WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Добыча нефти из горизонта БВ10 и пласта ЮВ1 за счет бурения вторых стволов в 26 скважинах оценивается в пределах 556.2 тыс. т до 2004 года. При этом из горизонта БВ10 будет добыто около 343.9 тыс. т нефти, а из пласта ЮВ- 212.3 тыс. т.

В работе рекомендуется применять комбинированный вариант изоляции водопритоков в нагнетательных и добывающих скважинах путем применения осадков гелеобразующих композиций в пласте. Предварительно в пласт закачиваются чередующимися оторочками раствор силиката натрия и бишофита, а затем в пласт закачивается гелеобразующая композиция на основе силиката натрия.

В течение последних семи лет, на опытных участках проведены работы по изоляции водопритоков осадко- и гелеобразующими композициями в скважинах горизонта БВ10 и в 27 скважинах пласта ЮВ1. За счет ее применения дополнительно будет добыто 382 тыс. т нефти по скважинам горизонта БВ10 и 165 тыс. т - по скважинам пласта ЮВ1, а в сумме по обоим участкам – 547 тыс. т.

С учетом изложенного выше для участка ОПР рассматриваются два возможных варианта его доразработки:

• вариант 1 (базовый) - реализация существующей системы разработки без каких-либо ее изменений во времени;

• вариант 2 - реализация на участке ОПР рассмотренных в предыдущем разделе восьми технологий воздействия на пласты и призабойные зоны скважин.

С учетом экспериментального характера работ на участке, продолжительности проявления эффекта от различных технологий, желания получить результаты в кратчайшие сроки и в полном масштабе выбран проектный срок разработки по вариантам - 11 лет.

В работе рассмотрены также варианты 3 и 4, отличающиеся от вариантов 1 и 2 масштабами внедрения технологий практически на всей территории деятельности:

• вариант 3 (базовый) - реализация существующих систем разработки горизонта БВ10 Самотлорского, пластов ЮВ1 Мыхпайского и Самотлорского месторождений без каких-либо их изменений во времени (расширенный участок ОПР);

• вариант 4 - реализация на расширенном участке тех же восьми технологий воздействия на пласты и призабойные зоны скважин, рассматриваемых в варианте 2.

Варианты 3 и 4 предложены на случай оперативного расширения ОПР при условии быстрого подтверждения их эффективности на экспериментальном участке. Проектный срок оставлен без изменения - 11 лет.

Сопоставление рассматриваемых вариантов разработки как по пластам, так и в целом по участкам показало, что за счет применения технологий максимальный годовой прирост добычи нефти составит 1.0 млн. т (в 1997 году), коэффициент нефтеизвлечения за 10 лет возрастет на 3 - 4 пункта. За рассматриваемый период разработки на экспериментальном участке добывается дополнительно к базовому варианту 2.516 млн. т нефти, на расширенном участке - 6.291 млн. т.

Для прогнозирования эффективности применяемых технологий доразработки пластов БВ10 и ЮВ1 предложен последовательный анализ Вальда.

Составлены таблицы диагностических коэффициентов, позволяющие провести раннюю диагностику эффективности методов СКО, СКО+ГФ, ГКО, ГКО+ГФ, ГКС, ГРП и ВВ (виброволновое воздействие).

Для принятия решения – проводить или не проводить ОПЗ в той или иной скважине, определены основные соотношения диагностической процедуры.

Для химических методов увеличения нефтеотдачи пластов основное m т j 0,2 p ДК(Xij)p -0,соотношение имеет вид: -3,01p ДК(X )p 0,23, для ГРП: - i п n m 0,4 p ДК(Xij)p для пластов ЮВ1 и - -0,3 для пластов БВ, а также n mь 2 p ДК(Xij)p для ВВ, которые приведены в приложении.

n Четвертый раздел посвящен анализу результатов внедрения технологии доразработки на рассматриваемых пластах.

Для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении широко применяются физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, различные методы обработки призабойной зоны пластов, ограничение водопритоков и т.д. Совокупный объем работ по увеличению дополнительной добычи нефти с применением различных методов увеличения нефтеотдачи пластов из года в год растет.

Объем добычи нефти на Самотлорском месторождении в 1993 г. составил 26499 тыс. т, в 1994 г. – 23152 тыс. т, 1996 г. – 19615 тыс. т, 1998 г. – 18108 тыс. т, а в 2000 г. – 18950 тыс. т. При этом дополнительная добыча нефти за счет применения различных методов интенсификации добычи в 1993 г.

составила 5,1 % от общей добычи, в 1994 г. – 7,7 %, 1996 г. – 19%, 1998 г. – 25,1 %, а в 2000 г. – 31,7 %. Эти данные наглядно показывают роль методов увеличения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении.

