

Конструкция скважин

начало

конец

фактическая, m

направление

кондуктор

техническая колонна

эксплуатационная колонна

1

2

3

4

5

7

8

9

10

11

12

1

эксплуатационная

28.09.1990

21.05.1991

285,8

3128

-

426ммх54

299мм х 629

219мм х 2790

139,7мм х 2861

4

эксплуатационная

04.05.1992

25.12.1992

287,8

3050

426ммх41

299мм х 631

219мм х 2791

139,7мм х 2990

6

эксплуатационная

12.12.2002

10.08.2003

285,0

2825

2815

508мм х 5

299мм х 658

219мм х 2742

139,7мм х 2825

7

эксплуатационная

289,2,

2816

8

эксплуатационная

27.01.2003

18.07.2003

285,1

2835

2821

530мм х 5

299мм х 655,37

219мм х 2754,92

139,7мм х 2834

9

эксплуатационная

27.07.2004

20.01.2005

287,27

2840

2825

530мм х 5

299мм х 650,8

219мм х 2243

139,7мм х 2840

10

эксплуатационная

27.08.2004

30.03.2005

288,54

2835

2808

530мм х 5

299мм х 656

219мм х 2740,7

139,7мм х 2832

12

эксплуатационная

29.07.2005

21.02.2006

286,41

508мм х 5

299мм х 646

219мм х 2746

139,7мм х 2839

13

эксплуатационная

03.02.2005

22.07.2005

283,25

2840

2831

508мм х 5

299мм х 630

219мм х 2745

139,7мм х 2833

14

эксплуатационная

29.03.2005

09.10.2005

286,38

2830

2807

508мм х 6

299мм х 643

219мм х 2756

139,7мм х 2830

15

эксплуатационная

27.08.2004

24.04.2005

290,51

2835

2824

508мм х 6

299мм х 655

219мм х 2741

139,7мм х 2833

16

эксплуатационная

25.04.2005

14.11.2005

287,91

2833

530мм х 5

299мм х 647

219мм х 2774

139,7мм х 2830

17

эксплуатационная

28.12.2005

25.04.2006

288,95

2835

2825

508мм х 6

299мм х 602

219мм х 2745

139,7мм х 2835

18

эксплуатационная

12.03.2006

29.08.2006

289,12

2835

2826

508мм х 5

299мм х 648

219мм х 2766

139,7мм х 2874

19

эксплуатационная

20.07.2005

18.05.2006

288,16

2830

530мм х 5

299мм х 595

219мм х 2752

139,7мм х 2830

26

эксплуатационная

286,35

2835

2824

530мм х 5

299мм х 635

219мм х 2744

139,7мм х 2834

27

эксплуатационная

26.05.2006

18.10.2006

287.48

2835

2826

508мм х 5

299мм х 641

219мм х 2746

139,7мм х 2834

37

эксплуатационная

04.06.2006

17.12.2006

287.28

2830

2825

530мм х 5

299мм х 609

219мм х 2748

139,7мм х 2830

Таблица 2.2 Динамика основных технологических показателей разработки месторождения Арниез

Годы

Добыча нефти, t

Добыча воды, t

Добыча попутного газа, 1•103 m3

Действую- щий фонд скважин, ед.

