Cовершенствование системы разработки пласта ПК19-20 Барсуковского месторождения
Введение
В настоящее время в России в промышленной разработке находятся многие
сотни нефтяных залежей и месторождений. Но качество разрабатываемых объектов
существенно отличается от того, какое было 20-30 лет тому назад. Гигантские и
крупнейшие нефтяные месторождения в значительной мере уже выработаны.
Современные более высокие технические возможности разведки позволили открыть
много малопродуктивных нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Резко возросло число месторождений с теми или иными сложностями для извлечения
запасов нефти, а именно: нефтегазовых и нефтегазоконденсатных, имеющих
трещиноватые и трещиновато-поровые нефтяные пласты и содержащих маловязкую
высокопарафинистую нефть, застывающую в поверхностных условиях при
положительных температурах, и нефти повышенной, высокой и сверхвысокой
вязкости. К тому же многие новые месторождения находятся в отдаленных необжитых
районах с суровым климатом: север европейской части России, Западная и
Восточная Сибирь, арктический шельф.
За последние 10-20 лет в мире существенно изменилась экономическая
ситуация. На мировом рынке резко упала цена на нефть. В нашей стране произошел
переход от плановой к рыночной экономике. Государство перестало заниматься
производством. Нынешние очень большие налоги на добычу нефти в пользу
государства экономически ограничивают бурение новых скважин и продолжение
эксплуатации обводненных скважин. Кроме того, возросли требования к охране
окружающей среды и соответственно экономические затраты на эту охрану.
Основой почти всех известных применяемых технологий разработки нефтяных
месторождений является заводнение. При освоении новых нефтяных месторождений
важную роль играет прогрессивный метод нефтеотдачи - законтурное и
внутриконтурное заводнение пластов. В последние годы для поддержания пластового
давления широко используют сточные и пластовые воды. Это позволяет наиболее
экономично и надёжно решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.
Основной задачей дипломного проекта является совершенствование системы
разработки пласта ПК19-20 Барсуковского месторождения: определение
технологической и экономической эффективности ввода в эксплуатацию
дополнительных очаговых нагнетательных скважин.
При расчете основных показателей разработки месторождения буду
использовать методику В.Д. Лысенко «Методика расчета разработки нефтяной
залежи». При сравнении результатов полученных при расчете по методике В.Д.
Лысенко и фактических данных по НГДУ «Барсуковнефть» можно будет сделать вывод
об эффективности мероприятия.
1. Геологическая часть
.1 Общие сведения о месторождении
Барсуковское месторождение открыто в 1984 году. По административному
положению месторождение находится на территории Пуровского района
Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние до ближайших
населенных пунктов по прямой составляет : п. Пурпе - 52 км; п.Тарко-Сале - 110
км ;г.Ноябрьск- 157 км; г.Сургут - 358 км ; г.Тюмень - 963 км. Вблизи
Тарко-Сале и Пурпе проходит железная дорога Тюмень-Уренгой. Действующий
газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк находится в 40 км от
месторождения. Развита сеть автомобильных дорог; вдоль железной дороги проходит
автомобильная трасса.
Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское,
расположенное в 20 км на северо-восток; Вынгаяхинское - в 43 км на (юго-восток
и Восточно-Таркосалинское - в 98 км. северо-восточнее от Барсуковского
месторождения.
В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье
и по берегам реки Пякупур и ее левого притока Пурпе, относящегося к бассейну
реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория
представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа от +30 м до +98
м. Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякупур и Пурпе. На
водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины
термокарстового происхождения.
Реки Пякупур и Пурпе с многочисленными притоками - рукавами равнинные,
спокойные; средняя скорость течения -0.8 м/сек. Реки не глубокие; глубина их в
сухое летнее время не превышает 0.5 м, а во время паводков уровень поднимается
до 2.5- 5.0 м.
Для данной территории характерна широкая сеть озер: старичных - в
пределах пойм рек и термокарстовых - на водораздельных участках. Глубина их не
превышает 1 метра.
Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя мерзлоты,
играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая
глубина болот и, вследствие этого, их позднее промерзание служит препятствием
для движения сухопутного транспорта.
Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями
температур в течение года . Средние годовые температуры составляют -3 - 4 0С.
Абсолютный годовой минимум достигает -50 -60 0С. Зима продолжительная и
холодная, лето короткое и теплое. Наибольшее количество осадков выпадает в
начале и конце года. Зимой выпадает всего 30-40% от общего количества осадков.
Толщина снегового покрова около 1 м. Зимой нередко бывают сильные бури, пурга;
скорость ветра достигает 10 - 16 м/сек при средней скорости 2 - 3 м/сек. В
зимний период преобладают южные ветры, в летний период - северные.
Развитие вечной мерзлоты носит основной характер и имеет различную
глубину распространения. Несмотря на то, что в целом по месторождению значения
геотермического градиента высокие, совершенная мерзлота встречается отдельными
линзами на глубинах от 100м до 200м. Это подтверждает и геотермограмма,
построенная по скважине 9-р, где нижняя граница мерзлоты отбивается на глубине
от 50 до 200м. Многолетнемерзлые породы (ММП) представлены реликтовой толщей
мерзлоты, которая прерывается ровными таликами под руслами рек и озер. Кровля
ММП залегает на глубинах 80 - 120 м; подошва - 180 - 200 м. Толщина слоя ММП
колеблется от 20 до 100 м, причем суммарная толщина островной мерзлоты и слоя
ММП не превышает 200 м.
Месторождение находится в зоне лесотундры. Лесные массивы состоящие из
лиственницы, ели, кедра, сосны и березы, развиты в основном, в виде узких полос
(шириной до 10 км) вдоль берегов рек. Болотистые пространства покрыты
сфагновыми мхами.
Среди болот часто встречаются островки редколесий, где растут сибирская
лиственница, низкорослая береза и другие породы. В долинах рек встречаются луга
и заросли кустарников (ольха, ива, смородина). Из крупных животных встречаются
бурый медведь, волк, северный олень, в редколесье - зайцы. В хвойных лесах
много белок. В протоках рек и на многочисленных озерах много гусей и уток.
Озера и реки богаты рыбой.
Основные запасы пресных подземных вод сосредоточены в первом
гидрогеологическом комплексе и приурочены к отложениям палеоген-четвертичного
возраста. Исходя из анализа геокриологических и гидрогеологических условий
месторождения выделены три водоносных горизонта: надмерзлотный, межмерзлотный и
сквозных таликов.
В верхней части четвертичных отложений надмерзлотного горизонта выделена
водоносная толща, залегающая на глубинах 8 - 30 м с толщинами от 6 до 21 м.
В отложениях атлым-новомихайловской свиты надмерзлотный горизонт
представлен двумя песчаными пластами с толщиной от 18 дo 35м. Нижний пласт более мощный и водообильный.
Водоносный пласт Тавдинской свиты залегает на глубинах 65 (под руслами рек -
170м.). Толщина водоносных пластов меняется от 5 до 25м. Межмерзлотный
водоносный горизонт приурочен к нижней части четвертичных отложений и к
отложениям атлым-новомихайловской и тавдинской свит на участках развития
современной мерзлоты. Кровлей водоносного горизонта служит подошва слоя
современной мерзлоты, залегающей на глубине 25-54м, подошвой - глины тавдинской
свиты или кровли реликтового слоя ММП. Толщины изменяются от 14 до 98м и более.
1.2 Краткая геолого-эксплуатационная характеристика
месторождения
Барсуковское месторождение находится в разработке с 1987 года на
основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году.
Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.
В связи с доразведкой месторождения, открытием новых залежей и уточнением
запасов составлялись дополнительные проектные документы, в частности,
технологическая схема разработки Барсуковского месторождения (УкрГИПРОНИИНефть,
1986 г) и дополнительной запиской к ней утвержденная техсоветом
Главтюменнефтегаза (протокол № 58 от 10.12.86 г).
На базе запасов нефти , утвержденных ГКЗ в 1988 году (протокол № 10510 от
5.10.88 г.), СибНИИНП в 1989 г. составлена очередная дополнительная записка к
техсхеме которая утверждена ЦКР (протокол № 1359 от 01.11.89 г.).
За период, прошедший после составления проектных документов, в порядке
проведения авторских надзоров и в оперативном порядке проведен ряд уточнений
проектных решений.
СибНИИНП была составлена технологическая схемы разработки Барсуковского
месторождения, утверждена ЦКР (протокол № 1600 от 3.11.93 г.)
Центральной комиссией по разработке утверждена технологическая схема
разработки Барсуковского нефтегазового месторождения (вариант 3).
Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения
связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11,
БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4 , 2БСЗ, 1БСЗ,
БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18,
ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено
56 залежей углеводородов.
По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и
тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади
подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади
и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и
газа.
В тектоническом отношении Барсуковское месторождение находится в пределах
юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному
поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.
Основными залежами на Барсуковском месторождении считаются ПК19-20, АС10,
1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14 .
Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта
ПК19-20.
Пласт ПК17. Песчаники пласта ПК17 распространены по всей площади
месторождения. Испытаны как газовая, так и нефтяная части местрождения. Газовая
часть залежи испытана в скважинах : № 447р, 454р, 450р, 446р, 9р. В результате
испытания получены фонтаны гзоконденсата дебитами от 82000 до 74500 мЗ/сут.
Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где из интервала
абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти дебитом 5,3м3/сут при
Ндин=370м. По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В южной
части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС пласт
водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс. отметки 1530м., а
нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по материалам ГИС отбивается на
абсолютной отметке 1544 м.
Газонасыщенные толщины изменяются от 1,3м до 21 м. Нефтенасыщенные - от
1,2 до 7м.
В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 13х5 км., высота
залежи - 67м.
Залежь пластовая, сводовая.
Пласт 2ПК18 имеет весьма сложное строение и площадного распространения не
имеет. На основании данных ГИС и испытания выделено три продуктивных блока.
I блок выделен в
районе скважины 447р. При ее испытании получен приток нефти дебитом 17,5м3/сут.
и приток воды дебитом 6,5м3/сут. Размеры блока 1,2 х 0,5 км.
II блок выделен в
районе скважин 2007 и 3135, который продуктивен по материалам ГИС. Размеры
блока - 0,9 х 0,4 км.
III блок выделен в
районе скважин 1872, 3277, 1873, 1874 и продуктивен тоже по данным материалов
ГИС. Размеры блока 1,0 х 0,4 км.
Пласт 0-1ПК18 также имеет блоковую модель.
I блок выделен в
районе скважин 3046, 447. При испытании скважины 477 в интервале абсолютных
отметок 1538-1544 м получен газонефтяной фонтан. Дебит газа составил 41700
мЗ/сут, дебит нефти - 9 мЗ/сут через 8мм штуцер. Газовый фактор = 4633 мЗ/мЗ.
ГНК отбивается на абсолютных отметках 1540-1543 м. ВНК - на отметке 1549 м.
Залежь газонефтяная, водоплавающая, тектонически-экранированная. Размер
блока 1,2 х 0,5 км.
II блок выделен в
районе скважины 457, при опробовании которой в интервале а.о. 1555-1559 получен
фонтан нефти дебитом 8,7м3/сут через 6мм штуцер. ВНК скважиной не вскрыт и
принят условно на отметке 1565 м. Размер залежи 2,4 х 1 км, высота - 15м.
Залежь пластовая, тектонически-экранированная.
III блок выделен в
районе скважины 446 при испытании которой в интервале отметок 1563-1567 м
получен приток нефти дебитом 11,2м3/сут при Нд=186 м. ВНК залежи не вскрыт и
принят условно на отметке 1570 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в
скважине 446 равна 5,8 м. Залежь пластовая, тектонически-экранированная,
размером 0,9 х 0,5 км, высотой 20 м.
IV
блок выделен в районе скважин 454 и 3135. При испытании скважины 454 в интервале
абсолютных отметок 1538-1542 м через 10 мм штуцер получен фонтан газоконденсата
дебитом 91700 мЗ/сут. По результатам ГИС эксплуатационных скважин ГВК
отбивается на отметке 1542м. Газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 7,4м.
Залежь пластовая, тектонически-экранированная, размером 2,2 х 2км,
высотой 27м.
V блок
- газоконденсатная залежь. ГВК по данным ГИС отбивается на отметках 1540-1542м.
Газонасыщенная толщина изменяется от 0,6м в скважине 2015 до 13,6м в скважине
138.
Залежь пластовая, тектонически-экранированная, размером 2,8 х 1,9км,
высотой 36м.
VI
блок выделен по данным интерпретации ГИС - залежь газоконденсатная. ГВК принят
на отметке 1547м. Размеры залежи 2,6 х 2,1км, высота -26м. Залежь пластовая,
тектонически экранирована.
Пласт ПК19-20 приурочен к терригенным отложениям апт-альбского яруса
нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлен переслаиванием
песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, плохо отсортированные,
слабо и среднесцементированные с включением мелких растительных остатков.
