Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.
Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.
Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи — это усиление систем заводнения, применения способов регулирования ( циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)
Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов — массового применения геолого- технических мероприятий (ГТМ).
1. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА С НАЧАЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ, Центральный купол
Разработка залежи осуществляется с 1981г. К 1988 году залежь полностью разбурена эксплуатационным фондом скважин. С 1988 по 2000год разработка залежи осуществляется фондом из 35 добывающих скважин расположенных на расстоянии 300-400 метров друг от друга. При этом в центральной части залежи с наибольшими начальными нефтенасыщенными толщинами сетка скважин более плотная. Разработка залежи в этот период осуществляется при высокой обводненности продукции и низкой выработки запасов. В период 2001-04 г.г. в соответствии с утвержденным центральной комиссией вариантом разработки работы (1) сетка скважин уплотнена бурением 15-ти проектных скважин.
Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga
... заказчика. скважина месторождение забойный двигатель Одной из перспективных технологий в наклонно-направленном бурении на сегодняшний день является применение роторных управляемых систем (РУС). ... для вскрытия удаленных объектов, разработки нескольких залежей из одной скважиной, проникновения вглубь пласта. Сложность бурения подобных скважин компенсируется повышенной эффективностью извлечения ...
Во вновь пробуренных скважинах рекомендовалась поочередная перфорация пласта от подошвы с последующим отсечением обводненного прослоя. В целом эти рекомендации выполняются кроме скв. 104, где был сразу прострелен верхний интервал т.к. гипсометрическая отметка кровли оказалась на 8-10 метров ниже ожидаемой. Из 15-ти новых скважин купола в 6-ти скв. еще ведется отработка нижних интервалов и остались неперфорированными верхние интервалы толщиной от 1 до 11,2 м.
Всего по состоянию на 1.0
Восточный купол.
Залежь введена в разработку в 1981г. По состоянию на 01.07.2010г залежь разрабатывается пятью добывающими скважинами. Накопленный отбор нефти за счет эксплуатации скважин с более высокими дебитами в 2001-04г.г. выше, чем по проекту, но следует отметить в последние 2 года темпы отбора от НИЗ значительно ниже запроектированных. Все скважины работают с высокой более 95% обводненностью и переведены в периодическую эксплуатацию. В работе (1) 2000 года рассматривалась возможность бурения дополнительно к существующему фонду 2-х новых добывающих скважин. Расчеты показали неэффективность бурения новых скважин.
Южный купол
Разработка залежи ведется с 2001 года одним рядом из 4-х добывающих скважин без ППД. Рекомендации последнего проектного документа по бурению добывающих скважин выполнены полностью.
