Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

Содержание

Введение

. Общие сведения о месторождении

. Особенности геологического строения Крайнего месторождения

. Разрабатываемый пласт 1БС9

. Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

. Анализ энергетического состояния пласта 1БС9 Крайнего НМ

Выводы

Список использованных источников

Перечень сокращений

ППД - поддержание пластового давления

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

НМ - нефтяное месторождение

ВНФ - водонефтяной фактор

ВНК - водонефтяной контакт

Введение

Высокие темпы добычи нефти в Западной Сибири стали возможными благодаря широкому применению практически с начала разработки методов поддержания пластового давления, в основном метода заводнения пластов. Применение заводнения нефтяных пластов позволило существенно повысить темпы отбора нефти, сократить необходимый фонд скважин, повысить нефтеотдачу пластов при одновременном сокращении затрат в промысловое обустройство. Важно и то, что поддержание пластового давления позволило продлить фонтанный период эксплуатации скважин. Строгое количественное описание процесса заводнения вызывает определенные трудности. Это связано с обилием факторов, влияющих на процесс вытеснения, таких как неоднородность пласта, системы разработки и заводнения пласта, закон фильтрации и др. Применение циклического метода воздействия позволяет повысить эффективность заводнения неоднородных пластов, благодаря увеличению коэффициента охвата водой малопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта. Эффективность применения метода заводнения определяется многими факторами, но даже при благоприятных условиях нефтеотдача пластов не превышает 65-70% [1].

1. Общие сведения о месторождении

Крайнее нефтяное месторождение расположено в 80 км к северо-западу от г. Ноябрьска. Разрабатывается НГДУ «Суторминскнефть» ОАС «Ноябрьскнефтегаз». Расположено в непосредственной близости к западу от Суторминского месторождения [2,7].

Крайнее месторождение открыто в 1982г., в промышленную разработку введено в 1986г.

Месторождение крупное по запасам. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) на балансе ВГФ по состоянию на 1.01.99г. составляют по категориям:

0 ВС1 - 31,301 млн.т (55%);

1 С2- 25,352 млн.т (45%);

2 BC1+С2- 56,653 млн.т.

Максимальный уровень добычи нефти 1,337 млн.т был достигнут в 1989г. В 1998г. добыча нефти снизилась до 221 тыс.т (или в 6 раз), накопленная добыча нефти на 1.01.99г. составила 7,892 млн.т при обводненности 86%.

На месторождении пробурено всего 454 скважины, накопленная добыча нефти на 1 пробуренную скважину составляет 17,4 тыс.т, т.е. весьма низкая.

Месторождение многопластовое, сложнопостроенное. На месторождении нефтеносность приурочена к 11 продуктивным пластам: БС₈, БС₉¹, БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀³, БС₁₆, БС₁₆¹, БС₁₈, БС₂₀, Ю_1, Ю₂.

Из них в активной разработке находятся пласты БС₁₀¹, БС₁₀², БС₉¹, в небольших объемах добыча нефти ведется из пластов БС₈, БС₁₀³. Пласты ачимовской пачки (БС₁₆, БС₁₆¹, БС₁₈, БС₂₀), Ю_1, Ю₂- не разрабатываются. Все пласты, кроме БС₉¹, в основном, совпадают в плане с базисным пластом БС₁₀².

2. Особенности геологического строения Крайнего месторождения

Можно отметить следующие основные особенности месторождения:

3   многопластовость;

4   большой этаж нефтеносности - 2540-3200 м;

5   наличие тонких нефтяных пластов с весьма малой нефтенасыщенной толщиной (2-4 м по всей пластам);

6   пониженная начальная нефтенасыщенность (менее 0,6 по всем пластам);

7   приуроченность значительных запасов к водонефтяным зонам; наличие мощного нижнего водоносного пласта БС₁₀³ в горизонте БС₁₀;

8   невысокая проницаемость пластов (менее 50 мД);

9   наличие, в основном, маловязких нефтей (~1 сПз);

10 невысокая разведанность и изученность месторождения;

11 недостоверность запасов нефти.