Прослои глин, серых алевролитистых слабослюдистых с включением органических
остатков и тонких слоев углей. Залежь пласта массивная, водоплавающая с газовой
шапкой. Эффективные нефтенасыщенные толщины 12.4-24м. В пределах принятого ВНК
залежь имеет размер 14.3 х 5.6км (ВНК -1636м), высота залежи -55 метров,
абсолютная отметка ГНК - 1602м. Высота газовой залежи -23м, нефтяной -33м.
С долей условности весь продуктивный разрез ПК19-20 можно разделить на
четыре части 1ПК19, 2ПК19, ЗПК19, ПК20, каждая из которых будет иметь общую
толщину 10 м и отделена от других преимущественно заглинизированным разделом.
На северо-западном крыле месторождения, в районе куста 59, было выявлено
расширение нефтенасыщенной зоны, в связи с чем были пробурены дополнительные
скважины.
Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.99 года составил 576 скважины, из
которых 479 скважины - действующие. Весь добывающий фонд скважин
механизированный.
С начала разработки, на 01.01.1999г, из залежи добыто 22093.85 тыс.тонн
нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют,
соответственно, 13.61т/сут. и 45 т/сут. Обводненность продукции составляет
69,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом.
Геолого-физические данные основных объектов разработки Барсуковского
месторождения представлены ниже в таблице 1.1.
Таблица №1.1
|
Параметры
|
Пласты
|
|
ПК19-20
|
2БС11
|
БС12
|
|
Средняя глубина залегания,
м
|
1610
|
2573
|
2644
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
1636
|
2440
|
2508
|
|
Тип коллектора
|
терригенный
|
поровый
|
поровый
|
|
Тип залежи
|
пл-свод.
|
пл-свод.
|
пл-свод.
|
|
Площадь нефтегазоносности,
т.м2
|
74030
|
19000
|
41937,5
|
|
Средняя нефтенасыщен.
толщина,м
|
14, 4
|
3,7
|
3,5
|
|
Пористость, доли ед.
|
0,27
|
0,18
|
0, 19
|
|
Проницаемость, мД
|
87
|
29
|
31
|
|
Средняя нефтенасыщенность,
д.ед.
|
0, 68
|
0, 65
|
0, 65
|
|
Коэффициент песчанистости,
д.ед.
|
0, 45
|
0,77
|
0, 59
|
|
Коэффициент расчлененности
|
18
|
2, 64
|
2, 73
|
|
Пластовая температура,
град.С
|
55
|
84
|
80
|
|
Пластовое давление, мПа
|
16, 8
|
25, 8
|
25, 8
|
|
Вязкость нефти в пл.усл.,
спз
|
3, 68
|
1, 04
|
1, 04
|
|
Плотность нефти в пл.усл.,г/смЗ
|
0, 821
|
0, 834
|
0, 834
|
|
Плотность газа в пл.усл.,г/смЗ
|
0, 812
|
0, 738
|
0, 975
|
|
Объемный коэф.нефти, доли
ед.
|
1, 112
|
0,73
|
0,73
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
0,51
|
0, 41
|
0, 41
|
|
Содержание парафина в
нефти, %
|
1, 99
|
3,79
|
3,1
|
|
Давление нас. нефти
газом,мПа
|
11,9
|
11,7
|
11,7
|
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
50, 9
|
67, 4
|
67, 4
|
|
Вязкость воды в пл.усл.,мПа
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
|
Плотность воды в пл.усл.,
г/см3
|
1, 001
|
1, 007
|
1, 007
|
1.3 Тектоника
Геологический разрез Барсуковского месторождения представлен мощной
толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на
размытой поверхности до юрских отложений. Охарактеризованность керном различных
интервалов разреза неравномерна.
Согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойкого осадочного чехла
Западно-Сибирской плиты Барсуковское месторождение расположено в пределах
структуры второго порядка - Пякупурского куполовидного поднятия (К.П.),
входящего в состав северного мегавала.
Залежи У.В. в нижнемеловых отложениях в пределах Пякупурского К.П.
контролируются структурами III
порядка - Комсомольским - II,
Пякупурским, Нижне-Комсомольским, Ново-Комсомольским I, Ново-Комсомольским II К.П., в то время, как сеноманская залежь объединяет контуром
все эти поднятия и контролируется структурным элементом более высокого порядка.
Барсуковское месторождение приурочено к Нижне-Комсомольскому локальному
поднятию. По сейсмическому отражающему горизонту «Б» (кровля битуминозных
аргиллитов баженовской свиты). Нижне-Комсомольское локальное поднятие разделено
на две части. Южный, основной купол по замыкающей изогипсе - 2800м, имеет
размеры 5*17км и
амплитуду порядка 50м. Простирание структуры субмеридиональное. Северный купол
по изогипсе - 2775м имеет размеры 5*3км, амплитуду порядка 20 м и северо-западное простирание
длиной оси. Изогипсой 292 м Нижне-Комсомольское поднятие сочленяется с
Ново-Комсомольским локальным поднятием.
По отражающему горизонту «Г» (сеноман) Нижне-Комсомольское локальное
поднятие оконтуривается изогипсой - 875 м и в её пределах имеет размеры 5,5*10км, амплитуду 25м. Простирание
длиной оси - субмеридиональное. Свод поднятия сместился из района скважин N121,132,447 в район скважин N138,141.
По кровле вартовской свиты (баррель) на исследуемом участке сохраняются
очертания структурного плана сейсмического отражающего горизонта «Б». Нижне-Комсомольское
поднятие представлено четырьмя куполами:
).район скв. N9;
).район скв. N447,135;
).район скв. N578,138;
).район скв. N121,825.
По кровле покурской свиты (сеноман), наряду с выполаживанием, происходит
и некоторая перестройка структурного плана.
Так купола, отмечавшиеся по кровле вартовской свиты, объединяются в
единый купол, наиболее приподнятая часть которого находится в районе скв. N138,141. Сохраняются очертания
структурного носа в южной части исследуемого участка.
По кровле ганькинской (верхний мел) и талицкой (палеоцен) наблюдается
дальнейшее выполаживание структурного плана без существенного его изменения.
В центральной части исследуемого участка (район скв. N121) выделяется купол с размерами по
изогипсе 2490м, размерами 3,5*2км и амплитудой порядка 15м. Кроме того, в северной части структуры
(район скв.N447,141,9) отмечается купол размерами
12*4км и амплитудой 37м (скв.N141) по замыкающей изогипсе - 2450м
(наиболее приподнятая часть). По кровле пласта АС 10 структурный план несколько
изменяется. Два купола в северной части площади объединяются в один с размерами
10,5*3км по замыкающей изогипсе - 1970м,
амплитудой -15м (скв.N442).
Сохраняют свои очертания купола в центральной части (район скв. N121) и северной части (район скв.N447,141,9) структуры.
По кровле продуктивных пластов ПК17, ПК19-20 структурный план
исследуемого участка существенно не меняется. По кровле пласта ПК19-20 поднятие
имеет размеры 16,8*7,2км
в пределах изогипсы 1650м и амплитудой порядка 75м.
1.4 Нефтегазоносность
Газонефтяная залежь пласта ПК19-20 является самой крупной по запасам на
Барсуковском месторождении.
В результате разбуривания Барсуковского месторождения по эксплуатационной
сетке, удалось уточнить геологическое строение горизонта, провести подсчет
запасов нефти и газа.
На месторождении пробурено 560 эксплуатационных скважин, из них 445
скважин находятся в эксплуатации, дебиты нефти колеблются от 4,4 до 77т/сут. В
результате поинтервальной перфорации пласта в скважинах, данных ГИС
эксплуатационных и разведочных скважин, удалось уточнить положение контактов
газ - нефть, нефть - вода. По вертикальным разведочным скважинам N9,141,447 по результатам временных
замеров РК ГНК отбивается на а.о. 1602-1604м.
В скважине N141 при испытании
пласта в интервале отметок 1602-1604м получен фонтан газоконденсата.
В скважине N447 фонтан
газоконденсата получен с а.о. 1593-1599м. При испытании интервала а.о.
1603-1607 м получен фонтан нефти дебитом 49,6 м3/сут и газа 35,38 м3/сут через
8мм штуцер. Результаты интерпретации каротажа эксплуатационных скважин
подтвердили принятый ГНК, за исключением северной части залежи, где ГНК поднят
до а.о. 1600м.
В пределах принятого ГНК газовая шапка имеет размеры 10,5*3,2км, высота 30м.
Нефтяная часть залежи опробована в восьми разведочных скважинах. При
испытании пласта в скважине N141
из интервала а.о. 1619-1625 м получен фонтан нефти дебитом 90,1 м3/сут на 8 мм
штуцере.
В скважине N9 на отметках
1612-1615 м получен фонтан нефти дебитом 120 м3/сут.
Безводный приток нефти дебитом 6,05 м3/сут при Нд=675,6 м получен в
скважине N132 при испытании пласта в интервале
а.о. 1621-1625 м.
В скважине 447 была испытана как нефтяная часть, так и водонефтяная. В
интервале а.о. 1632-1636 м получен приток нефти дебитом 4,4 м3/сут и воды 3,3
м3/сут при Нд=431 м. По данным ГИС ВНК залежи уверенно прослеживается в
скважинах 141,138,446,447 на а.о. 1635-1634, 1639-1627м и 1638,6м
соответственно. Среднее значение составляет 1636 м.
Бурение эксплуатационных скважин подтвердило, что отметка ВНК по залежи
колеблется в пределах отметок от 1626 до 1636м, отклонение верхней отметки
вероятно, объясняется неточностью замеров кривизны в скважинах.
В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 14*5,5 км, высота 62м. Эффективные
нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,7 до 29,0 м.
Залежь массивная водоплавающая.
1.5 Свойства нефти, воды и газа
Глубинные пробы нефти на Барсуковском месторождении отбирались
пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах
обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Методическое
обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей проводились в соответствии с
требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовые исследования
пластовой нефти”. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.
Исследование их проводились по действующим государственным стандартам и
методикам.
Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и природных газов
определялся методами газо-жидкостной хромотографии. Разгазированные нефти
пластов ПК17,ПК19,ПК19-20,ПК20 сернистые, вязкостные.
Физические свойства нефтей исследованы методом однократного реагирования.
Среднее значение свойств приведены в таблице 1.2.
Физические
свойства пластовой нефти Барсуковского месторождения
|
Наименование
|
ПК19
|
ПК19-20
|
ПК20
|
|
Пластовое давление, Мпа
|
17,8
|
17,1
|
17,1
|
|
Пластовая температура, °С
|
56
|
56
|
56
|
|
Давление насыщения, Мпа
|
12,4
|
12,4
|
12,5
|
|
Газосодержание, м3/т
|
62
|
56
|
52
|
|
Газовый фактор при условной
сепарации, м3/т
|
58
|
53
|
52
|
|
Объёмный коэффициент
|
1,156
|
1,124
|
1,116
|
|
Плотность нефти кг/м3
|
806
|
825
|
832
|
|
Объёмный коэффициент при
условной сепарации
|
1,135
|
1,116
|
1,110
|
|
Вязкость нефти, мПа*сек
|
2,87
|
3,24
|
3,44
|
|
Коэффициет упругости,
1/мПа*10
|
16,1
|
12,5
|
12,0
|
|
Плотность нефти при
условной сепарации, кг/м3
|
878
|
884
|
886
|
Компонентный состав пластовой нефти (% мольный)
|
Среднее по пласту
|
СО2
|
N2
|
C1
|
C2
|
C3
|
iC4
|
nC4
|
iC5
|
nC5
|
C6+
|
м.вес г/моль
|
|
ПК19
|
9
|
10
|
32,38
|
1,30
|
34
|
1,03
|
35
|
83
|
36
|
63,22
|
162,72
|
|
ПК19-20
|
25
|
7
|
32,86
|
1,42
|
22
|
61
|
17
|
42
|
15
|
63,83
|
168,05
|
|
ПК20
|
23
|
7
|
33,07
|
1,14
|
20
|
53
|
12
|
32
|
10
|
64,22
|
165,63
|
Компонентный состав разгазированой нефти (% мольный)
|
Среднее по пласту
|
СО2
|
N2
|
C1
|
C2
|
C3
|
iC4
|
nC4
|
iC5
|
nC5
|
C6+
|
м.вес г/моль
|
|
ПК19
|
0
|
0
|
13
|
7
|
7
|
46
|
21
|
82
|
40
|
97,84
|
241,72
|
|
ПК19-20
|
0
|
0
|
15
|
7
|
4
|
27
|
10
|
41
|
16
|
98,80
|
251,82
|
|
ПК20
|
0
|
0
|
16
|
6
|
3
|
20
|
5
|
28
|
9
|
99,13
|
239,50
|
Компонентный состав газа (% мольный)
|
Среднее по пласту
|
СО2
|
N2
|
C1
|
C2
|
C3
|
iC4
|
nC4
|
iC5
|
nC5
|
C6+
|
Пл.газа кг/м3
|
|
ПК19
|
26
|
89,39
|
3,59
|
83
|
2,0
|
59
|
84
|
33
|
1,92
|
835
|
|
ПК19-20
|
69
|
17
|
90,94
|
3,85
|
54
|
1,20
|
30
|
44
|
17
|
1,70
|
798
|
|
ПК20
|
88
|
25
|
92,48
|
3,05
|
40
|
1,0
|
21
|
35
|
13
|
1,25
|
772
|
Свойства пластовых вод
|
Свойство (при товарных
условиях)
|
Значение
|
|
ПК19
|
ПК20
|
|
Плотность (кг/м)
|
1011,5
|
1016,3
|
|
Соленость (г/л)
|
16,7
|
20,5
|
|
Кислотность (рН)
|
6,0
|
5,5
|
1.6 Коллекторские свойства пласта
Продуктивные пласты Барсуковского месторождения характеризуются
незначительными эффективными нефтенасыщенными толщинами, невысокой
песчанистостью, расчленением невыдержанностью нефтенасыщенных пропластков, их
замещением и опесчаниванием на незначительных расстояниях.