На основании таблицы показателей разработки пласта Б 2 Северо-Каменского месторождения (табл. 1) и графиков разработки можно выделить три основные стадии разработки анализируемого объекта:
Рис.1
Таблица 1. Основные показатели разработки пласта Б2 Северо-Каменского месторождения
|
Год |
Число добыв. сква-жин |
Нефть, тыс.т |
Жид-кость, тыс.т |
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит жид-кости, т/сутки |
Накоплен-ная добыча нефти, тыс.т |
Накопл. добыча жидкости, тыс.т |
Обводн. весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выра-ботки НИЗ, % |
Закачка воды, тыс.м3 |
Нефтеотдача |
Компенс. отбора закачкой, % |
|
|
1982 |
5 |
32,5 |
39,1 |
17,8 |
21,4 |
32,5 |
39,1 |
16,9 |
0,5 |
0,18 |
0 |
0,00182 |
0 |
|
|
1983 |
5 |
42,1 |
63,4 |
23,1 |
34,7 |
74,6 |
102,5 |
33,6 |
0,7 |
0,42 |
0 |
0,00417 |
0 |
|
|
1984 |
7 |
77 |
119 |
23,9 |
33,9 |
134,8 |
205,6 |
33 |
1,2 |
0,72 |
0 |
0,00745 |
0 |
|
|
1985 |
10 |
90,2 |
123,1 |
24,7 |
33,7 |
164,8 |
225,6 |
26,7 |
1,4 |
0,92 |
0 |
0,00922 |
0 |
|
|
1986 |
20 |
180,8 |
258,6 |
24,8 |
35,4 |
345,6 |
484,2 |
30,1 |
2,9 |
1,93 |
0 |
0,01933 |
0 |
|
|
1987 |
29 |
236 |
346,7 |
22,3 |
32,8 |
581,6 |
830,9 |
31,9 |
3,8 |
3,25 |
0 |
0,03253 |
0 |
|
|
1988 |
37 |
312,3 |
520,4 |
23,1 |
38,5 |
893,9 |
1351,3 |
40,0 |
5,0 |
5,00 |
0 |
0,05 |
0 |
|
|
1989 |
41 |
325,4 |
600 |
21,7 |
40,1 |
1219,3 |
1951,3 |
45,8 |
5,2 |
6,82 |
0 |
0,0682 |
0 |
|
|
1990 |
41 |
256,8 |
614,9 |
17,2 |
41,1 |
1476,1 |
2566,2 |
58,2 |
4,1 |
8,26 |
0 |
0,08256 |
0 |
|
|
1991 |
41 |
223,1 |
638,6 |
14,9 |
42,7 |
1699,2 |
3204,8 |
65,1 |
3,6 |
9,50 |
0 |
0,09504 |
0 |
|
|
1992 |
39 |
173,3 |
623,5 |
12,2 |
43,8 |
1872,5 |
3828,3 |
72,2 |
2,8 |
10,47 |
0 |
0,10473 |
0 |
|
|
1993 |
40 |
139,4 |
625,6 |
9,5 |
42,8 |
2011,9 |
4453,9 |
77,7 |
2,2 |
11,25 |
0 |
0,11253 |
0 |
|
|
1994 |
40 |
147 |
753,9 |
10,1 |
51,6 |
2158,9 |
5207,8 |
80,5 |
2,3 |
12,07 |
0 |
0,12075 |
0 |
|
|
1995 |
38 |
145,4 |
841,3 |
10,5 |
60,7 |
2304,3 |
6049,1 |
82,7 |
2,3 |
12,89 |
0 |
0,12888 |
0 |
|
|
1996 |
37 |
124,9 |
833,7 |
9,2 |
61,7 |
2429,2 |
6882,8 |
85,0 |
2,0 |
13,59 |
0 |
0,13587 |
0 |
|
|
1997 |
40 |
181,5 |
1008,2 |
12,4 |
69,1 |
2610,7 |
7891 |
82,0 |
2,9 |
14,60 |
0 |
0,14602 |
0 |
|
|
1998 |
40 |
204,2 |
1107,8 |
14,0 |
75,9 |
2814,9 |
8998,8 |
81,6 |
3,3 |
15,74 |
0 |
0,15744 |
0 |
|
|
1999 |
40 |
182,9 |
1284,4 |
12,5 |
88,0 |
2997,8 |
10283,2 |
85,8 |
2,9 |
16,77 |
0 |
0,16767 |
0 |
|
|
2001 |
40 |
167,1 |
1269,3 |
11,4 |
86,9 |
3164,9 |
11552,5 |
86,8 |
2,7 |
17,70 |
0 |
0,17702 |
0 |
|
|
2002 |
40 |
150,9 |
1260,9 |
10,3 |
86,4 |
3315,8 |
12813,4 |
88,0 |
2,4 |
18,55 |
0 |
0,18546 |
0 |
|
|
2003 |
50 |
176,5 |
1509,2 |
9,7 |
82,7 |
3492,3 |
14322,6 |
88,3 |
2,8 |
19,53 |
0 |
0,19533 |
0 |
|
|
2004 |
54 |
195,4 |
1248,7 |
9,9 |
63,4 |
3687,7 |
15571,3 |
84,4 |
3,1 |
20,63 |
0 |
0,20626 |
0 |
|
|
2005 |
51 |
207,5 |
1211,7 |
11,1 |
65,1 |
3895,2 |
16783 |
82,9 |
3,3 |
21,79 |
257,4 |
0,21786 |
0,2124288 |
|
|
2006 |
53 |
229,3 |
1284,7 |
11,9 |
66,4 |
4124,5 |
18067,7 |
82,2 |
3,7 |
23,07 |
687,9 |
0,23069 |
0,5354557 |
|
|
2007 |
52 |
329,2 |
1314,4 |