. Разрабатываемый пласт 1БС9

Залегает на глубине 2550 м в стороне от основных залежей горизонта БС₁₀ и переходит (на север) на Романовский и Северо-Памалияхский лицензионные участки. Имеет большую площадь нефтеносности при невысокой нефтенасыщенной толщине 1,4-2,5 м. Основная часть залежи относится к категории С₂: по площади - 67%; по НИЗ -41%. Нефтенасыщенность - 59%.

Разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Имеет определенные перспективы для бурения новых скважин на севере лицензионного участка.

Геолого-физическая характеристика пласта и ФЕС продуктивных пропластков пласта 1БС9 приведены в табл. 3.1. и 3.2.

Таблица 3.1 - Геолого-физическая характеристика пласта 1БС9

Из таблицы 3.2. видна послойная неоднородность по проницаемости в скважинах ППД. Аналогичная картина наблюдается практически по всему фонду. Теоретически можно сделать вывод о неравномерности выработки остаточных запасов, о низкой степени охвата пласта заводнением.

4. Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

месторождение скважина нефть пласт

Крайнее нефтяное месторождение введено в промышленную разработку в 1986 году. Пласт 1БС9 разрабатывается с 1987 года. Запасы нефти и попутного газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году (протоколы "№10323 и 10324 от 23 декабря 1987 года). На месторождении составлено 4 проектных документа [2,3]- Первая технологическая схема разработки Крайнего НМ утверждена в июне 1984 г. Вторим проектным документом является проект пробной эксплуатации, утвержденной Управлением разработки Миннефтепрома в мае 1985 г. В 1988 г. составлена новая технологическая схема разработки Крайнего НМ. В 1991 г. составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Крайнего месторождения с уточнением показателей разработки.

Крайнее НМ практически полностью разбурено, но в связи с развитием на срез пласта 1БС9 разбуривание продолжается.

Рассмотрим динамику изменений показателей разработки за рассматриваемый период 2000-2002гг. табл. 4.1., рис. 4.2. и с начала разработки объекта табл. 4.З., рис. 4.3.

Состояние фонда скважин с начала разработки по пласту 1БС9 представлено в таблице 4.2. и на рис. 4.2. Динамика изменения добывающего фонда (рис. 4.2.) за рассматриваемый период 2000, 2001 и 2002 гг. составила 50, 57 и 60 скв. соответственно, причем действующие скв. за год составляют 38, 45 и 46, из них выбыло за год 1, 5 и 4 скв. (под закачку переведены 1, З и 3 скв.). Динамика изменения нагнетательного фонда за рассматриваемый период 2000, 2001 и 2002 гг. составила 9, 13 и 17 скв. соответственно, в отработке - 6, 8 и 6 скв. за год. Изменение отношения количества действующих добывающих скважин к нагнетательным на конец года за 2000-2001-2002 гг. уменьшается с 2,67-2,15-1,65, за счет перевода добывающих скважин под закачку.

Увеличение добычи нефти (рис. 4.1.) за период 2000 - 2002 гг. с 61,5 - 210,4 тыс.т прежде всего объясняется увеличением объема закачки в 2000г. - 97,7 тыс.м³, в 2001г.- 208,8 тыс.м³, а в 2002г.- 627 тыс.м³. Добыча нефти по новым скважинам в 2000 г. (9 скв.) составила 59% от годовой, в 2001г. (7 скв..)- 33%. С ростом закачки на рассматриваемый период динамика изменений обводненности: 40,7-34,7-58,2%, водонефтяного фактора: 0,53-0,53-0,72.

С увеличением закачки и отбора жидкости наблюдается в 2001г. снижение обводненности с 40,7% до 34,7% и ее увеличение до 58.2%. Водонефтяной фактор с 2000-2001-2002гг. изменяется соответственно: 0.53-0.53-0.72. Рост среднесуточной добычи нефти - 170-300-580 т/сут.

. Анализ энергетического состояния пласта 1БС9 Крайнего НМ

Закачка воды начата на четвертый год разработки - в 1991г. Максимальная закачка 627 тыс.м³ /год достигла в 2002г. Закачку технологической жидкости в пласты Крайнего месторождения осуществляет КНС-1. При анализе химического состава закачиваемой воды по трем показателям: плотности, общей минерализации и содержанию ионов хлора, вода по типу относится к опресненной. При химанализе закачиваемой воды содержание КВЧ и нефтепродуктов составило [6]:

12 КВЧ - 43,8 мг/л

13 н/пр - 28,7 мг/л.