До 1994 года на Самотлорском месторождении были проведены скважино-операций по гидравлическому разрыву пластов. При этом эффективность на 1 скв.-операцию составила 4,79 тыс. тонн. В 1994 году эффективность составила 11,4 тыс. тонн на 1 скв.-операцию, в 1996 – 5,8 тыс. т, в 1998 г. – 14,5 тыс. тонн, а в 2000 г. – 13,3 тонн. Эти данные наглядно указывают, с одной стороны, на эффективность ГРП, с другой – на необходимость подбора скважин под операцию ГРП.

В последние годы достаточно широко применяются селективные изоляции для ограничения водопритоков. В 1994 г. эффективность на 1 скв.операцию составила 7,9 тыс. т против 0,8 тыс. тонн в 1993 г. В 1996 году она уже составила всего 1,9 тыс. т, в 1998 г. – 1,36 тыс. т, а в 2000 г. – 1,03 тыс. т.

Заметим, что массовое применение методов ограничения водопритоков приводит к снижению эффективности скважино-операции. Аналогичная картина наблюдается и по остальным методам.

На объектах испытания ЮВ1 и БВ10 Самотлорского месторождения для интенсификации добычи нефти было использовано более 8 технологий. Все они являются дорогостоящими технологиями. Например, самой дешевой технологией является гидровакуумное воздействие с эффективностью 457 т на одну скважино-оперцию. По эффективности они расположились так:

виброволновое воздействие (1307 т), перфорационные работы (652,2 т), химическое воздействие (523 т), гидровакуумное воздействие (457 т), комплексное воздействие (210 т) и перфорационные работы совместно с химическим воздействием (-19,4 т). Последнее показывает, что совмещение перфорационных работ с химическим воздействием не дает эффекта.

Наиболее дорогим методом воздействия на пласт является гидроразрыв.

Средние затраты на одну скважино-операцию составляют 909792 руб., а эффективность - 1004 тонн. Сравнивая ГРП с другими методами, видим, что он эффективнее перфорационных работ в 1,54 раза, гидровакуумного воздействия - в 2,2 раза, химического воздействия - в 1,92 раза и т.д. Заметим, что на других объектах ГРП значительно эффективнее, чем на объектах ЮВ1 и БВ10.

Метод селективной изоляции по ограничению водопритоков в пластах является достаточно дорогим (средние затраты более 680 тыс. руб.) и эффективным (595 т на 1 скв.-опер.). Селективная изоляция в 1,33 раза дешевле, чем технология ГРП и в 1,5 и более раз дороже других методов ОПЗ.

В период с 1990 по 1994 года среднедействующий фонд составил скважины, со средним дебитом по жидкости 40,36 т/сут, с обводненностью 77,1%. При этом среднедействующий фонд нагнетательных скважин составил 128 скважин. В период с 1995 по 2001 г.г. среднедействующий фонд добывающих скважин уменьшился на 156 скважин, нагнетательных скважин – на 10. Средний дебит действующих скважин увеличился на 3 т/сут, а обводненность – на 3,5 %.

Коэффициент нефтеизвлечения в период с 1996 по 2001 год увеличился от 0,299 до 0,32. Среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0,против 0,278 в 1990-1994 годах. Среднегодовой темп роста коэффициента нефтеизвлечения до внедрения составил 0,0056, а после - 0,0042.

Отбор нефти от утвержденных извлекаемых запасов за рассматриваемый период вырос от 62,1 % в 1993 г. до 67,7 % в 2001г. Темп роста составил 0,848 %. До 1994г. –1,166%.

Темп отбора текущих извлекаемых запасов показывает, что среднегодовой темп отбора до 1994 г. составил 3,124 %, после - 2,57 %. При этом темп падения отбора текущих извлекаемых запасов до 1994 г. составил 32 %, а после внедрения геолого-технических мероприятий – 0, 04 %.

Действующий фонд нагнетательных скважин после 1995 года значительно уменьшился. Это уменьшение сказалось на компенсации текущего отбора. В 1994 г. компенсация текущего отбора составляла 148,6 %, а после – 113,1 %. При этом нам удалось стабилизировать темпы обводнения скважинной продукции, дебитов скважин по нефти и жидкости, а, самое главное, достигнуть значительного уменьшения темпа падения отбора извлекаемых запасов. До 1994 года темп падения компенсации текущего отбора составлял 0,65 %, а в период с 1995 по 2001 годы - всего 0,1 %.

Полученные результаты показали эффективность рекомендованных для внедрения автором геолого-технических мероприятий на горизонте БВ10, несмотря на всеосложняющие условия доразработки Самотлорского месторождения. Заметим также, что до 1995 года наблюдается снижение дебитов действующих скважин. Среднегодовой темп падения дебитов скважин составлял 2,04 т/сут, а после внедрения геолого-технических мероприятий дебиты скважин начали из года в год увеличиваться. Среднегодовой темп роста составляет 3,18 т/сут.

Динамика показателей разработки объекта ЮВ1 после внедрения геологотехнических мероприятий показала, что действующий фонд добывающих скважин в период с 1995 по 2001 годы вырос от 118 до 147 скважин.