Обводнен- ность, %

Газовый фактор, m3/t

годовая

накоп- ленная

годовая

накоп- ленная

годовая

накоп- ленная

1993

2683

2683

0

0

1184

1184

1

0,00

441,43

1994

2683

5366

0

0

1184

2369

1

0,00

441,43

1995

920

6286

95

95

736

3105

1

9,32

800,00

1996

1739

8025

275

370

1391

4496

1

13,66

799,88

1997

1762

9787

215

585

1409

5905

1

10,88

799,66

1998

1978

11765

349

934

1582

7487

1

14,99

800,00

1999

1835

13600

324

1258

1468

8955

1

15,00

800,00

2000

1552

15152

274

1532

956

9911

1

15,00

615,72

2001

1829

16981

321

1852

1463

11374

1

14,92

800,00

2002

1833

18814

333

2185

1466

12840

1

15,38

800,00

2003

1827

20641

288

2474

1462

14302

1

13,64

800,00

2004

7780

28421

7499

9973

5656

19958

5

49,08

727,01

2005

15987

44408

13459

23431

10442

30399

11

45,71

653,13

2006

32483

76890

43932

67364

17661

48061

17

57,49

543,72

2007

30106

106996

71332

138695

14818

62879

16

70,32

492,20

Август 2008

11621

118617

42041

180736

8471

71350

11

78,34

728,96

- время промышленной разработки - 90 лет;

- фонд скважин - 49 ед.;

- накопленная добыча нефти - 979422·103 t;

- накопленная добыча газа - 195888·106 m3;

- накопленная добыча воды - 220594·103 t;

- максимальный темп отбора при проектном уровне - 37,5 %;

- обводненность продукции к концу прогнозного периода разработки сос-тавит - 81 %;

Прогнозные показатели приводятся в сопоставлении фактических данных в таблице 3.3.

Как видно из таблицы 3.3 при сопоставлении проектных и фактических показателей разработки, за период 2004 г. - 2007 г. отмечается отставание фактических показателей добычи нефти от проектных, при этом фактический фонд действующих скважин превышает проектный.

В 2004 году согласно проекту, фонд действующих скважин должен был составить 4 единицы, по факту же фонд составил 5 скважин. При этом добыча нефти по факту значительно меньше проектного уровня, связано это с прорывом воды и газа.

Рисунок 2.1 - Годовые и накопленные отборы нефти, газа и воды по месторождению Арниез

Рисунок 2.2 - Динамика изменения фонда скважин, обводненности и газового фактора по месторождению Арниез

Таблица 2.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Арниез

Показатели

2004 г.

2005 г.

2006 г.

2007 г.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

Годовая добыча нефти, 1·103 t

13

7,8

18,9

16,0

30,2

32,5

40,9

30,1

Накопленная добыча нефти 1·103 t

34,5

28,4

53,4

44,4

83,6

76,9

124,5

107,0

Годовая добыча попутного газа, 1·106 m3

2,5

5,7

3,8

10,4

6,0

17,7

8,2

14,8

Накопленная добыча попутного газа, 1·106 m3

16,8

20,0

18,1

30,4

20,3

48,1

22,5

62,9

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

Обводненность среднегодовая, %

0,0

49,1

0,0

45,7

0,0

57,5

0,0

70,3

Годовая добыча воды всего, 1·103 t

0,0

7,5

0,0

13,5

0,0

43,9

0,0

71,3

Накопленная добыча воды, 1·103 t

2,6

10,0

2,6

23,4

2,6

67,4

2,6

138,7

Годовая добыча жидкости, всего, 1·103 t

12,6

15,3

18,9

29,4

30,2

76,4

40,9

101,4

Накопленная добыча жидкости, 1·103 t

37,1

38,4

56,1

67,8

86,2

144,3

127,1

245,7

Фонд добывающих скважин, шт.

4

5

7

11

11

17

15

16

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины

по нефти, t/d

8,2

4,0

7,0

3,8

7,1

5,0

7,1

4,9

по жидкости, t/d

8,2

8,0

7,0

7,0

7,1

11,7

7,1

16,5

Газовый фактор, m3/t

200,0

727,0

200,0

653,1

200,0

543,7

200,0

492,2

Коэффициент нефтеотдачи, %

0,7

0,6

1,1

0,9

1,8

1,6

2,6

2,3

В 2005 году фактический фонд добывающих скважин выше проектного на 4 единицы, превышение же проектного уровня добычи нефти над фактическим по сравнению с предыдущим годом снизилось и составило 2944 t (15,5 %). Однако в целом картина не изменилась, так же наблюдаются прорывы воды и газа.