17,3 |
69,3 |
4453,7 |
19382,1 |
75,0 |
5,3 |
24,91 |
928,4 |
0,2491 |
0,7063299 |
|
|
2008 |
55 |
269,6 |
1351,6 |
13,4 |
67,3 |
4723,3 |
20733,7 |
80,1 |
4,3 |
26,42 |
1321,1 |
0,26418 |
0,9774342 |
|
|
2009 |
56 |
293,8 |
1399,4 |
14,4 |
68,5 |
4917,1 |
22133,1 |
79,0 |
4,7 |
28,06 |
1666,1 |
0,28061 |
1,1905817 |
|
|
2010 |
55 |
304,1 |
1487,4 |
15,15 |
74,1 |
5017,1 |
23620,5 |
79,6 |
4,9 |
29,07 |
2048,1 |
0,29762 |
1,37696 |
|
I — стадия разработки началась с 1982 по 1987. Характеризуется ростом добычи нефти с 32,5 тыс. т. до 236 тыс.т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.
Скважины №№ 13 и 14 вступали в эксплуатацию фонтанным способом, но в конце 1983 года были переведены на насосную добычу, скважины №№ 19 и 42 — механизированным способом с помощью насосов ШГН.
Начиная с 1986 г. началось интенсивное разбуривание месторождения. Так до 1985 г. вводилось по 3 скважины в год, после 9 — 10 скважин в год. В результате резко возросли темпы добычи с 1,2% до 5,2% от НИЗ. Средние дебиты скважин в 1985 составляли 24,7т/сут и 33,7 т/сут, по нефти и по жидкости соответственно.
Разработка до 2004 года велась без закачки воды в пласт. Тем не менее, обводненность растет от 17% до 31,9%.
Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 581,6 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,8%. Текущая нефтеотдача 0,021, количество добывающих скважин 29.
II- стадия 1988-1989 Характеризуется максимальной добычей нефти 325,4 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1219,3 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 5,2 %. Текущая нефтеотдача 0,068 .
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
III- стадия разработки началась с 1990. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.
Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 3,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения — до 15% в год).
По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа. Скважина № 13 была выведена в бездействующий фонд в июне 1996 г. по причине негерметичности эксплуатационной колонны. На момент остановки данной скважины дебит по жидкости составил 12,5 т/сут при обводненности 10,9 %. В 1999 г. добыча нефти сократилась до 1,7 тыс. т (0,4 % от НИЗ).
Накопленная добыча нефти составила 5321,2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 4,9%. Текущая нефтеотдача 0,29762. Начиная с 01.05.2004 года, началась разработка с системой ППД, и за период с 2004 г. по 2009 г. закачка воды выросла в 8 раз. Тем не менее, резкого увеличения обводненности не произошло, а дебит нефти повысился. Добыча нефти повысилась с 182,9 тыс. т. до 304,1 тыс. т.
С целью повышения эффективности реализуемой системы разработки месторождения по добывающим скважинам проводились глинизация, водоизоляционная композиция на основе полиакриламида и ацетата хрома АК-642 и повторная перфорация пластов.
С целью снижения обводненности и вязкости целесообразна закачка сшитых полимерных систем и гелей, соляно кислотные закачки, также закачка газа (воздуха) и активных компонентов.