Исключение составляет только основной объект разработки Барсуковского
месторождения, пласт ПК19-20. Принятое в расчет запасов нефти значение
эффективной нефтенасыщенной толщины по ПК19-20 составило 16м. Коэффициент
песчанистости составил 0,571, коэффициент расчленённости - 9,1 при коэффициенте
вариации - 41,4 %.
По пласту ПК19-20 пропластки менее 1 метра встречаются с вероятностью
вскрытия 35 %, от 1 до 2 метров - 23%, максимальная толщина пропластка 16,5м,
вскрывается с вероятностью 0,5%. Проведенная статическая обработка подтверждает
высокую расчленённость и невыдержанность пропластков коллекторов Барсуковского
месторождения, их невысокий коэффициент песчанистости.
1.7 Запасы нефти и газа
Сотрудниками “Пурнефтегаза” был пересмотрен объём нефтегазосодержащих
пород на основании данных, полученных в результате бурения
наклонно-направленных скважин.
Площади нефтегазоносности залежи определялись исходя из принятых отметок
ВНК, ГНК и ГВК по скважинам на подсчётных планах. По многим
наклонно-направленным скважинам, пробуренным с большим отклонением забоя от
вертикали, отмечено несоответствие рассматриваемых отметок с отметками по
соседним скважинам, чтобы избежать сильных искажений структурных построений,
отметки по этим скважинам приняты с учётом их структурного положения. Данное
несоответствие объясняется неточностью замеров кривизны скважин. По этой
причине часто колеблются отметки ГНК, ВНК в скважинах. Замер площадей
производился планиметром отдельно по категориям и по площадям, расположенным во
внутреннем контуре нефтеносности и газоносности. Все остальные подсчётные
параметры, утверждённые в ГКЗ СССР в 1989 году при пересчёте остались без
изменения.
Начальные запасы товарной нефти по Барсуковскому месторождению составляют
146 млн.м3. Начальные запасы газа в пластах Барсуковского месторождения
достигают 5,1 млрд.м3.
Начальные запасы товарной нефти в пластах ПК19-20 Барсуковского
месторождения достигает 119 млн.м3. Блок 3 содержит основную часть товарной
нефти (50%), за ним следует блок 5 (30%) и блок 1 (20%). Начальные запасы
попутного газа при стандартных условиях составляют 9,2 млрд.м3.
Начальные запасы газа в газовой шапке в пластах ПК19-20 Барсуковского
месторождения достигают 4,5 млрд.м3 при стандартных условиях. Большая часть
газа газовой шапки находится в кровле блока 1 (65%). Остальная часть газа
находится в блоке 3.
2. Технологическая часть
2.1 История проектирования, основные проектные решения
Барсуковское месторождение находится в разработке с 1987 года. На
основании «Проекта пробной эксплуатации», составленного СибНИИНП в 1984 году
месторождение предполагалось ввести в 1984 году. Проект составлен на
неутвержденные запасы пластов БС11-2, БС12. В 1985 году УкрГипроНИИнефть была
составлена технологическая схема разработки Барсуковского месторождения на
оперативные запасы Главтюменгеологии и утвержденные в ГКЗ СССР. Технологическая
схема составлена на пласты БС11-2, БС12+13.
УкрГипроНИИнефть в 1986 году была составлена дополнительная записка к
«Технологической схеме Барсуковского месторождения, уточнены показатели по
пластам БС11-2, БС12+13.
В 1986 году с целью уточнения технико-экономических и геологических
показателей в связи с изменениями запасов нефти и газа, полученных по
результатам буровых работ и испытаниям разведочных скважин, составлена
дополнительная записка к технологической схеме, утверждённая тех.советом
Главтюменнефтегаза со следующими основными положениями и геологическими
показателями:
предусмотрено выделение 7 основных объектов разработки в 10 нефтеносных
пластах: ПК19, АС10, БС8-3, БС10-1, БС11-2, БС12+13, БС10-1+Б12-0+БС14 и 2
возвратных объекта - БС10, БС10-1 (район скв.121) после обработки нижележащих;
применение блоковой трёхрядной системы размещения скважин по сетке 500*500 м;
давление нагнетания - 18 Мпа;
способ эксплуатации фонтанный и механизированный (ЭЦН, ШГН).
Балансовые запасы нефти составили: категории С1 - 68404 тыс.т, С2 - 45997
тыс.т, С1+С2 - 114401 тыс.т.
Извлекаемые запасы составили: С1 - 26341 тыс.т, С2 - 17365 тыс.т, С1+С2 -
43706 тыс.т.
Проектные уровни по месторождению:
·
добыча нефти -
2,5 млн.т;
·
добыча жидкости -
5,7 млн.т;
·
закачка воды -
7,7 млн.т.
Добывающий фонд составил 540 скважин, нагнетательный - 216, резервный -
230, всего - 986 скважин.
Утвержденные в 1988 году в ГКЗ СССР запасы существенно расходятся с
принятыми при проектировании, в основном по пласту ПК19-20.
Так запасы нефти по ПК19-20, числящиеся на балансе Мингеологии принятые
при проектировании, составляли по категории С1 - 22066 тыс.т, С2 - 14179 тыс.т,
С1+С2 - 36245 тыс.т.
Согласно утвержденным в ГКЗ СССР балансовые запасы нефти по ПК19-20
представлены категорией С1 - 156975 тыс.т, извлекаемые запасы - 58036 тыс.т.
На основании этого в 1989 году составлена дополнительная записка к
технологической схеме, утверждена бюро ЦКР МНП от 01.11.89 года, в которой
приняты следующие показатели по объекту ПК19-20:
- текущие уровни добычи нефти по пласту ПК19-20 установлены согласно
варианта 1 : 1989 г. - 311 тыс.т, 1990 г. - 682 тыс.т, 1991 г. - 1128 тыс.т;
·
проектный фонд
скважин 1043, из них 733 добывающих, 251 нагнетательных и 59 резервных;
·
применение
блоковой трехрядной системы размещения скважин с развитием избирательного
заводнения. Сетка скважин 250*250 м;
·
разбуривание всех
объектов разработки производить одновременно с опережающим бурением в кустах
скважин нижележащих объектов.
В целом по месторождению проектные уровни следующие:
·
добыча нефти - 6
млн.т;
·
добыча жидкости -
31,7 млн.т;
·
закачка воды -
36,1 млн.т;
·
общий фонд
скважин - 1533,
в т. ч. добывающих - 1003,
нагнетательных - 358,
резервных - 172.
За период, прошедший после составления проектных документов в порядке
проведения авторских надзоров и в оперативном порядке, проведены следующие
основные уточнения проектных решений:
·
для выработки
запасов нефти пласта БС10-1 решено пробурить 14 дополнительных скважин по
сетке, принятой в технологической схеме. Систему заводнения решено уточнить
после окончательного разбуривания.
В связи со значительным сокращением площади нефтеносности на севере
пласта БС11-2 и уменьшением нефтенасыщенных толщин по пласту БС12, решено
воздержаться от бурения 5 скважин на пласт БС11-2 и 17 скважин напласт БС12
(кусты 21 и 22) (протокол тех.совета «Пурнефтегаз» от 01.10.88 г.), а с целью
увеличения проектных уровней добычи нефти по пластам БС11-2 и БС12, решено
уплотнить сетку скважин в более продуктивных зонах. На пласт БС11-2
предусмотрено пробурить 6 скважин, на пласт БС12 - 15 скважин (протокол
тех.совета от 20.04.88);
- бурение скважин на объект БС8-3 - БС14 с возвратом на объект ПК19-20
решать после бурения первых (1 - 3) скважин. При нецелесообразности бурения
скважин на объект БС8-3 - БС14 бурить на объект ПК19-20 (протокол ГТС
«Пурнефтегаз» от 25.06.99).
2.2 Анализ текущего состояния разработки
2.2.1
Состояние фонда скважин
По состоянию на 01.01.99 года на месторождении пробурено 1058 скважин. Из
них 763 добывающих, 6 - разведочных скважин, в действующем фонде находится 746
скважин, в том числе 149 нагнетательных, находящихся в отработке на нефть и 3
разведочных скважины. По способам эксплуатации скважины распределены следующим
образом : фонтанных - 2, ЭЦН -419 и 2 разведочных, ШГН -316 и 1 разведочная,
ЭДН - 11 скважин. Бездействующий фонд составил 53 скважины.
Нагнетательный фонд на 01.01.99 года составил 149 скважин. Кроме того, из
добывающего фонда переданы под закачку 60 скважин. В действующем фонде
находятся 48 скважин, в бездействующем 12 скважин, в освоении после бурения -
11 скважин. Значительное количество скважин используется не по проектному
назначению. Так, переводы проектных скважин на другие годы составили 17
скважин, 10 скважин переданы из добывающего в нагнетательный. Из-за
неподтверждения продуктивности пластов ВС8-3 и БС10-1 +БС12-0 + БС14, 35
скважин, пробуренных на эти горизонты, переведены на вышележащий объект ПK19-20.
На 1.01.99 год на
пласт ПК19-20 пробурено 654 скважин, фонд добывающих скважин составил 576, в
том числе действующих - 479 скважин. По способу эксплуатации действующий фонд
добывающих скважин распределён следующим образом: ЭЦН - 346, ШГН - 123, ЭДН -
10 скважин. Весь добывающий фонд скважин механизированный. Фонд нагнетательных
скважин на 01.01.99 год составил 109 скважин, под закачкой находится 103. В
бездействующем фонде числится 23 добывающих скважины и нагнетательных 7, всего
30.
В таблицах 2.1 и 2.2 представлены динамика ввода скважин и динамика фонда
скважин на конец года по пласту ПК19-20.
Динамика
ввода скважин. Пласт ПК19-20
|
Год
|
Добывающие
|
Нагнетательные
|
|
проект.
|
факт.
|
проект.
|
факт.
|
|
1988
|
12
|
2
|
3
|
---
|
|
1989
|
115
|
97
|
27
|
7
|
|
1990
|
126
|
176
|
21
|
10
|
|
1991
|
94
|
232
|
30
|
30
|
Динамика
действующего фонда скважин. Пласт ПК19-20
|
Год
|
Добывающие
|
Нагнетательные
|
|
проект.
|
факт.
|
проект.
|
факт.
|
|
1998
|
457
|
462
|
93
|
105
|
|
1999
|
463
|
479
|
96
|
109
|
2.2.2 Динамика отборов, закачки, обводненности
Добыча нефти в целом по Барсуковскому месторождению за 1999 год составила
2592,5 тыс.т при среднегодовой обводненности продукции скважин 32,8 %. Прирост
нефти за последний год эксплуатации составил 731 тыс.т. В 1999 году добыто
3856,2 тыс. т жидкости, что на 32,3% больше, чем в предыдущем году.
Объем закачанной воды в 1999 году составил 7419 тыс.м3, что на 34,6%
превышает закачку предыдущего года.
По состоянию на 01.01.99 года с начала разработки добыто 25964,2 тыс. т
нефти, 35745,6 тыс. т жидкости, закачано 56738,5 тыс.м3 воды.
Текущий коэффициент нефтеотдачи от запасов категории С1+С2 составляет 5,1
%. Темп отбора от геологических запасов в 1999 году составил 4 %.
Основные технологические показатели разработки в целом по Барсуковскому
месторождению представлены в табл. 2.3 и 2.4.