Если сравнивать с нормами [2] табл. 5.1., то видно, что параметры в норме.

В целом энергетическое состояние с начала разработки удовлетворительное табл. 5.2., рис. 5.1. По компенсациям картина следующая

14 Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки на 2002г. - 102,3% ;

15 Годовая компенсация отбора жидкости закачкой на 2002г. - 110,8%.

За период 2000-2001-2002гг. текущая (годовая) компенсация составляет: 79.7-104.1-110.8%, накопленная - 97.9-98.8-102.3. Резкий объем закачки жидкости в 2002г., по сравнению с 2001г. в 3 раза, приводит к восстановлению компенсации до 102.3% и росту годовой до 110,8% при этом рост среднегодовой (весовой) обводненности составил: 41-35-58%.

Изменение пластового давления первоначального, средневзвешенного, в зонах отбора и закачки по кварталам за рассматриваемый период представлено в табл. 5.2. и на рис. 5.2. Как видно из рис. 5.2. отклонение кривой средневзвешенного пластового давления от кривой первоначального пластового давления увеличивается с 2000-2001-2002гг. на 13,5-1 5,2-1 5,6 атм., не смотря на рост объема закачки и отбора жидкости. За рассматриваемый период пластовое давление в зоне отбора составляет: 249,7-246,6-242,6 атм., что меньше первоначального (263,4 атм.) на 13,7-16,8-20,8 атм., т.е. при данных темпах отбора жидкости и закачки воды происходит нерациональное снижение пластового давления. Рациональное же снижение давления в зоне отбора не должно превышать 5-6 атм. На Крайнем НМ в пласте 1БС9 происходит снижение средневзвешенного пластового давления с 249,9 до 247,8 атм. с 2000 по 2002гг. Так как давление в зоне закачки растет с 2000 по 2002гг. и составляет разницу с первоначальным (-3,8) - 1,5 - 10,2 атм., давление в зоне отбора снижается, средневзвешенное давление падает, а по компенсациям превышает 100%, можно сделать следующие выводы:

16  процентное распределение закачки по реагирующим скважинам не корректно;

17  следует уточнить процентное распределение по реагирующим скважинам и пересчитать компенсацию отборов закачкой, уделяя особое внимание пограничным скважинам ППД на северном участке.

Выводы

В результате анализа эффективности системы ППД пласта 1БС9 Крайнего месторождения можно сделать следующие выводы:

18  наблюдается снижение пластовых давлений средневзвешенного и в зоне отбора, не смотря на рост давления в зоне закачки, что приводит к нерациональному снижению пластовой энергии

19  обводненность продукции в скважинах центрального и южного участков объекта составляет 80-96%, при этом попутно добываемая вода относится к опресненной, как и закачиваемая

20  необходимо проведение ПГИ на северном участке пласта, так как попутно-добываемая вода - минерализованная

21  в связи с высокой послойной неоднородностью пласта 1 БС9, обводнения скважин по отдельным наиболее проницаемым пропласткам необходимо применение потокорегулирующих технологий для селективного отключения наиболее промытых пропластков

22  рекомендуется применение гелеобразующей композиции в следующих скважинах: 2006, 2007, 2Э08 и 2009

23  на завершающей стадии разработки возможно и необходимо поддерживать пластовое давление на уровне значительно ниже начального, что приводит: 1) к увеличению коэффициента нефтеизвлечения; 2) сокращению отбора попутно добываемой воды и объемов ее закачки [8].

Список использованных источников

1.  Разработка и эксплуатация НМ Западной Сибири / под ред. В.П.Максимова, М., Недра, 1979

2.       Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Сибнефть-ННГ" за 2000г. Крайнего месторождения

.         Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Сибнефть-ННГ за 2001г. Крайнего месторождения

.         Данные программы "Гео"

.         Данные программы "АРМ-гидродинамика"

.         Данные программы "АРМ-химик"

.         Экспертное заключение по крайнему месторождению, ООО "ТЭРМ"-ОАО "СибНИИНП", Тюмень, 1999

.         Оптимизация систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.З. Лапидус, Нефтяное хозяйство, 1995.