В 2006 году превышение фактического фонда действующих скважин над проектным составило уже 6 скважин. Добыча нефти по факту превысила проектный уровень на 2308 t, фактическая же добыча жидкости превысила проектную в 2,5 раза.

В 2007 году фонд добывающих скважин выше проектных на 1 скважину. Проектный уровень добычи нефти превысил фактический на 10761 t, превышение фактической добычи жидкости над проектной осталось неизменным (2,5 раза).

Глава III. Анализ состояния выработки запасов нефти

3.1 Изучение характера внедрения воды и газа по отдельным участкам

Эффективность систем разработки нефтегазоконденсатных месторож-дений во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышлен-ных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.

В условиях разработки на естественном режиме полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки, как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения подошвенной воды и газа из газовой шапки. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться особен-ностям продвижения подошвенной воды и газа в продуктивном горизонте.

К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс обводнения и загазовывания скважин, относятся фильтрационные свойства продуктивных горизонтов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты жидкостей и газов и др.

К числу основных технологических факторов, влияющих на нефтеотдачу, относятся: параметры сетки добывающих скважин (схема размещения скважин на структуре, плотность сетки скважин и др.), темп разработки, технология отбора жидкости, характер вскрытия продуктивных горизонтов в скважинах.

Обработка данных наблюдений за обводнением скважин дает возмож-ность установить текущее положение водонефтяного контакта на разные даты разработки в пределах их радиусов дренирования. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта.

Текущее положение ВНК можно установить следующими методами.

a) Метод электрометрических исследований скважин

(БКЗ, БК, ИК, БМК)

Метод электрометрических исследований скважин при определенных геолого-физических условиях позволяет на любой стадии разработки с достаточной точностью определять положение ВНК и расчленять разрез пласта на нефтенасыщенные и водонасыщенные или заводненные интервалы по различию их электрических сопротивлений.

Электрометрические исследования, возможно, проводить исключительно во вновь пробуренных, необсаженных эксплуатационной колонной скважинах, и поэтому основная информация, получаемая с помощью метода электрометрии, поступает по соседним скважинам, т.е. характеризует в основном начальное состояние ВНК и ГНК.

б) Метод радиометрических исследований скважин

(НГК, ГК)

Методы радиометрических исследований, разработанные и внедренные в практику позднее методов электрометрии, по сравнению с последними обладают рядом преимуществ. Важнейшее из них заключается в том, что радиометрические исследования могут проводиться в обсаженных колонной скважинах и поэтому позволяют проводить многократные исследования, что очень важно для контроля ВНК и характера выработки запасов нефти во времени.

При благоприятных геолого-физических условиях с помощью радиометрических методов определяется текущее положение ВНК и значения остаточной нефтенасыщенной hост и заводненной hзав толщин пластов на различные даты.

Необходимо отметить, что специальные исследования с помощью радиометрических методов по определению текущих флюидоидальных разделов (ВНК и ГНК) на действующих скважинах не производились. Что, скорее всего, связано с тем, что рассматриваемая залежь находится в эксплуатационном разбуривании, и отслеживание контактов в какой-то степени производится по начальным отметкам во вновь пробуренных скважинах. Но в ближайшее время (c третьего квартала текущего года) рекомендуется проводить исследования по определению текущих ВНК и ГНК в действующих скважинах, так как дальнейшее эксплуатационное разбуривание уже не будет характеризовать изменение флюидоидальных разделов в зоне отбора.

Результаты определения начального положения ВНК и ГНК с использованием методов (а) и (б) представленным в таблице 3.1. Сопоставляя средние значения абсолютных отметок ГНК и ВНК, представленных в таблице 3.1, с учетом погрешностей в привязке по глубинам при проведении ГИС [1], можно сделать вывод, что положение контактов не изменилось.

в) Косвенные методы определения текущего положения ВНК

При отсутствии геофизических данных о перемещении ВНК в процессе разработки или малом количестве геофизических исследований приходится использовать косвенные методы исследования перемещения ВНК, основанные на данных по обводнению эксплуатационных скважин.