Основные
показатели разработки месторождения Барсуковского
|
ГОДЫ
|
Добыча нефти, тыс.т
|
Добыча жидкости, тыс.т
|
Закачка воды, тыс.т
|
Обводненность, %
|
|
1998
|
2365
|
2632,4
|
3769
|
3956,8
|
5324
|
5698,5
|
57
|
57,5
|
|
1999
|
2244
|
2592,5
|
3468,5
|
3856,2
|
5630
|
7419,6
|
60
|
61,3
|
Основные накопленные показатели разработки
|
ГОДЫ
|
Накопленная добыча нефти,
т.т.
|
Накопленная добыча
жидкости, т.т.
|
Накопленная закачка воды,
т.т.
|
Обводненность по
нак.отбор.,%
|
|
1998
|
22250
|
22658,9
|
32356
|
32325,4
|
41124
|
41569,3
|
55,1
|
57,3
|
|
1999
|
23650
|
25964,2
|
34285
|
35745,6
|
46565
|
56738,5
|
60
|
61,2
|
Пласт ПК 19-20 является основным объектом эксплуатации Барсуковского
месторождения. В 1999 году добыча нефти из пласта составила 2397,3 тыс.т или
92,5% от общей добычи. Среднегодовая обводненность продукции скважин - 69,8 %.
Добыча жидкости за 1999 год составила 3067.6 тыс. т или 79.5 % общей добычи.
Годовая закачка воды составила 5268,9 тыс.м3.
По состоянию на 01.01.99 года с начала разработки добыто 22093,85 тыс. т
нефти или 84 % всей добычи по месторождению. Добыча жидкости с начала
разработки составила 38392,6 тыс. т. С начала организации заводнения в пласт
закачано 56474,7 тыс.м3 воды.
Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 5,9 %. Темп отбора от
геологических запасов нефти - 4,5 %.
Основные технологические показатели разработки по пласту ПК19-20
приведены в табл. 2.5 и 2.6.
С целью более полного анализа основного объекта разработки рассмотрено
текущее состояние по каждому блоку пласта ПК19-20. Условная нумерация принята с
севера на юг - блоки 1 - 7.
Основные показатели разработки пласт ПК19-20
|
ГОДЫ
|
Добыча нефти, тыс.т
|
Добыча жидкости, тыс.т
|
Закачка воды, тыс.т
|
Обводненность, %
|
|
1998
|
2355
|
2596,5
|
3156
|
3256,8
|
45698
|
5089,7
|
63
|
66,4
|
|
1999
|
2128
|
2397,3
|
3045
|
3067,6
|
4546
|
5268,9
|
65
|
69,5
|
Основные накопленные показатели разработки
|
ГОДЫ
|
Накопленная добыча нефти,
т.т.
|
Накопленная добыча
жидкости, т.т.
|
Накопленная закачка воды,
т.т.
|
Обводненность по
нак.отбор.,%
|
|
1998
|
19025
|
19156,9
|
34581
|
35056,4
|
50459
|
52365,5
|
58
|
66,5
|
|
1999
|
20158
|
22093,8
|
36359
|
38392,6
|
55698
|
56474,7
|
69
|
69,76
|
Блок 1.
Разбуривание объекта ведется с юга на север, поэтому ввод в эксплуатацию
1 блока начат в 1991 году. За 1999 год добыто 2,7 тыс. т нефти при
обводненности добываемой продукции 45,5 %. Добычa жидкости составила 7,3 тыс. т. Закачка в пределах первого
блока не осуществляется.
Блок 2.
Добыча нефти в пределах второго блока осуществляется с 1989 года. За 1991
год добыто нефти 397,9 тыс.т, среднегодовая обводненность составила 51,8%.
Добыча жидкости - 508,6 тыс.т. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в
1990 году - 417.2 тыс. т. В 1991 году произошло незначительное снижение объёмов
добываемой нефти, в основном, за счет новых скважин. Разбуривание блока перешло
на завершающую стадию, в 1991 году введено 26 добывающих скважин против 53 в
1989 году. Дебиты по нефти новых скважин составили 25,1 т/сут, в 1989 году -
23,3 т/сут.
Закачка воды по блоку 2 начата в 1991 году, в пласт закачено 581,8 тыс.м3
воды.
Добыча нефти по блоку 2 за 1999 год в общем объеме добычи из пласта ПК19-20
составила 16,6 %, добыча жидкости - 25,6%, объем закачанной воды - 35%.
С начала разработки второго блока по состоянию на 01.01.99 года добыто
3895,3 тыс. т нефти (19,5 % общей добычи нефти пласта ПК19-20).
Текущей коэффициент нефтеотдачи составил 3,6%.Темп отбора нефти от
геологических запасов в 1999 году составил 5,6%.
Блок 3 месторождение пласт скважина
проектирование
Промышленная разработка блока начата в 1990 году. В 1989 году, блоку
числилась одна добывающая скважина. За 1999 год по блоку добыто 472,5 тыс. т.
нефти (19,7% общей добычи по пласту). Среднегодовая обводненность по блоку
составила 65,3%.
Максимальный уровень добычи жидкости достигнут в 1991 году 572,7 тыс. т.
Прирост добычи жидкости, по сравнению с предыдущим годом, составил 152%.
Закачка воды в пласт в пределах блока ведется с 1990 года. За 1991 год в пласт
закачано 1563.5 тыс. м3. С начала разработки по блоку добыто 3658,4 тыс. т
нефти, 4836,7 тыс. т жидкости, закачано 6225,9 тыс.м3 воды. Накопленная добыча
нефти в общем объеме накопленной добычи по объекту составила 5,9%, жидкости
13,7 %, закачка воды - 16,6 %.
Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 4,5%. Темп отбора нефти от всех
геологических запасов блока в 1999 году - 58 %.
Блок 4
Разработка блока начата в 1989 году. В 1991 году по блоку добыто 526,9
тыс. т нефти, что на 98.3 тыс.т больше, чем в предыдущем году. Добыча жидкости
составила 655,4 тыс.т. Среднегодовая обводненность достигла 59.6%, это
соответствует уровню обводненности за предыдущий год .
Заводнение на
пласт в пределах рассматриваемого блока ведётся с 1990 года. За 1999 год в
пласт закачано 3295 тыс. м3 воды, что на 955,4 тыс.м3 больше, чем в 1998 году.
Добыча нефти по блоку за 1999 год в общем объеме добычи из пласта ПК19-20
составила 42%, жидкости - 40,4%, объем закачиваемой воды - 45,2%.
Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.99 года достигла 4569,3 тыс.
т (20.3 % от общего объема добычи по 1 пласту), накопленная добыча жидкости -
6235,5, объем закачиваемой воды - 12259,2 тыс.м3.
Текущий коэффициент нефтеотдачи по блоку составил 5,4 %, темп отбора от
геологических запасов блока за 1999 год - 4,6%.
Блок 5
Промышленная эксплуатация блока начата в 1989 году. В настоящее время
рассматриваемый блок имеет наибольшую долю добычи за 1999 год в общей добыче по
пласту ПК19-20.
Добыча нефти за 1999 год составила 938.1 тыс.т при среднегодовой
обводненности продукции 68,7 %. По сравнению с предыдущим годом объем добытой
нефти увеличился на 364,5 тыс.т. Добыча жидкости достигла 1590,6 тыс. т, что на
120,6 тыс. т больше чем в 1998 году.
Закачка воды по блоку начата одновременно с вводом блока в промышленную
эксплуатацию - 1989 год. В 1991 году и пределах 5 блока в пласт закачано 845.5
тыс. м3 воды. Максимальный уровень закачки был достигнут в 1995 году - 967,2
тыс. м3.
Добыча нефти по блоку за 1999 год в общем объеме добычи из пласта ПК19-20
составила 54%,жидкости - 52,5 %,закачка воды - 56%.
Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.99 года составила 6895,4
тыс. т ( 29,5% общего объема накопленной добычи пласту), накопленная добыча
жидкости - 9590,4 тыс.т, накопленная закачка воды - 21059,7 тыс.м3 (22.4%).
Текущий коэффициент нефтеотдачи по блоку составил 5,8%, темп отбора от
геологических запасов блока за 1999 год - 5,9 %.
Блок 6
Разработка пласта ПК19-20 начата вводом в эксплуатацию этого блока
залежи.
Максимальный отбор нефти достигнут в 1991 году - 305,5 тыс.т, что на 3,9
тыс.т больше, чем в предшествующем году. Среднегодовая обводненность составила
4,4 %. Добыча жидкости в 1999 году составила 494,9 тыс. т (26,4 %), что на 38,2
тыс. т больше, чем в за 1998 год. Заводнение в пределах блока начато в 1989
году.
Добыча нефти по блоку за 1999 год в общем объеме добычи из пласта
составила 15,6% , жидкости 16,1%, обьем закачанной воды 15,3%. Накопленная
добыча нефти по состоянию на 01.01.99 года достигла 5698,6 тыс.т (10,4% от всей
накопленной добычи по пласту), накопленная добыча жидкости - 8568,4 тыс.т
(10,6%), накопленный объем закачанной воды - 15698,4 тыс.м3 (28,3%).
Текущий коэффициент нефтеотдачи по блоку составил 8%, темп отбора от
геологических запасов блока за 1999 год 3,9%.
Блок 7
Промышленная эксплуатация блока начата в 1989 году. Максимальный уровень
добычи нефти достигнут в 1990 году- 117,3 тыс.т. В 1999 году добыча нефти
составила 49,3 тыс. т. Среднегодовая обводненность достигла 65,3%. Максимальный
уровень добычи жидкости достигнут в 1993 году - 212,1 тыс.т. В 1999 году добыча
жидкости составила 142 тыс.т.
Падающие объемы добычи и резко возрастающая обводненность не характерные
для других блоков залежи в целом, связано с тем, что бурение по блоку с 1992
года больше не проводилось. Добыча ведется по скважинам, пробуренным в 1989
году. Кроме того, добыча по новым скважинам в 1989 году сопровождалась 30%
обводненностью.
Заводнение в пределах блока начато в 1989 году. За 1999 год в пласт
закачано 271 тыс.м3 воды, максимальный объем закачки достигнут в 1996 году -
400,6 тыс.м3.
Добыча нефти по блоку за 1999 год в общем объеме добычи из пласта
составила 11,1%, жидкости 20,6%, объем закачанной воды - 25,2%.
Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.99 года составила
1792,5тыс.т, накопленная добыча жидкости - 3784,7тыс.т, накопленная закачка
воды - 5176 тыс. Текущий коэффициент нефтеотдачи по блоку составил 7%, темп
отбора от геологических запасов блока за 1999 год - 4,2%.
2.2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей
разработки
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки за 1991 год
по месторождению в целом за весь период разработки приведено в таблице 2.7.
Таблица № 2.7
|
Годы
|
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
|
|
1987
|
1988
|
1989
|
1990
|
1991
|
|
показатели
|
проект/факт
|
проект/факт
|
проект/факт
|
проект/факт
|
проект/факт
|
|
Добыча нефти, всего, тыс.т.
|
17/54
|
272/157
|
1198/796
|
1751/1861
|
2244/2592,5
|
|
Добыча жидк., всего, тыс.т.
|
18/58
|
299/302
|
1661/1280
|
2346/2914
|
3468/3856
|
|
Нак.добыча нефти, тыс.т.
|
19/57
|
291/214
|
1489/1010
|
3240/2871
|
5484/5464,2
|
|
Нак.добыча жидк., тыс.т.
|
20/62,1
|
319/379
|
1980/1644
|
4326/4558
|
7795/8407,6
|
|
Закачка воды,тыс.м3.
|
22/-
|
285/99
|
970/2799
|
3974/5509
|
5630/7419
|
|
Ср.дебит по нефти, т/сут.
|
52/26,4
|
47,5/18,1
|
32,3/20,4
|
28,5/21,5
|
14,7/20,2
|
|
Ср.дебит по жидк., т/сут.
|
55/28,3
|
52,4/22,3
|
38,4/33,2
|
38,2/33,7
|
22,7/30,1
|
|
Фонд доб. скважин, шт.
|
7/22
|
37/62
|
174/155
|
244/350
|
541/543
|
|
Фонд нагн. скважин, шт.
|
2/-
|
52/23
|
72/30
|
119/48
|
|
Обводненность, %
|
5,6/6,9
|
27/48,1
|
27,8/37,8
|
25,4/36,1
|
35,3/32,8
|
Из сопоставления следует, что фактическая добыча нефти, начиная с 1990
года, превышает проектную величину: в 1990 году - на 6,3%, в 1991 году - на
15,5%. Фонд добывающих скважин все годы (исключение 1989 год), превышал
проектный фонд: в 1987 году - на 15 скважин, 1988 году - на 25 скважин, 1990
году - на 106 скважин, 1991 году - на 2 скважины.
Расхождение в уровнях добычи нефти за последние два года связано с тем,
что фактический фонд добывающих скважин в 1990 году значительно превышает
проектное значение (106 скважин), фонд добывающих скважин в 1991 году
практически равен проектному, значительное расхождение отмечается в дебите -
20,2 т/сут по факту против 14,7 т/сут по проекту.