Среднегодовой действующий фонд составил 123 скважины. До 1994 года среднегодовой действующий фонд скважин составлял 75 скважин, то есть увеличился на 48 скважин. Наблюдается также увеличение нагнетательного фонда скважин от 11 до 34 скважин. Среднегодовой нагнетательный фонд скважин до 1994 года составлял 10 скв., а после 1995 года – 22 скв., то есть увеличение произошло на 12 скважин. При таком росте нагнетательного фонда скважин средняя обводненность продукции действующего фонда увеличилась с 50 % до 75,4 % после 1995 года. А среднегодовой дебит действующих скважин по жидкости после внедренных мероприятий в 1995-2001 годы составил 29 т/сут против 32,2 т/сут до 1994 г. При этом характерным является то, что до 1994 г. темп падения дебита составил 3 т/сут, а после 1995 г. достигнут рост дебитов скважин. Темп роста составил 3,34 т/ сут. Заметим также, что после внедренных мероприятий удалось стабилизировать среднегодовой темп роста обводненности продукции скважин в пределах 0,84%. До 1995 года среднегодовой темп роста составлял 5,2 %.

Характерной является также стабилизация среднегодового роста дебитов действующих скважин по нефти в пределах 0,84 т/ сут, так как до внедрения мероприятий наблюдалось снижение дебитов скважин. Среднегодовой темп падения составлял 3,1 %.

Полученные данные показывают эффективность внедренных технологий по доразработке низкопроницаемого пласта ЮВ1 в условиях Самотлорского месторождения. Показано, что в период с 1995 по 2001 г. коэффициент нефтеизвлечения вырос от 0,098 до 0,148. При этом среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0, 124, а темп роста - 0,0086. До года среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0,09, а темп роста - 0,0032, то есть в 2,7 раза меньше, чем после внедрения технологий. Отбор от утвержденных извлекаемых запасов после внедренных технологий вырос от 27,06 % в 1995 г. до 40,72 % в 2001г. При этом среднегодовой темп роста отбора от утвержденных извлекаемых запасов составил 2,366 % против 1,56 % до внедрения ранее рекомендованных геолого-технических мероприятий.

Большой интерес представляет исследование темпов отбора текущих извлекаемых запасов от внедренных технологий по увеличению нефтеотдачи пластов. Этот показатель колеблется от 1,54 % в 1995 г. до 5,58 % в 2001 г.

Средний темп отбора текущих извлекаемых запасов после внедренных технологий составил 3,39 % против 2,39 % до 1995 года. Среднегодовой темп роста отбора текущих извлекаемых запасов составил 0,258 до 1995 г., а после внедренных ГТМ – 0,612%.

Важную роль в разработке нефтяных месторождений играет компенсация текущих отборов. Анализ данных показал, что до внедрения ГТМ по интенсификации добычи нефти компенсация текущих отборов составила 215,3%, после 1995 г. – 102,4%, то есть внедренные технологии позволили, с одной стороны, стабилизировать обводненность продукции действующих скважин, а с другой, - увеличить темпы роста отбора извлекаемых запасов при 100 % компенсации текущих отборов.

Важным показателем эффективности применения рекомендованных технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВ10 и ЮВ1 является текущий коэффициент их нефтеотдачи. Анализ прогнозных технологических показателей разработки расширенного участка базового варианта №3 и варианта №4 с воздействием показали, что эксперименты проведены не в чистом виде, так как не все рекомендованные значения параметров выдержаны.

Например, отношение количества добывающих к числу нагнетательных скважин в базовом варианте №3 и в варианте №4 с воздействием равно 3, то есть на три добывающие скважины приходилась одна нагнетательная.

Фактически же пласты БВ10 и ЮВ1 разрабатывались при соотношении пять к одному. Анализу подверглись данные по всему добывающему и нагнетательному фонду скважин. Эти отклонения не позволили обеспечить прогнозную величину текущей нефтеотдачи. По варианту №4 мы должны были обеспечить за период с 1995 по 2001г. среднегодовую текущую нефтеотдачу 33,1%. Фактически же обеспечили только 30,5%. Сравнение фактических данных с прогнозируемыми вариантами показали, что по варианту №завышение значения текущей нефтеотдачи пластов составляет 3,2%, а по варианту №4 – 8%. Это позволяет утверждать, что методика обоснования технологии доразработки пластов БВ10 и ЮВ1 имеет хорошую сходимость с фактическими данными и может быть рекомендована к применению при доразработке других объектов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Установлено, что балансовые запасы нефти, определенные с использованием карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8% от балансовых запасов, определенных объемными методам и запасы нефти на горизонте БВ10 распределены по площади неравномерно, а в пласте ЮВ1 концентрированы в центральной части залежи.

2. Полученные зависимости содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности коллекторов, а также перераспределение нефти в приконтурных зонах пласта и возможное ее недовытеснение в относительно высоконасыщенных коллекторах при заводнении требуют пересмотра существующей системы воздействия на продуктивный пласт.

3. Показано, что высокие депрессии на пласт с низкопроницаемыми коллекторами необратимо понижают продуктивность скважин.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






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