WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

50815-2

28.02.2010

12.77

0.87

6.57

151.30

Северо-Западно-Черногорская залежь
(р-н скв. 1235р)

51118-2

28.02.2010

20,55

0,79

15,61

151,21

51111-2

28.02.2010

63.38

0.37

34.86

151.21

Северо-Западно-Черногорская залежь
(р-н скв. 1243р)

61714-2

28.02.2010

33.45

0.50

14.04

100.61

61706-2

28.02.2010

26.21

0.61

14.36

100.61

Итого

 

 

 

 

140.53

1113.37

В целом по рассматриваемым залежам пласта БВ81-3 за счет бурения БГС за 30 лет, по оценкам, объем дополнительно добытой нефти составит 519.6 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения составит 0.635 д.ед. против 0.631 д.ед. по базовому варианту.

Актуальной является оценка предельных величин стоимости нефти, при которых разработка пласта из нерентабельной переходит в рентабельную и при которых рекомендуемые в работе мероприятия становятся экономически эффективными. Такой расчет был проведен в условиях неизменности налоговой базы. Результаты приведены на рисунке 8. Из полученных данных видно, что уже при цене на нефть в 45 USD/бар. разработка пласта по рекомендуемому варианту станет рентабельной, но менее эффективной, чем при базовом варианте. И только при возрастании цены на нефть до 65 USD/бар. бурение рекомендуемых БГС становится экономически привлекательным и эффективным.

Рисунок 8 График зависимости прироста накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД) за счет бурения БГС относительно базового варианта цены на нефть

Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВ13, АВ2-3, БВ81-3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

  1. При разработке контактных водонефтяных зон в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная на водонасыщенный интервал, обладает наибольшей эффективностью. При этом не важно, однороден или неоднороден по проницаемости пласт ВНЗ. Даже в наиболее неблагоприятных условиях, когда водонасыщенный интервал пласта обладает наибольшей проницаемостью, а нефть сосредоточена в низкопроницаемом слое, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает наилучшие условия для вытеснения нефти из коллектора ВНЗ.
  2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны. Эффективность выработки запасов нефти из ВНЗ с ПЗ ниже, чем из ВНЗ без ПЗ. Исследование возможности применения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в разработке однородной по проницаемости контактной ВНЗ с переходной зоной показало, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти. Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с переходной зоной «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной.
  3. Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта
    по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллектора. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.
  4. Проведенный анализ состояния разработки залежей нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения показал, что в результате длительной эксплуатации пласта образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. В результате рассмотрения особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации выявлено, что для выработки остаточных запасов пласта БВ81-3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов. При этом большая часть текущих запасов пласта БВ81-3 сосредоточена в залежах типа контактная ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, а стволы БГС (нагнетательных и добывающих) располагать по «перекрестной» схеме, эксплуатацию добывающих БГС вести с заданной обводненностью при рентабельных дебитах.
  5. Предложен алгоритм принятия решения о выборе участка и скважин-кандидатов для зарезки БГС.
  6. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВ13, АВ2-3, БВ81-3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы
в следующих научных трудах:

  1. Сарваров А.Р. Анализ причин преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих пласты группы АВ Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 1. – С. 22-25.
  2. Сарваров А.Р., Литвин В.В., Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Казакова Т.Г. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – № 12. – С. 61-63.
  3. Хисамутдинов Н.И., Литвин В.В., Батрашкин В.П., Сарваров А.Р., Андреев Е.Ю. Моделирование процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта при разработке залежи с применением горизонтальных скважин // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках
    VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26-29 мая 2009 г. – Уфа, 2009. – С. 226-231.
  4. Батрашкин В.П., Хисамутдинов Н.И., Сарваров А.Р., Торопчин О.П. Методические подходы применения технологий воздействия на призабойную зону пласта // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках
    VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26-29 мая 2009 г. – Уфа, 2009. – С. 218-223.
  5. Литвин В.В., Сарваров А.Р., Владимиров А.В., Хальзов А.А. Особенности разработки контактных водонефтяных пластов при наличии переходных зон // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 2. – С. 52-56.
  6. Сарваров А.Р., Михеев Ю.В., Антонов М.С., Сагитов Д.К. Выработка запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 5. –С. 26-29.
Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»