Средний дебит жидкости по проекту превышает фактическое значение
(исключение 1991 год): в 1987 году - на 26,7 т/сут, в 1988 году - на 30,1
т/сут, в 1989 году - на 5,2 т/сут, в 1990 году - на 4,5 т/сут.
Отличие фактических дебитов нефти от проектных вызвано следующими
причинами:
·
фактическая
продуктивность скважин ниже принятой при проектировании, определенной по
результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных
скважин;
·
фактическая
динамика обводнения по основному объекту разработки, пласта ПК19-20, лучше
заложенной при проектировании;
·
не сформирована в
полном объеме система заводнения на основные продуктивные горизонты.
Фактический уровень добычи жидкости выше проектного значения (исключение
1989 год): в 1987 году - на 40 тыс.т., в 1988 году- на 3 тыс.т., в 1990 году-
на 567,7тыс.т., в 1991 году- на 387,7 тыс.т.
Различие вызвано более интенсивным обводнением скважин первые два года, а
также фактическим превышением добывающего фонда над проектными значениями.
В 1991 году фактическая обводненность добываемой продукции составила
32,8%, по проекту - 35,3%.
Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняется
следующими причинами:
·
фактическая
динамика обводнения по основному объекту ПК19-20 (на его долю приходится 92,5%
добываемой продукции) существенно ниже заложенной при проектировании. Это
связанно с недостаточно обоснованной геологической моделью пласта, принятой при
проектировании, а также с несформированностью системы заводнения, отставанием
ввода нагнетательных скважин. На объекте практически реализуется семирядная
система разработки.
Следует отметить существенное различие проектных и фактических
показателей по пластам БС8-3, БС10-1 +БС12-0 +БС14, АС10, БС10-1 связанное с
тем, что выделенные объекты не введены в разработку, согласно проектным
документам, в связи с не подтверждением запасов нефти, выявленным в ходе их
пробной эксплуатации.
2.3 Разработка основного объекта- пласта ПК19-20
В разработке находится семь основных залежей, среди которых ПК19-20
является наиболее нефтеносной на Барсуковском месторождении. Первоначально
пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время
пласты ПК19-20 считаются одной залежью.
Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения.
Для системы расстановки скважин используется схема 7:1 (чередование 7-ми рядов
добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по
обычной сетке с расстоянием между ними около 250м. Всего было пробурено 900
скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии сгруппировано на 52-х
кустах. Каждый куст состоит из 10-20 скважин (как нагнетательных, так и
добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию,
где происходит их разделение на нефть, воду и газ. Нагнетательная вода подается
тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном
и северном участках месторождения соответственно. Южная станция вновь нагнетает
добытую соленую воду с сепараторной станции. Две другие станции нагнетают
пресную речную воду.
Добыча из пластов ПК19-20 началась в 1988 году. Первые скважины были
пробурены по оси месторождения север-юг. С 1988 по 1994гг. общее количество
добывающих скважин было увеличено примерно до 680. Некоторые из добывающих
скважин были переведены в нагнетательные. Общее количество нагнетательных
скважин было увеличено до 120. Все скважины были закончены цементированием
обсадных труб до забоя скважины и перфорированы в выбранных продуктивных интервалах.
Около 80 скважин были проперфорированы в другие продуктивные интервалы ещё до
проведения перфорирования пластов ПК19-20. Старые перфорированные интервалы
всегда цементировались. Общая политика ПНГ в проведении перфорирования была
такой, что интервал перфорации по меньшей мере должен быть расположен на 4 м
выше ВНК и на 4 м ниже ГНК, предпочтительно с пластом глины между интервалом
перфорации и глубиной контакта флюидов. Интервал перфорации, таким образом, мог
быть ближе или дальше от контакта флюидов, и его расположение зависело от того,
где находится глинистый пласт. Скважины, расположенные на границе, через
несколько месяцев после начала эксплуатации были переведены в режим
принудительной добычи с помощью балансирных станков-качалок. Эти скважины имели
заданный дебит около 10 м3/сут для того, чтобы задержать по времени прорыв
воды. В большинстве остальных скважин (три четверти от общего их числа) были
установлены электропогружные насосы. Для снижения вероятности появления
проблем, связанных с выносом песка, производительность электропогружных насосов
была ограничена уровнем производительности, равным примерно 50 м3/сут.
2.4 Добыча на месторождении
Добыча нефти возросла с начала разработки в 1988 году до уровня,
составляющего примерно 245,000 м3 (220,000 тонн) нефти в месяц в 1992 году. С
1992 года по 1995 год добыча нефти оставалась более или менее стабильной. С
1995 года добыча нефти из коллектора ПК19-20 имела небольшое снижение.
В течение всего периода добычи газовый фактор поддерживался на уровне,
соответствующем начальному значению газового фактора при растворенном газе.
Добываемый газ, объем которого превышает объем растворенного газа, должен быть
свободным газом из газовой шапки. В 1991, 1992 и 1993 гг. наблюдалась особенно
высокая добыча свободного газа, достигавшая соотношения газа к нефти в пределах
от 200 до 500 м3/м3.
Добыча воды на месторождении началась почти сразу же. До 1994 года
обводненность продукции оставалась приблизительно постоянной и составляла около
20%. Начиная с 1994 года содержание воды значительно возросло и в настоящее
время обводненность продукции по месторождению в среднем равна примерно 70%.
По состоянию на 1 января 2000 года суммарная добыча нефти из ПК19-20
достигла 22,300,000 м3 (197,100,000 тонн). При данных первоначальных запасах
119,000,000 м3, это составляет коэффициент нефтеотдачи равный 19%.
2.5 Характеристики обводенния пласта
.5.1
Построение характеристик обводнения пласта
Характеристики обводнения продукции скважин это зависимость обводненности
продукции от коэффициента заводнения. Она позволят пронаблюдать как обводнялась
продукция во время разработки промыслового объекта.
Чтобы построить характеристики обводнения скважин необходимо знать
потенциально извлекаемые запасы нефти по скважинам, или по объекту в целом,
если необходимо построить характеристику обводнения объекта.
Для расчетов будем использовать фактические данные из эксплуатационной
карточки показателей разработки месторождения. Данные сведены в таблицу 2.8.
представленную ниже.
Таблица 2.8
|
Скважина № 1647 Введена в
эксплуатацию 22,05,89
|
|
ДАТА
|
Дни эксплуатации
|
Qн(t), т
|
qн, т/сут
|
B%
|
qж, т/сут
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
6,89
|
|
|
2,6
|
6,3
|
2,8
|
|
12,89
|
|
|
6,9
|
6,1
|
7,4
|
|
За год
|
235
|
611
|
|
|
|
|
6,90
|
|
|
0,9
|
6,3
|
0,9
|
|
12,90
|
|
|
0,3
|
7,5
|
0,3
|
|
За год
|
245,5
|
826
|
|
|
|
|
6,91
|
|
|
0,3
|
7,5
|
0,3
|
|
12,91
|
|
|
1,7
|
14,8
|
2
|
|
За год
|
365
|
965
|
|
|
|
|
6,92
|
|
|
1,5
|
14,8
|
1,8
|
|
12,92
|
|
|
1,6
|
5,7
|
1,9
|
|
За год
|
365
|
1542
|
|
|
|
|
6,93
|
|
|
1,6
|
7,1
|
1,9
|
|
12,93
|
|
|
1,5
|
8,8
|
1,7
|
|
За год
|
321
|
2049
|
|
|
|
|
6,94
|
|
|
0,4
|
1
|
0,5
|
|
12,94
|
|
|
1,3
|
4,8
|
1,5
|
|
За год
|
261,5
|
2347
|
|
|
|
|
6,95
|
|
|
9,4
|
14,3
|
9,5
|
|
12,95
|
|
|
4,4
|
14,8
|
4,6
|
|
За год
|
259,4
|
3570
|
|
|
|
|
6,96
|
|
|
2,4
|
11,9
|
2,8
|
|
12,96
|
|
|
3,6
|
9,9
|
4,2
|
|
За год
|
190,8
|
4316
|
|
|
|
|
6,97
|
|
|
2
|
10,2
|
2,2
|
|
12,97
|
|
|
4,5
|
9,6
|
5
|
|
За год
|
357,8
|
5605
|
|
|
|
|
6,98
|
|
|
2,9
|
10,2
|
3,3
|
|
12,98
|
|
|
5,1
|
9,6
|
5,6
|
|
За год
|
362
|
7135
|
|
|
|
|
6,99
|
|
|
3,8
|
9,9
|
4,2
|
|
12,99
|
|
|
7
|
11,3
|
7,9
|
|
За год
|
336,7
|
8358
|
|
|
|
Так как имеются данные только до 1999 года, то я самостоятельно продлеваю
график до точки пересечения с прямой, где обводненность равна 100%. Опуская
линию из этой точки на ось накопленной добычи нефти, получаю потенциально
извлекаемые запасы.
1. Построение характеристики обводнения:
Обводненность - известная величина (по фактическим данным),
Остается определить только величину коэффициента заводнения:
hзав(t) = Qнн(t)/Qпот.извл.
Qпот.извл
(по объекту) = S Qпот.извл (по скважинам)
Теперь зная все необходимые величины, строим характеристики обводнения.
Графики характеристик обводнения представлены ниже на рисунках.
Сводная
таблица текущей и потенциально извлекаемой добычи нефти по графическому методу
|
№ скв
|
Qнакопл
|
Qпот-извл
|
|
3447
|
8912
|
16320
|
|
1676
|
19948
|
37900
|
|
1656
|
13465
|
22364
|
|
1639
|
11287
|
23698
|
|
1877
|
9444
|
24500
|
|
2050
|
12730
|
48530
|
|
3306
|
16155
|
24500
|
|
1647
|
8358
|
35000
|
|
1882
|
8714
|
25400
|
|
1883
|
4039
|
20300
|
|
1884
|
10467
|
24100
|
|
2052
|
8503
|
32700
|
|
1888
|
3664
|
14200
|
|
1889
|
4567
|
15369
|
|
3320
|
10335
|
18540
|
Универсальные характеристики добычи и обводненности по скважине №1884
пласта ПК19-20
Универсальные характеристики добычи и обводненности по скважине №1639
пласта ПК19-20
2.5.2 Анализ универсальных характеристик добычи и
обводненности
Процесс разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой
отличается тем, что рано или поздно с нефтью будет добываться и вода. С
появлением в продукции воды, добыча нефти начинает уменьшаться с той или иной
интенсивностью, а добыча воды возрастать. Как правило, выделяют три группы
залежей, отличающихся по характеру обводнения в начальный период эксплуатации:
К первой группе относятся высоко вязкие нефти, такие залежи с момента их
пуска дают обводненную продукцию.
Ко второй группе относятся такие залежи, для которых характерно
постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в
эксплуатацию.
К третьей группе относятся залежи, большинство объектов которых, дают
чистую нефть на протяжении некоторого периода с начала разработки. Длительность
безводного периода определяется физико-геологическими свойствами пласта,
положением скважин относительно водонефтяного контакта и других факторов.
По данным замерам добычи нефти, воды во времени, можно построить
интегральную характеристику процесса обводнения по участку и залежи в целом. В
качестве такой характеристики используют зависимость обводненности продукции
скважин от текущей нефтеотдачи, представляющей собой отношение накопленной
добычи нефти к балансовым запасам по анализируемому участку. Кривые существенно
отличаются друг от друга, отражая особенности разработки залежей с различными
геолого-физическими свойствами. Это влияет не только на характер зависимости,
но и на величину запаса нефти, извлекаемой при достижении 100% обводненности.
Барсуковское месторождение относится ко второй группе залежи для которых
характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их
пуска в эксплуатацию. На построенных универсальных характеристиках добычи и
обводненности по скважинам пласта ПК19-20 видно, что обводненность продукции
начинала расти с момента ввода скважин в эксплуатацию и составляла порядка 10%.
Благодаря своевременному проведению геолого-технических мероприятий на многих
скважинах удалось не допустить резкого увеличения содержания воды в продукции
скважин.
Почти на всех скважинах с начала разработки участка наблюдаются резкие
изменения дебитов по нефти и по жидкости. В процессе эксплуатации скважин вследствие
ряда факторов происходит засорение ПЗС парафинами, мех. частичками, дебиты
падают, а после промывки и обработки забоев наблюдается улучшение
фильтрационных характеристик коллектора и дебиты соответственно вырастают. Этим
и объясняется скачкообразное поведение кривых дебита по нефти и жидкости,
представленных на диаграммах.
2.6 Анализ работы системы ППД
Закачка воды в целях поддержания пластового давления начата на
Барсуковском месторождении в 1988г. По состоянию на 1.01.1999 г. в продуктивные
пласты закачано 52738,5 тыс. мЗ воды, в т.ч. 35115,4 тыс. мЗ сеноманской и
17623,1 тыс. мЗ пресной. Плановые и фактические объемы закачки воды в 1998-1999
гг. представлены в таблице 2.10.