Рекомендуется применять следующие косвенные методы контроля за перемещением ВНК в процессе разработки. [6]

1) Метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины

В момент начала обводнения эксплуатационной скважины положение ВНК принимается на абсолютной отметке нижних дыр интервала перфорации. Здесь обязательным условием является обводнение пласта с подошвы и постепенный подъем ВНК, а также отсутствие процесса конусообразования.

2) Метод определения текущего положения ВНК по степени обводненности скважин

Обводненную толщину пласта рекомендуется определять по следующей формуле:

(3.1)

где: H - эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, m;

hзав - заводненная часть эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, m;

- соотношение вязкостей нефти и воды;

fв - доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;

kв - фазовая проницаемость для воды в заводненной (промытой) части пласта.

Анализ предложенных косвенных методов определения текущего положения ВНК показал, что эти методы могут быть применены только для пластового типа залежи. Это делает невозможным их использования для месторождения Арниез.

г) Метод прослеживания обводненных интервалов

Метод заключается в определении поглощающих и ранее поглощавших прослоев в нагнетательных скважинах по профилям приемистости и прослеживания их от скважины к скважине.

В связи с тем, что месторождение Арниез разрабатывается на естественном режиме, нагнетательные скважины отсутствуют, соответственно, рассматриваемый метод неприменим.

д) Метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения

По каждой скважине, находящейся в эксплуатации или по скважинам, имеющим достаточное количество исходных данных для обработки при снижении уровня добычи нефти, были обработаны фактические данные по добыче нефти, воды и жидкости с помощью характеристик вытеснения различного типа (по Камбарову, Назарову-Сипачеву, Мовмыго и др.).

Так как расчет осуществлялся по нескольким типам характеристик вытеснения, то для использования принималось среднее значение по всем использованным характеристикам вытеснения. Если по одной из характеристик вытеснения, рассчитанные остаточные запасы резко отличаются от запасов по другим характеристикам, то эти данные исключаются из расчета средних значений. В таблице 3.1 представлены результаты определения остаточных запасов нефти, цветом выделены значения, которые исключены из расчета средних значений.

Таким образом, суммарное значение остаточных запасов нефти по рассмотренным скважинам на 01.08.2008 г. с некоторой долей вероятности может составлять 54,949•103 t.

В связи с некоторой некорректностью применения вышеописанных методов для условий рассматриваемой залежи, авторами данной работы предлагается метод определения остаточной нефтенасыщенной толщины с использованием объемного метода.

Результаты обработки методами характеристик вытеснения нефти водой на месторождении Арниез Таблица 3.1

Авторы метода

Оценка извлекаемых запасов скважин, t

№ 1

№ 4

№ 6

№ 7

№ 8

№ 9

№ 10

№ 12

№ 13

№ 14

Назаров С.Н. и др.

-

60431

-

12452

-

6164

8869

-

-

3192

Камбаров Г.С. и др.

6733

61733

2927

12787

34036

5836

2540

2606

14140

3208

Копытов А.В.

1561

81480

3615

13599

26697

7411

3686

2212

10390

2741

Мовмыго Г.Т. и др

-

48701

-

12315

-

5836

7708

-

-

3130

Герб Ф.А. и др.

-

-

-

-

-

-

-

-

11383

-

Посевич А.Г. и др.

1373

47025

19773

-

26763

-

-

4013

27032

-

Ткаченко И.А.

-

-

-

-

-

4423

3481

-

-

2455

Пермяков И.Г.

9214

50633

-

-

55543

-

-

4109

22275

-

Среднее:

1467

47863

3271

12518

26730

5836

3584

2409

10887

3177

Накопленная добыча, t:

1243

35280

1532

11317

14787

4408

1478

1492

6916

2119

Остаточные запасы, t:

224

12584

1739

1201

11943

1428

2106

917

3971

1058

Продолжение таблицы 3.1

Авторы метода

Оценка извлекаемых запасов скважин, t

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены