WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

3. Наличие газовых шапок в кунгурских пластах на МихайловскоКоханском месторождении является важнейшей предпосылкой для организации процесса водогазового воздействия на нефтяные залежи кунгурского яруса Коханского участка, где в результате существенного снижения пластового давления произошло разгазирование нефти. Газ для приготовления водогазовой смеси поставляется на насосно-бустерную установку по газопроводу из газовой шапки на Марьевском куполе, либо с СУ-14, расположенного на Коханском куполе.

4. Закачку рабочего агента – водогазовой смеси - в нагнетательные скважины предполагается осуществлять в циклическом режиме, а после прорыва нагнетаемого газа в добывающие скважины они переводятся на периодическую эксплуатацию в противофазе с работой нагнетательных скважин.

5. Сочетание данных технологий разработки нефтяных оторочек и газовых шапок кунгурских отложений на МихайловскоКоханском месторождении позволит получить более высокие начальные дебиты скважин по нефти, стабилизировать их во времени, а также достичь утвержденных коэффициентов нефтеизвлечения за более короткий период разработки объектов без внедрения нефти из оторочек в газовые части залежей. При этом, для исключения процесса снижения пластового давления в нефтегазовых залежах, компенсация отбора закачкой должна быть не менее 100 % (с учетом малоактивной законтурной водоносной области).

Для определения критических параметров - начальных дебитов нефти и начальных извлекаемых запасов (НИЗ) - при выборе областей размещения новых ГС предложен метод, основанный на техникоэкономических расчетах. Область экономической целесообразности бурения новых скважин обуславливалась выбором таких значений начальных извлекаемых запасов нефти и дебитов по нефти, при которых суммарный за все время выработки запасов нефти накопленный чистый дисконтированный поток денежной наличности NPV(Q,q) > 0. Для определения области эффективного бурения находится нижняя граница поля значений NPV(Q,q) = 0 (рисунок 8).

НЧДД>5 10 15 20 начальный дебит нефти, т/сут Рисунок 8 - Зоны и границы рентабельности бурения новых горизонтальных скважин на пласты кунгура Проведенные расчеты показали, что в современной экономической ситуации бурение ГС на залежах нефти кунгурского яруса МихайловскоКоханского месторождения рентабельно, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет 10…15 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, не менее 15…20 тыс. т. Соответствующие этим параметрам начальные нефтенасыщенные толщины составляют 4…5 м.

В результате многовариантных прогонов математической модели разработки залежей кунгура Михайловско-Коханского месторождения сформулирован оптимальный вариант вывода залежей нефти и газа из консервации. Предложены технологические решения при разработке низкопроницаемых подгазовых зон на основе создания систем горизонтальных скважин, отбора газа из газовых шапок с барьерным заводнением, оптимального расположения стволов ГС по мощности разреза пласта и по площади залежи. Это позволит получить значительный экономический эффект. Так, с первой половины 2008 года чистый дисконтированный доход предприятия за 30 лет составит более 1127 млн руб.

тыс.т НЧДД<начальные извлекаемые запасы нефти, Основные выводы и рекомендации 1. Проведенный анализ эффективности разработки пласта К I+II Коханского и Восточно-Коханского куполов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения показал, что:

• применявшаяся на Коханском участке система разработки оказалась малоэффективной;

• разработка залежи велась в режиме растворенного газа, что обусловило невысокие показатели технологической эффективности;

• значительное снижение пластового давления, вплоть до значений ниже давления насыщения нефти газом, привело к существенному разгазированию нефти залежи, изменению свойств пластовых флюидов и образованию в пласте зон свободного газа;

• для повышения эффективности нефтеизвлечения необходимо применение новых технологий разработки нефтегазовых залежей.

2. Образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Проведенные в работе исследования показали, что возникновение газовых «пробок» приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, и соответственно к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются – в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод о том, что образование области свободного газа в пласте приводит к ухудшению фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами. В связи с резким падением дебитов нефти при прорыве газа к добывающей скважине эффективность нефтеизвлечения уменьшается, что сказывается на конечной нефтеотдаче.

3. Проведенные исследования зависимости КИН от объема зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объема выделившегося свободного газа.

4. В послойно-неоднородном пласте при наличии зоны свободного газа вытеснение нефти происходит крайне неравномерно. Этому способствуют как трехфазность процесса фильтрации, так и неоднородность ФЕС коллектора. При этом в присутствии свободного газа связь между добывающей и нагнетательной скважинами ухудшается.

5. Исследование возможности применения горизонтальных скважин в разработке контактных газоводонефтяных зон выявило зависимость коэффициента нефтеизвлечения от положения ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта. Для рассмотренной модели при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев. Вместе с тем, оптимальное с точки зрения КИН положение ствола ГС соответствует максимальному времени разработки пласта и наибольшему значению водожидкостного фактора.

6. Предложены стратегические направления ввода в эксплуатацию залежей нефти и газа, длительное время находившихся в консервации. Основные направления для залежей кунгура Михайловско-Коханского месторождения сформулированы в следующем виде.

• С целью получения более высоких начальных дебитов скважин по нефти кунгурские отложения Михайловско-Коханского месторождения рекомендуется разбуривать системой горизонтальных скважин в пределах 4-метровой начальной нефтенасыщенной толщины пластов.

• Бурение новых скважин начинается с центральных зон залежи, имеющих наибольшую нефтенасыщенную толщину пластов. В неразбуренных зонах бурение скважин осуществляется по принципу «от известного – к неизвестному».

• Разработку залежей нефти кунгурского яруса пласта К II Михайловского и Марьевского куполов предлагается проводить с использованием барьерного заводнения в области газонефтяного контакта с одновременным отбором газа из газовых шапок, в результате чего будут предотвращены прорывы газа к забоям нефтяных скважин и попадание нефти в газоносную область.

7. Предложены методические подходы для оценки критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин. В современных экономических условиях бурение ГС рентабельно, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет 10…15 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, - не менее 15…20 тыс. т. При этом начальная нефтенасыщенная толщина составляет 4…5 м.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по данным керна / Р.Г. Сарваретдинов, С.П. Папухин, Б.И. Вафин и др.; под ред. Р.Г. Сарваретдинова. – Уфа: Изд-во ООО «Выбор», 2007. – 28 с.

2. Казакова Т.Г., Тюфякова О.С., Вафин Б.И., Манапов Т.Ф., Титов А.П. Влияние изменения теплового поля пласта АВ1 на процесс эксплуатации выбранного участка Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 3. – С. 43-46.

3. Гильманова Р.Х., Вафин Б.И., Литвин В.В., Сарваров А.В., Кожин В.Н. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти пластов кунгурского яруса МихайловскоКоханского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 5. – С. 35-40.

4. Владимиров И.В., Вафин Б.И., Хальзов А.А., Васильев В.В., Кожин В.Н. Стратегия ввода в эксплуатацию залежей нефти, находящихся в длительной консервации (на примере пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения) // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 5. – С.40-43.

5. Вафин Б.И. Анализ эффективности действующей системы ППД в пластах Д, Д Михайловско-Коханского месторождения // НТЖ 2 «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 7. – С.

17-23.

6. Манасян А.Э., Сагитов Д.К., Вафин Б.И., Халилова Ф.М. Анализ мероприятий по ограничению водопритока, проводимых на Якушкинском месторождении // НТЖ «Нефтепромысловое дело».

– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 6. – С. 31-34.

7. Щекатурова И.Ш., Горобец Е.А., Вафин Б.И., Сагитов Д.К.

Особенности формирования геолого-технических мероприятий с применением гидродинамического моделирования на завершающей стадии разработки // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 6. – С. 11-14.

8. Манасян А.Э., Щекутарова И.Ш., Горобец Е.А., Вафин Б.И.

Анализ эффективности работы участка нагнетательной скважины башкирского яруса Якушкинского месторождения с учетом влияния составляющих результата воздействия закачкой // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 6. – С. 25-30.

9. Шпан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р.

Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – № 6. – С. 21-25.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 10.10.2008 г. Бумага писчая.

Заказ № 453. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Pages:     | 1 | 2 ||






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