Таблица № 2.10
Показатели работы системы ППД
|
Год
|
Объём закачки воды, тыс. м3
|
|
Плановый
|
Фактический
|
|
годовой
|
накопленный
|
всего
|
в т.ч. сеноманской
|
в т.ч. пресной
|
|
|
|
годовой
|
накопленный
|
годовой
|
накопленный
|
годовой
|
накопленный
|
|
1998
|
7465
|
43110
|
8508
|
44319
|
5735
|
30172
|
2773
|
14147
|
|
1999
|
8550
|
51660
|
8419
|
52738
|
5943
|
35115
|
2476
|
17623
|
Добыча сеноманской воды на месторождении осуществлялась из водозаборных
скважин электропогружными насосными установками типа УЭЦПК16-3000-160. Общий
фонд водозаборных скважин составляет шесть шт., из них четыре действующих, две
находятся в бездействии. Средний дебит водозаборных скважин составляет 3221
м3/сут при коэффициенте эксплуатации 0,838. Существующие мощности КНС способны
обеспечить при фактической производительности насосов и условии их оптимального
peзepвирования объем закачки 9,4 млн.мЗ/год Общий фонд
нагнетательных скважин на 1.01.1999г. составил 143, из них 124 действующих, 19
в бездействии. Коэффициент эксплуатации действующего фонда в среднем за год
0,99, коэффициент использования общего фонда 0,85 (таблица 2.11.). Средняя
фактическая приемистость нагнетательных скважин на 1.01.1999г. составила: по
пласту БС11-2 - 891 м3/сут, по пласту БС12 - 110 м3/сут, по пласту ПК19-20 -
545 мЗ/сут.
Таблица № 2.11 Показатели работы фонда нагнетательных скважин
|
Показатель
|
1998
|
1999
|
|
Фонд, шт., общий
|
138
|
143
|
|
Фонд, шт., действующий
|
118
|
124
|
|
Коэффициент эксплуатации
действующего фонда
|
0,98
|
0,99
|
|
Коэффициент использования
общего фонда
|
0,84
|
0,85
|
|
Средняя приемистость,
м3/сут., ПК19-20 факт
|
709
|
545
|
|
ПК19-20 проект
|
362
|
440
|
|
Давление на устье, Мпа
ПК19-20 факт
|
12,2
|
12,9
|
|
ПК19-20 проект
|
18,0
|
18,0
|
Средняя приемистость по пласту БС11-2 значительно превышает проектную,
для выяснения причин этого явления необходимо провести контроль за состоянием
пластового давления на линии нагнетания. Следует отметить, учитывая опыт
закачки воды на месторождении, что в технологической схеме разработки проектное
давление на устье завышено и в установке насосов типа ЦНС180-1900, согласно
проекта обустройства №4350, выполненного Гипротюменнефтегазом в 1987г., нет
необходимости.
Сопоставительный анализ запроектированных и фактически построенных
напорных водоводов показал, что имеется ряд отличий от проектных: общая
протяженность действующих на 1.01.1999г. напорных водоводов составила 86,1 км,
что отличается от проектного 99,1 км в меньшую сторону, поскольку проект
обустройства месторождения реализован не полностью; при строительстве водоводов
практически не использовались трубы диаметром 89 мм; водоводы диаметром 114 мм
частично построены из труб с меньшей толщиной стенки.
С целью оценки технического состояния сетей высоконапорных водоводов и
определения объемов необходимой реконструкции водоводов были проведены расчеты
максимально допустимых давлений при котором данные водоводы могут
эксплуатироваться. Полученные результаты показали, что при фактическом давлении
закачки воды на КНС для безаварийной эксплуатации водоводов в 2000-2001 гг.
необходимо провести их реконструкцию. Для этого требуется заменить 8,8 км труб.
На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:
1. Существующие
мощности насосного парка при фактической производительности насосов и условиях
их оптимального резервирования могут обеспечить объем закачки порядка 9,4 млн.
мЗ в год.
2. Учитывая опыт
закачки воды на месторождении следует, что проектное давление на устье
нагнетательных скважин завышено и использование насосов тина ЦНС180-1900
согласно проекта обустройства №4350 выполненного Гипротюменнефтегазом в 1987 г.
нецелесообразно.
3. Из 86,1 км
высоконапорных водоводов в 2000-2001 гг., для обеспечения безаварийной их
эксплуатации, требуется реконструировать 8,8 км.
В настоящее время в качестве источника рабочего агента в системе ППД
используются сточные и пресные воды. Допустимые нормы содержания твердых
взвешенных веществ н нефтепродукта в закачиваемых водах определены согласно
СТПО148463-007-88 "Временные нормы содержания твердых взвешенных веществ и
нефтепродуктов в воде, используемой в системах поддержания пластового давления
на месторождениях Главтюменнефтегаза" и составляют соответственно: для
пластов БС-8, БС-13, БС-14 - 15 и 25 мг/л, для пласта БС-11-2 - 20 и 30 мг/л,
для пластов БС-7, БС-10-1, БС-12 - 30 и 45 мг/л, для пластов ПК19-20,АС 10 - 40
и 60 мг/л
2.7 Методы увеличения нефтеотдачи
Методы повышения нефтеотдачи пластов, как это определено здесь, включают
применение специальных методов повышения нефтеотдачи нефти, оставшейся в пласте
после заводнения. Эта оставшаяся нефть находится в местах, где ее вытеснение не
происходило, или она является остаточной, связанной капиллярными силами. Если
суммарная нефтеотдача пластов ПК19-20 достигает 40;, то общий объем оставшейся
нефти будет являться объемом остаточной нефти в той части коллектора, которая
охваченная заводнением.
Нефть, оставшаяся в неохваченных заводнением участках коллектора,
является прямой целью для применения полимерного заводнения. В данном случае в
нагнетаемую воду добавляется повышающее вязкость вещество, которое снижает
подвижность воды. Это повышает коэффициент вытеснения при заводнении. Однако,
коэффициент подвижности, превалирующий при заводнении пластов ПК 19-20, уже
является благоприятным. Улучшение коэффициента подвижности будет иметь только
незначительное влияние на нефтеотдачу. Поэтому, не рекомендуется рассматривать
полимерное заводнение в качестве серьезного средства повышения нефтеотдачи.
Для извлечения связанной нефти методом вытеснения ее другим флюидом,
следует снизить величину межфазного натяжения между нефтью и вытесняющим
флюидом до нуля, или почти до нуля. Для достижения этого существует два
практических метода: (1) заводнение с использованием поверхностно-активных
веществ и (2) заводнение с использованием смешивающего с нефтью газа. При
заводнении с использованием помощи добавления поверхностно-активных веществ
низкое межфазное натяжение достигается при помощи добавления
поверхностно-активных ( помимо других) в нагнетаемую воду. При заводнении с
использованием смешивающегося с нефтью и газа, флюид непосредственно
смешивается или создает смешиваемость с нефтью, является СО2.
Оба метода заводнения, с использованием поверхностно-активных веществ и с
использованием смешивающегося с нефтью газа, по теории могут быть рассмотрены
для применения их в пластах ПК 19-20. Подземные условия не исключают ни один из
этих методов. При идеальных условиях, методы повышения нефтеотдачи в ПК19-20
могут дать в результате дополнительно до 10 % дополнительной нефтеотдачи,
повышая общую нефтеотдачу до 50%.
Методы повышения нефтеотдачи являются очень дорогостоящими по трем
причинам. Первая, они требуют обширных лабораторных и пробных испытаний, прежде
чем они будут применены в масштабах месторождения. Вторая, все они требуют
больших начальных инвестиций в инфраструктуру месторождения и в подготовку
нагнетаемых флюидов. Третья, методы повышения нефтеотдачи не являются постоянно
применяемыми в практике, они требуют трудозатрат и использование специально
подготовленного персонала. Поэтому, методы повышения нефтеотдачи могут
применятся только при очень благоприятных экономических условиях (цена на
нефть). Чтобы методы повышения нефтеотдачи были прибыльными, цена на нефть
должна превышать по меньшей мере 30 долларов США.
Учитывая существующие и прогнозируемые цены на нефть, становится ясно,
что для применения специальных методов повышения нефтеотдачи для разработки
пластов в настоящий момент и в обозримом будущем существует мало возможностей,
либо их нет совсем. Максимизация нефтеотдачи должна поэтому осуществляться в
контексте применяемых в настоящее время методов заводнения.
2.8 Эффективность методов обработки призабойной зоны
добывающих скважин
За последний год на Барсуковском месторождении применялись следующие
методы обработки призабойной зоны скважин:
гидравлический разрыв пласта (ГРП) по технологии фирмы “Пурнефтеотдача”;
кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) по технологии фирмы
“Пурнефтеотдача”;
солянокислотная обработка (СКО) по технологии ОАО “Пурнефтегаз”.
Технология ГРП фирмы “Пурнефтеотдача” включает: глушение скважины
пластовой водой; дополнительную перфорацию обрабатываемого пласта; спуск НКТ с
пакером: выполнение гидроразрыва с образованием трещин; закрепление трещин
закачкой песка; демонтаж и подъем НКТ с пакером и спуск глубинного насосного
оборудования.
Технология кислотного гидравлического разрыва пласта фирмы
“Пурнефтеотдача” содержит следующие операции: глушение скважины пластовой
водой; дополнительная перфорация обрабатываемого пласта; обработка соляной
кислотой высокопроницаемых интервалов пласта и временная их изоляция с
применением спецматериалов; защита обсадной колонны от высокого давления
пакером; закачка соляной кислоты в низкопроницаемые интервалы пласта с
давлением 10-15 МПа и образованием трещин; реагирование соляной кислоты с
породой в течение одного часа и свабирование пласта.
По технологии ОАО “Пурнефтегаз” соляная кислота закачивается с давлением
менее 10 МПа, при котором необходимость применения пакеров отпадает и в
низкопроницаемых интервалах пласта не образуются трещины. В остальном эта
технология не отличается от КГРП фирмы “Пурнефтеотдача”. Объем закачки соляной
кислоты 15% концентрации составляет 1-2 м3 на метр толщины обрабатываемого
пласта. Свабирование осуществляется при больших депрессиях на пласт,
обеспечивающих высокую скорость фильтрации жидкости к забою скважин и вынос из
пласта закупоривающих материалов.
Эффективность описанных выше методов ОПЗ добывающих скважин приведена в
табл. 2.13.
Таблица 2.13
|
Коли-
|
Успеш-
|
Дебит нефти,
|
Кратность
|
Средний прирост
|
|
ОПЗ
|
чество
|
ность,
|
т/сут
|
увеличе-
|
дебита нефти на
|
|
обрабо-
|
%
|
|
|
ния
|
одну обработку,
|
|
ток
|
|
до
|
после
|
дебита
|
т/сут
|
|
ГРП
|
|
|
|
|
|
|
|
“Пурнефтеотдача”
|
11
|
1,9
|
2,6
|
1,4
|
1,0
|
|
КГРП
|
|
|
|
|
|
|
|
“Пурнефтеотдача”
|
30
|
86
|
1,9
|
3,2
|
1,7
|
1,6
|
|
СКО
|
|
|
|
|
|
|
|
“Пурнефтегаз”
|
23
|
95
|
0,9
|
2,6
|
2,9
|
2,1
|
Как видно из табл. 2.13, наиболее эффективным методом ОПЗ является СКО по
технологии ОАО“Пурнефтегаз”.
В дальнейшем при разработке месторождения с учетом накопленного опыта
предлагается внедрить комплекс технологий солянокислотных ОПЗ пласта,
обеспечивающий продолжительный рентабельный уровень добычи.
2.9 Прогноз нефтеизвлечения на ближайший период времени
На рисунке показан прогноз добычи из пластов Барсуковского месторождения
на последующие пять лет, основываясь на экстраполяции наблюдаемых тенденций
добычи по отдельным добывающим скважинам. Прогноз включает зависимость
содержания воды от дебита жидкости и времени простоя. Он также включает
остановку добывающих скважин с высоким содержанием воды. Результаты
прогнозирования подобны тем, которые получены с помощью экстраполяции имеющихся
данных по всему месторождению при использовании результатов моделирования
коллектора.
Без каких-либо значительных изменений в разработке месторождения
существующая добыча нефти будет продолжать снижаться, а обводненность будет
увеличиваться. Подсчитано, что добыча нефти с января 1998 года по январь 2003
составит от7.5 млн. до 8.5 млн.м3.(6.6-7.5 106 тонн). Нефтеотдача в январе 2003
составит от 25% до 26%.Суммарная добыча воды за данный период составит от 20 до
30 млн. м3. Тогда обводненность в 2003 г. составит от 80% до 90%. Добыча воды
на месторождении будет в большей степени зависеть от допустимой добычи на одну
добывающую скважину. В зависимости от ограничения, добыча воды может возрасти
или даже снизиться.
Ликвидация добывающих скважин основана на экономических критериях:
скважина закрывается, если эксплуатационные расходы превышают чистые доходы.
Обычно скважины закрывается, когда обводненность превышает 91% Ликвидационные
работы в ближайшие годы будут составлять главную часть программы разработки
пластов Барсуковского месторождения. В настоящее время несколько скважин
работают уже с превышением экономических ограничений.
3. Расчетная часть
.1
Очаговое заводнение
Очаговое заводнение - эта система характеризуется тем, что скважины под
нагнетание воды выбираются после разбуривания части площади по равномерной
сетке по данным промыслово-геофизических и гидродинамических исследований.
Скважина, выбираемая для избирательного заводнения, должна обладать высоким
коэффициентом продуктивности. Вскрытые горизонты должны быть с низкими
абсолютными отметками, так как вытеснение нефти водой в направлении снизу вверх
более эффективна. Такая система заводнения предпочтительней для неоднородных
коллекторов. При системе очагового заводнения воду закачивают в пласт через
отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных
специально. Применяют ее в качестве вспомогательного способа для вовлечения в
процесс разработки отдельных линз или частей пласта, не охваченных вытеснением.
3.2 Принципы и методика выбора скважин под очаговое
заводнение
При проектировании очагового заводнения на каком-либо участке, важно
правильно выбрать скважину под закачку воды. Именно от этого, в первую очередь,
зависят эффективность разработки участка, величина дебита окружающих скважин,
полнота извлечения нефти. Специальные теоретические исследования и накопленный
опыт очагового заводнения при разработке Ромашкинского месторождения показали,
что выбор скважин под очаговое заводнение должен осуществляться на основе
следующих принципов:
Для вовлечения в активную разработку всех запасов рассматриваемого
участка выбираемая под нагнетание воды скважина должна иметь хорошую
гидродинамическую связь со всеми добывающими скважинами участка. Это означает,
что она должна находиться на сравнительно равном расстоянии от всех скважин
участка и в ней должны быть представлены по возможности все продуктивные пласты
переводимого под очаговое заводнение объекта. Выбранная под очаг скважина
должна обеспечивать возможность достижения высоких темпов выработки запасов на
участке. Для этого она должна быть лучшей по коллекторским свойствам. Очаговые
скважины следует размещать таким образом, чтобы не допускать оттоков нефти в
заводненную зону. Если на участке необходимо ввести в действие одну очаговую
скважину или более, то для лучшего использования их энергетической необходимо,
чтобы между ними (двумя нагнетательными скважинами) имелась хотя бы одна
добывающая скважина.
По технической характеристике выбираемая под очаг скважина должна
соответствовать требованиям, предъявленным к нагнетательной скважин. Степень
гидродинамической связи очаговой скважины с окружающими ее добывающими
скважинами определяется по величине коэффициента связности, рассчитываемому по
формуле (3.1):
n
∑(mr/m)Рri∑hri
i=1 i=m
C= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ , где (3.1)
n i
∑ ∑hR
i=1 i+m
-число скважин, окружающих рассматриваемую;
mr-число
скважин вскрывших коллектор по пласту;
Pr-доля
коллектора, вскрываемого рассматриваемой скважиной (0 или1);
hr-суммарная
мощность коллектора по пласту, вскрытого в рассматриваемой и окружающих
скважинах; n-число пластов, вскрытых скважиной.
Фактический коэффициент связности, определялся по очаговым скважинам
Ромашкинского месторождения, изменяется в пределах 0,7-1. Поскольку очаговая
скважина кроме охвата запасов нефти участка разработкой должна обеспечить
возможность достижения высоких темпов их выработки ,для скважин с наибольшим
значением коэффициента связности рассчитывают коэффициент (x)по формуле (3.2):
1 1
j = ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ × ¯¯¯¯¯¯¯¯ , где (3.2)
1/(χн × μ*) +1(1+m1-χн) 1+m
φ -показатель интенсивности системы заводнения
или относительный дебит одной пробуренной скважины приходящийся на единицу
коэффициента продуктивности и перепада давления;
m1.m2-количество добывающих скважин
расположенных на участке и первой орбите соответственно приходящиеся на одну
нагнетательную (очаговую) скважину;
χ-коэффициент продуктивности
нагнетательной скважины выраженной в долях единиц от среднего по участку;
μ-соотношение подвижностей нефти и воды
в условиях пласта.
Максимальная интенсивность системы заводнения достигается при выполнении
следующих условий, формула (3.3):
,8 × ηэ
η= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ , (3.3)
√ μ*
ηнагн - коэффициент продуктивности
нагнетательной скважины, определенный до начала закачки воды;
ηэ- суммарный коэффициент
продуктивности по жидкости всех добывающих скважин участка очагового
заводнения. По мере обводнения пластов в добывающих скважинах коэффициенты
продуктивности их по жидкости будут увеличиваться, а интенсивность системы
заводнения снижаться. Для того чтобы не снижалась интенсивность заводнения,
надо по мере обводнения пластов в скважинах увеличивать количество очаговых
скважин на участке и проводить изоляционные работы в добывающих скважинах.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин влияет и на величину конечного
коэффициента нефтеотдачи, который определяется произведением трех
коэффициентов:
коэффициента сетки К1,
коэффициента вытеснения К2
коэффициента заводнения К3.
Если коэффициент вытеснения не зависит от применяемой системы разработки
и предельно допустимой себестоимости. Коэффициент заводнения определяется
следующим образом, формула (3.4):
К зt = К зн +( К зк+ К зн)×Аt , где (3.4)
Кзt- коэффициент заводнения на момент времени t; Кзн- начальный
коэффициент заводнения за безводный период разработки; Кзк- конечный
коэффициент заводнения; Аt- обводненность добываемой нефти в момент времени t.
Начальный и конечный коэффициент заводнения определяется по формулам,
выведенным с предположением ,что расчетная послойная неоднородность нефтяных
пластов математически описывается формулами гамма-распределения, формула
(3.5,3.6):
1 1
К зн = ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ , (3.5) К=¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ , (3.6)
1.20+4.20V² 0.95+0.25V²
V2-показатель
расчетной-послойной неоднородности пластов, которая определяется с учетом
действительной послойной неоднородности разрабатываемых нефтяных пластов V2, c учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи
эксплуатационных скважин стягивающего ряда, формула (3.7)
V²=V1²+(V1²+1)×(2/(1+m))×(1.1((V3²+1)/(V3²/4+1)), где (3.7)
m
число эксплуатационных скважин на одну нагнетательную;
/(1+m)- доля запасов нефти залежи, в
пределах которой происходит стягивание фронта вытеснения агента;
,1- коэффициент, учитывающий языкообразование фронта агента;
Vз²- зональная неоднородность нефтяных
пластов по коэффициенту
продуктивности.
Анализ результатов дал следующие выводы. При низком значении
коэффициентов продуктивности залежи для достижении высоких коэффициентов
нефтеотдачи необходимо переходить к системам повышающих дебит скважин. Создание
интенсивных систем заводнения приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи
для низко продуктивных и прерывистых коллекторов, и к снижению коэффициент
нефтеотдачи для высокопродуктивных коллекторов площадного расположения, при
выборе скважин под очаг в условиях низкопродуктивных коллекторов главным
образом следует считать достижение высоких дебитов эксплуатационных скважин.
3.3 Методика расчета показателей с применением очагового
заводнения
Расчет технологических показателей разработки \ при очаговом заводнении
производится по методике ТатНИПИ нефть, в которую внесены небольшие изменения.
Дебит нефти определяется по формуле (3.8 3.9)
qo/Qo t
qн= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ ×(Qo - ∑qн )
(3.8)
1+qo/2Qo i
qо =η×No×(Pс нагн -Pc э)×φ×έ×365×10ˉ 3 , где (3.9)
qн-
отбор нефти с участка, тыс.тонн в год.
Q- начальноизвлекаемые
запасы нефти на участке очагового заводнения; Sqн- нефть добытая с начала разработки по участку в целом;
hср- среднее значение коэффициента продуктивности скважин, тонн/сут*кг/см²;
Рс наг,Рс э- среднее забойное давление в нагнетательной и
эксплуатационной скважинах соответственно, кгс/см²;
m*- соотношение подвижностей нефти и воды в пластовых
условиях; m-число добывающих скважин по участку
в целом, приходящих на одну нагнетательную;
d- текущие извлекаемые запасы нефти в долях от начальных; A-расчетная текущая обводненность;
x- коэффициент эксплуатации скважин;
hэ- среднее начальное значение коэффициента продуктивности нагнетательной
скважины, определенное с учетом вязкости воды, тонн/сут*кг/см²;
Aср-
средняя расчетная обводненность жидкости за весь период разработки, в долях.
Расчет отбора жидкости ведется по формуле (3.10):
qo/Qfo t
qf= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ ×(Qfo - ∑qf ) , где (3.10)
1+qo/2Qfo i
Qfo-
начальные извлекаемые запасы жидкости;
∑qf-накопленный с начала разработки
расчетный отбор жидкости;
Для определения расчетного отбора жидкости необходимо вычислить среднюю
фактическую обводненность А2 ср за прошедший период разработки, перевести ее в
расчетную среднюю обводненность Аср с помощью коэффициента μ*.
По величине добытой с начала разработки нефти и расчетной обводненности
определяют расчетный отбор жидкости по формуле (3.11):
∑ qf=∑ qн ∕(1-Аср), (3.11)
Пересчетный
коэффициент средней обводненности в расчетную производится по формуле (3.12):
Aср=А2ср/(А2ср
+ (1-А2ср)μ*)×γ в/γн), где (3.12)
γв,γн - удельный вес воды и нефти, г/см².
Формулы, где определения коэффициентов получены в результате обработки
расчетных данных, полученных для элемента многопластовой залежи, зонально и
послойно неоднородной, разрабатываемой методом рассредоточенного заводнения в
условиях, когда нефть и вытесняющая ее вода различаются по вязкости.
Величина извлекаемых запасов жидкости определяется следующим образом,
формула (3.13):
Qfo=
1.5*Q*(1/(1-Аср)), где (3.13)
Средняя обводненность зависит от предельной обводненности Апр, до которой
эксплуатируют скважины, неоднородности V² скорости выработки запасов.
Приближенно эта зависимость описывается следующим образом, формула (3.14)
qз= (qн×γ*+qа2)(1+ε), где (3.14)
γ*- переводной коэффициент из
поверхностных в пластовые условия, который равен коэффициенту сжимаемости,
поделенному на удельный вес нефти в поверхностных условиях;
ε -доля потерь закачиваемой воды,
связанными с оттоками за контур нефтеносности или с потерями обусловленными
техническими причинами, отбор воды определяемая, как разность между отбором
жидкости и отбором нефти.
Если в процессе осуществления очагового заводнения происходят изменения
системе разработки (ввод новых добывающих скважин, организация дополнительных
очагов, остановка обводнившихся скважин), то производится пересчет амплитудного
дебита q0 , коэффициентов φ и θ.