2. АНАЛИЗ ОБВОДНЕННОСТИ ЗАЛЕЖИ В ПЕРВОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Нефть Северо-Каменского месторождения характеризуется высокой вязкостью (48,2 — 63,8 мПа.с).
Общеизвестно, что независимо от физико-геологических условий при разработке месторождений нефти с высокой вязкостью в пластовых условиях при водонапорном режиме приходится сталкиваться с серьезными трудностями. В первую очередь, это быстрое обводнение добывающих скважин — за безводный период обычно добывается лишь очень малая доля извлекаемых запасов нефти, большие объемы попутно добываемой воды — обычно для достижения той же нефтеотдачи в 3-7 раз больше, чем при разработке залежей с нефтями малой вязкости. Высокая вязкость нефти создает низкое значение гидропроводности продуктивного пласта, что является причиной низких дебитов добывающих скважин и, как следствие, низких годовых темпов отбора запасов. И, наконец, высокое значение вязкости нефти в пластовых условиях обусловливает низкие текущие коэффициенты нефтеотдачи при высокой степени обводнения добываемой продукции, а также низкое значение конечного коэффициента извлечения нефти.
Высокая вязкость нефти в пластовых условиях является причиной явления вязкостной неустойчивости водонефтяного контакта. Вода, поступающая со стороны контура питания или закачиваемая в нагнетательные скважины, проникает в нефтяную часть пласта в виде языков, оставляя позади себя целики нефти разнообразной формы и размеров. При неоднородности пласта по проницаемости вязкостная неустойчивость фронта вытеснения проявляется особенно интенсивно, причем скорость движения воды по высокопроницаемым пропласткам с течением времени возрастает. Заводнение нефтяного пласта в большинстве случаев приходится осуществлять на поздней стадии разработки, причем очень часто не для поддержания пластового давления, а для сброса обратно в пласт большого количества пластовой воды и для организации изменения направлений фильтрационных потоков [5].
3. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ (ГТМ)
На Центральном куполе скважины 52, 53, 72 планируется освоить под нагнетание. С этой целью предлагается технология обработки призабойной зоны нагнетательной скважины кислотным поверхностно-активным составом. В процессе разработки месторождения при снижении приемистости нагнетательной скважины рекомендуется проводить повторные ОПЗ с использованием этой же технологии [10].
Таким образом, для эффективной разработки продуктивного пласта Северо-Каменского месторождения рекомендуются обработки ПЗС ингибитором парафиноотложений, нефтяными растворителями, гидрофобизатором, мероприятия по селективной изоляции водопритоков.
Расчет давления, которое необходимо поддерживать на забое скважины, чтобы исключить влияние вязко-структурных свойств нефти на процесс фильтрации
Предположим, что нефть пласта Б 2 Такмаклинского поднятия обладает свойствами нелинейно вязко-пластичной жидкости. Тогда в разрабатываемом пласте могут существовать зоны, в пределах которых движение нефти происходит с низкими скоростями из-за процессов структурообразования. При приложении градиента давления выше градиента давления предельного разрушения структуры Hm вязко-структурные свойства нефти не влияют на процесс фильтрации. Градиент предельного разрушения структуры можно рассчитать, используя сведения о компонентом составе нефти и попутного газа, а также свойствах пласта.
Рассмотрим фильтрацию вблизи скважин №№89, 90, так как по карте остаточных нефтенасыщенных толщин в данных скважинах сосредоточена максимальная остаточная нефтенасыщенная толщина — около 6 метров.
В первую очередь необходимо рассчитать градиент давления предельного разрушения структуры и необходимый фактический градиент давления для исключения влияния вязко-структурных свойств нефти на процесс фильтрации.
С целью расчета градиента давления предельного разрушения структуры воспользуемся двумя методиками, разработанными первая — для нефтей карбона месторождений Башкирии и залежей XIII и XIV горизонтов месторождения Узень, вторая — для нефтей месторождений Татарии.
Исходные данные, необходимые для расчета граничного градиента, представлены в табл. 2.