Сводная таблица текущей и потенциально- извлекаемой добычи нефти по
графическому методу
Таблица 3.6.2
|
№ скв
|
Q накопл
|
Q п-извл
|
№ скв
|
Q накопл
|
Q п-извл
|
№ скв
|
Q накопл
|
Q п-извл
|
№ скв
|
Q накопл
|
Q п-извл
|
|
960
|
1,548
|
2,216
|
190
|
43,481
|
61,287
|
158
|
368,195
|
433,1706
|
141
|
171,06
|
201,2471
|
|
777
|
25,624
|
32,548
|
189
|
12,973
|
39,654
|
155
|
213,091
|
250,6952
|
91
|
77,5786
|
91,26894
|
|
775
|
49,964
|
60,548
|
188
|
60,926
|
91,248
|
154
|
164,864
|
193,9576
|
776
|
37,91
|
44,6
|
|
774
|
200,129
|
255,36
|
187
|
125,265
|
159,687
|
153
|
438,973
|
516,4388
|
175
|
133,407
|
156,9494
|
|
773
|
58,798
|
75,69
|
186
|
256,214
|
356,247
|
150
|
0,099499
|
5,236
|
171
|
0,214672
|
1,325
|
|
772
|
599,653
|
723,698
|
185
|
131,974
|
176,398
|
149
|
1,165
|
3,365
|
168
|
222,849
|
262,1753
|
|
771
|
73,207
|
89,654
|
184
|
99,654
|
139,547
|
148
|
190,984
|
226,369
|
97
|
58,973
|
69,38
|
|
770
|
146,96
|
181,325
|
183
|
101,232
|
168,369
|
147
|
309,514
|
364,1341
|
|
|
|
|
769
|
113,492
|
157,69
|
182
|
401,325
|
473,654
|
146
|
46,321
|
54,49529
|
|
16905,4
|
17843,27
|
|
768
|
76,32
|
92,687
|
181
|
322,256
|
401,235
|
145
|
2,576
|
10,326
|
|
16906,7
|
|
|
767
|
16,354
|
32,658
|
180
|
326,037
|
399,654
|
144
|
171,06
|
201,2471
|
|
|
|
|
766
|
32,577
|
45,879
|
179
|
756,69
|
832,214
|
142
|
56,489
|
66,45765
|
|
|
|
|
765
|
41,257
|
59,687
|
178
|
862,273
|
963,54
|
654
|
56,847
|
66,87882
|
|
|
|
|
764
|
226,365
|
289,147
|
177
|
306,325
|
456,321
|
5634
|
54,979
|
64,68118
|
|
|
|
|
5802
|
0,881
|
5,598
|
176
|
83,66212
|
121,365
|
5633
|
104,321
|
122,7306
|
|
|
|
|
580
|
12,365
|
16,648
|
174
|
100,376
|
164,358
|
5615
|
32,909
|
40,321
|
|
|
|
|
5639
|
35,152
|
49,687
|
170
|
232,559
|
266,489
|
5613
|
78,07
|
91,84706
|
|
|
|
|
5636
|
33,659
|
39,998
|
169
|
376,439
|
476,321
|
163
|
340,214
|
400,2518
|
|
|
|
|
5632
|
15,75271
|
25,687
|
167
|
470,677
|
567,321
|
162
|
750,321
|
882,7306
|
|
|
|
|
5617
|
25,356
|
36,789
|
166
|
492,196
|
676,369
|
159
|
316,365
|
372,1941
|
|
|
|
|
5611
|
39,799
|
49,687
|
165
|
650,231
|
732,147
|
157
|
3,41
|
22,321
|
|
|
|
|
5610
|
12,343
|
39,987
|
164
|
490,214
|
601,235
|
152
|
112,321
|
131,36
|
|
|
|
|
204
|
24,889
|
36,984
|
161
|
309,496
|
462,147
|
74,114
|
87,19294
|
|
|
|
|
191
|
89,901
|
153,24
|
160
|
560,325
|
621,369
|
143
|
379,654
|
446,6518
|
|
|
|
|
1952,346
|
|
|
7572,8
|
|
|
4266,856
|
|
701,99
|
|
|
3.4
Расчетные формулы разработки нефтяной залежи
Методика В.Д.
Лысенко.
Наличие удовлетворительных по своей точности уравнений разработки
нефтяной залежи является необходимым признаком способности эффективно управлять
этим процессом. Уравнения должны обладать достаточной полнотой: учитывать все
основные параметры и все существенно влияющие факторы.
.Уравнение добычи нефти
q(t)=(q0(t)/(Q0(t)+0.5*q0(t))*(Q0(t)-(q1+...+qt-1)); где
q(t) - дебит нефти рассматриваемой
залежи в момент времени t
q0(t) - амплитудный дебит или начальный
максимальный дебит
Q0(t) - начальные извлекаемые запасы
введенные в разработку
. Уравнение добычи жидкости
qf(t)=(q0(t)/(Qf0(t)+0.5*q0(t))*[Qf0(t)*(1+Eв)-(qf1+...+qf(t-1))]; где
qf(t) - расчетный дебит жидкости в году t при отсутствии различия физических
свойств нефти и вытесняющего агента
Qf0(t) - расчетные начальные извлекаемые
запасы жидкости в году t
Ев - коэффициент увеличения расчетных начальных извлекаемых запасов
. Уравнение числа работающих скважин
n(t)=[N0(t)/(N0(t)+0.5*n0(t))]*[n0(t)-((n0*n/N0)1+...+(n0*n/N0)t-1);
N0(t)=n0(t)*2*Qf0(t)/q0(t); где
n(t) - число работающих скважин в году t
n0(t) - число пробуренных и введенных в
эксплуатацию скважин в году t
n0 -
проектное число скважин
n0э, n0н -число проектных эксплуатационных
и нагнетательных скважин
n0э1 -
число скважин находящихся в первых рядах относительно нагнетательных
N0(t) - начальный запас скважино-лет в
году t.
4. Текущая потребная закачка вытесняющего агента оказывается следующим
образом связанной с текущим дебитом нефти, расчетным текущим дебитом жидкости и
текущим (от середины предыдущего года до середины данного года) изменением
пластового давления:
qз(t)=(q(t)*Y*+(qf(t)-q(t))*M0+Qб(t)*b***(Pплt-Pпл(t-1)))*(1+Eз);
М0= 0,5*(1+ М*)* Y*; Y*= Yв/ Yн;
М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5; где
М0- коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента
М* - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти
Y* -
весовое соотношение вытесняющего агента и вытесняемой нефти
b** -
эквивалентный коэффициент упругоемкости, учитывающий долю геологических запасов
нефти в объеме продуктивного пласта (bн)
Qб(t) - разбуренные и введенные в
разработку балансовые запасы в году t
Кф - фильтрационный коэффициент, учитывающий тормозящие действия
остаточной нефти
К2 - коэффициент вытеснения нефти водой
. В приведенных выше уравнениях содержались величины амплитудного дебита
и пластового давления. Определим их по следующим формулам:
q0(t)=T*Кпрср*n0(t)*(Рсн - Рсэ)*ф*z1*z2*z3
ф=(1/(1/М*+1/m1))*1/(1+m)
m1=n0э1/n0н; m=n0э/n0н
М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К21,5;
z1=1-1.3*((n0-nи)/(n0-Vпр2))0,5*(Vпр2/nи)0,5;
Vпр2=(Kпр2)ср/(Kпрср)2 -1;
z2=1/(1+2.3*(0.2*Vпр2+W2)*S’/d2);
S’=S/n0; d=r*(2*((Кпр2)ср-(Кпрср)2)/((К*-К**)2)ср)0,5;
z3=1+0.06*ln(n0/nи);
z1 -
коэффициент надежности
z2 -
коэффициент учитывающий снижение общего дебита системы скважин из-за
прерывистости и зональной неоднородности по проводимости пластов
z3 -
коэффициент учитывающий увеличение амплитудного дебита за счет
пропорционального сгущения сетки скважин
V2пр -
зональная неоднородность по продуктивности
Рсэ, Рсн - забойное давление добывающих и нагнетательных скважин
Кпрср - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти
ф - функция относительной производительности скважины при единичном
коэффициенте продуктивности и единичной разности забойных давлений в
нагнетательных и добывающих скважинах
W -
доля неколлектора по площади распределения слоев и пластов
S’ -
площадь, приходящаяся на одну скважину
d -
сторона квадратной зоны и площадь зоны, которыми моделируется зональная
неоднородность
Рпл(t)=(Pсн*M**n0н+Pсэ*n0э)/(M**n0н+n0э);
Рпл(t) - пластовое давление
. В представленные формулы разработки нефтяной залежи кроме амплитудного
дебита входят и другие интегральные параметры, в их числе начальные извлекаемые
запасы нефти. Этот параметр представляется следующей цепочкой формул:
Q0(t)=Qб(t)*Kно=Qб(t)*K1*K2*K3*K4;
К1=е**((0,2*Vз2+W2)*S’/d2);
К3=К3н+(К3к-К3н)*А; К3н=1/(1,2+4,2*V2); К3к=1/(0,95+0,25*V2);
А=А2/((1-А2)*М0+А2); М0=0,5*(1+М*)*Y*;
Vнс2=(2*lср)/S’;
К4=(0,8+q0’*Tc/Q00’)/(1+q0’/Q00’*Tc); Q00’=Q00/n0; Q0’=Q0(t)/n0, где
К1 - коэффициент охвата дренированием
К2 - коэффициент вытеснения нефти водой
К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти
К4 - доля использования потенциально извлекаемых запасов нефти
А2 - весовая доля агента в продукции нефтяных пластов
А - расчетная предельная максимально допустимая доля агента в продукции
добывающей скважины
V2 -
неравномерность вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину
Q00 -
потенциально извлекаемые запасы
. Следующим по важности интегральным параметром, входящим в уравнение
разработки нефтяной залежи является расчетный суммарный отбор жидкости за все
время разработки залежи или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости.
Qf0(t)=Qб(t)*K1*K2*F*K4;=K3н+(K3к-K3н)*ln(1/(1-A));
F -
расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти
Расчет буду производить по выше приведенным формулам.
Исходные данные, необходимые для расчета показателей разработки п
методике В. Д. Лысенко сведены в табл.3.2.:
Таблица 3.2
|
Параметр
|
Ед.измер.
|
значение
|
Параметр
|
Ед.измср.
|
значение
|
|
Т
|
сут
|
347
|
Qe
|
тыс.т
|
18000
|
|
По
|
СКВ
|
25
|
Qoo
|
тыс. т
|
5000
|
|
Пи
|
СКВ
|
11
|
м„
|
мПа*с
|
10
|
|
* Ct
|
МПа
|
14
|
м,
|
м11а*с
|
0,5
|
|
р.,
|
МПа
|
30
|
Те
|
год
|
11
|
|
л- пл
|
МПа
|
17
|
V2 т пр
|
|
0,61
|
|
yh,
|
кг/м
|
821
|
W
|
Д-сд
|
0,03
|
|
Y,
|
кг/м
|
1001
|
К2
|
д.ед
|
0,9
|
|
Кпрср
|
т/су т* МПа
|
3,2
|
S
|
тыс.м
|
160
|
3.5 Методика расчета
. Расчет амплитудного дебита.
q0(t)=T*Knp*n0(t)*(Pсн-
Рсэ|**ф*z1*z2
ф=(1/(1/М*+1/m1,))*1/(1+m)
=n0э1/n0н;m=n0э/n0н
М*=Мн/(Ма/Кф); Кф=К1.5;
z1= 1 -1.3 * ((n0-n )/(no-Vпр2))0,5* (Vпр2nи,)0-5; пр2=(Кпр2)ср/*(Кпрср)2-1=l/(l+2.3*(0.2*!Vпp2+W2)*S'/d2);'=S/no;d=r*(2*((Kпp2)СР-(KпpСР)2)/((K.-K..)2)сp)o•5;
2. Расчет начальных извлекаемых запасов.
Qo(t)=Qб(t)*Kно=Qб(t)*K1*K3*K3*K4;
K1=e**((0,2*Vз2+W2)*S'/d2);
Кз=К3н+(К3к-К3н)*А; К3н=1/(1,2+4,2*V2); К3к=1/(0,95+0,25*V2);
A=A2/((l-A2)*M0+A2);M0=0,5*(l+M*)*Y*;
.Расчет текущего дебита нефти.
(t)=(q0(t)/(Q0(t)+0.5*q0(t))*(Q0(t)-(q1+...+qt-1));0(t)=Q0*n0(t);
. Определение расчетных начальных извлекаемых запасов жидкости.
Qf0(t)=Qб(t)*K1*K2*F*K3;=К3н+(К3к-К3н)*ln(1/(1-А));
. Определение дебита жидкости.
qf2(t)=q(t)+(qr(t)-q(t))*M0;
qr(t)=(q0(t)/(Qfo(t)+0.5*q0(t))*[Qf0(t)*(l+Eв)-(qf1,+...+qf(t-1)];
. Расчет пластового давления.
Рпл(t)=(Рсн*М*n0н+Рсэ*n0э)/(М**П0n+П0э.);
. Расчет потребной закачки агента.
qз(t)=(q(t)*Y*+(qf(t)-q(t))*M0
Для расчета очагового заводнения на Барсуковском месторождении по
методике В.Д. Лысенко, на ПЭВМ мною была составлена программа в Microsoft Exel. Рассчитанные при помощи программы, по методике В. Д.
Лысенко показатели разработки, представлены в табл.3.3.
Вывод
Расчеты проводились для двух вариантов разработки пласта ПК19-2( первый
из которых предусматривал эксплуатацию объекта существующим добывающими и
нагнетательными скважинами, а второй - ввод в эксплуатацию четырёх
дополнительных нагнетательных скважин в течении последующих 6 лет.
По результатам расчетов были построены зависимости изменения новых
показателей разработки во времени, представлен прогноз показателей разработки
на 6 лет, а также сравнение годовых отборов по нефти жидкости, рассчитанных по
двум вариантам разработки.
Сравнивая по диаграмме фактическую накопленную добычу нефти расчетной
можно сделать вывод, что принятая для расчетов методика В.Д. Лысенко хорошо
учитывает особенности эксплуатации объекта и достаточно точно описывает
динамику изменения основных показателей разработки. Это позволяет нам с большей
точностью спрогнозировать дальнейшее поведение показателей разработки пласта ПК
19-20 Барсуковского месторождения.
На графике годовых отборов нефти видно, что с вводом дополнительных
нагнетательных скважин удастся стабилизировать и не допустить падения добычи
нефти, по сравнению с базовым вариантом разработки.