Таблица 2. Исходные данные
|
Параметр |
Обозначение |
Значение |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
|
Массовое содержание в нефти: |
|||
|
асфальтенов, % |
А |
3,93 |
|
|
смол, % |
С |
13,01 |
|
|
В попутном газе содержится: |
|||
|
азота, м 3 /м3 |
Г а |
9,8 |
|
|
метана, м 3 /м3 |
Г м |
11,3 |
|
|
этана, м 3 /м3 |
Г э |
15,8 |
|
|
Средняя температура пласта, 0 С |
t |
27 |
|
|
Проницаемость пласта, мкм 2 |
k |
1,708 |
|
В первую очередь необходимо рассчитать предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) дегазированной нефти. (3.1)
По первой методике:
0,023•3,93/13,01=0,00363 (3.1)
По второй методике:
0,033•3,93/13,01=0,00997 (3.2)
ПДНС нефти с учетом количества и состава растворенного газа:
по первой методике:
(3.3)
По второй методике:
(3.4)
ПДНС нефти при заданной температуре:
по первой методике:
(3.5)
По второй методике:
(3.6)
Градиент динамического давления сдвига (ГДДС):
по первой методике:
(3.7)
По второй методике:
(3.8)
Градиент давления предельного разрушения структуры:
по первой методике:
(3.9)
По второй методике:
(3.10)
(3.11)
Таким образом, фактический градиент давления должен быть не менее 0,0032 МПа/м. Примем, что для исключения влияния вязко структурных свойств нефти на процесс фильтрации необходимо поддерживать значение фактического градиента давления на уровне 0,0033 МПа/м.
На основе карты изобар пласта Б 2 Такмаклинского поднятия по состоянию на 01.01.2014 г. определим расстояния до ближайших изобар от скважин 89, 90 в различных направлениях.
Наиболее просто фактический градиент давления рассчитывается по формуле:
(3.12)
где Р 1 и Р2 — давление на ближайшей изобаре и на забое скважины соответственно, МПа (в нашем случае );
Д l — расстояние от скважины до ближайшей изобары.
(3.13)
Для скважины №89:
(3.14)
(3.15)
(3.16)
(3.17)
(3.18)
(3.19)
(3.20)
Таким образом, на забое скважины №89 необходимо поддерживать значение забойного давления не выше 9,59 МПа для исключения влияния вязко-структурных свойств нефти на процесс фильтрации.
Для скважины №90:
(3.21)
(3.22)
(3.23)
(3.24)
Таким образом, на забое скважины №90 необходимо поддерживать значение забойного давления не выше 9,51 МПа для исключения влияния вязко-структурных свойств нефти на процесс фильтрации.
С целью уменьшения влияния неньютоновских свойств нефти на ее фильтрацию для увеличения фактического градиента давления помимо увеличения перепадов давления путем регулирования значений забойных давлений, можно также приблизить очаги нагнетания к зонам отбора, уплотнить сетку скважин, применить метод зарезки бокового ствол, глубокопроникающий ГРП и т.д.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ, Н. Б. Сопронюк, А. В. Гришагин
«Подсчет запасов Северо-Каменского месторождения» ГРК 1985г.
Ковалев В.С., Житомирский В.М. Обоснование математической модели нефтяной залежи при расчете процесса заводнения. Сборник научных трудов ГВН, г. Куйбышев, 1984г.
Ковалев В.С., Либерман Л.Б. Автоматизация процесса адаптации параметров математической модели нефтяной залежи по истории ее разработки. Сборник научных трудов ГВН, г. Куйбышев, 1985г.
Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А., Сазонов Б.Ф., Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Гоголашвили Т.Л. и др.
Инструкция по технологии применения ингибитора парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 / ОАО «НИИнефтепромхим». Казань. 1998г.
Рогачев М.К., Доломатов М.Ю., Баймухаметов М.К.
Технологический регламент по увеличению приемистости нагнетательных скважин Самарской области. — Самара. 2002.
