ФНГ / РЭНГМ / КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» на тему: «Анализ состояния разработки Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения с применением методов повышения нефтеизвлечения СПС (закачка сшитых полимерных систем)»
(автор - student, добавлено - 22-11-2013, 22:40)
СКАЧАТЬ:
Министерство образования и науки Российской федерации Министерство образования и науки Республики Татарстан Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» Факультет ФНГ_______ Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Группа _______ КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» на тему: «Анализ состояния разработки Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения с применением методов повышения нефтеизвлечения СПС (закачка сшитых полимерных систем)» Студент фамилия, инициалы подпись Руководитель проекта должность, фамилия, инициалы подпись Оценка за: текущую работу над курсовым проектом ………………………..………….. защиту курсового проекта ……………………………………………………. Итоговая оценка ……………………………………………………………….. Дата защиты курсовой работы ……………………………………………… СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1. Общие сведения о месторождении 5 2. Геолого-физическая характеристика месторождения 7 2.2 Основные параметры пласта 12 2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность 12 2.2.2 Толщина пластов 14 2.2.3 Показатели неоднородности пластов 15 2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 16 2.4 Начальные балансовые и извлекаемые запасы 21 3. Анализ текущего состояния разработки 23 3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении 23 3.2 Анализ текущего состояния разработки объекта. 24 3.3 Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов и ОПЗ. 32 3.4 Внедрённые методы на объекте, их объёмы и технологическая эффективность. 45 4. Расчет технологических показателей разработки 51 4.1 Методика расчета 51 4.2 Исходные данные расчета 56 4.3 Результаты расчета и их анализ 56 5. Оценка эффективности внедренных мероприятий по характеристикам вытеснения 62 6. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади /месторождения/ 86 Графическая часть 88 Список использованной литературы 91 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время проблема расчета технологических показателей разработки стоит очень остро, что связано с падением уровня добычи нефти вследствие ухудшения структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов в глинистых высоко- и малопродуктивных коллекторах на ряде площадей и месторождений, разрабатываемых АО «Татнефть», существенно возросла. Для точного прогнозирования объемов добычи нефти из разрабатываемых горизонтов кроме ужесточения требований к применяемому оборудованию и качеству закачиваемой воды, а также проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин невозможно обойтись и без применения научно обоснованной и испытанной методики проведения прогнозных расчетов показателей разработки. Также необходимо учитывать особенности взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин и режимы их работы, разрабатывать новые требования к системе сбора и подготовки нефти и газа и технологии, позволяющие эффективно эксплуатировать скважины малодебитного фонда. Такой комплексный подход к решению проблемы прогнозирования разработки тем более необходим в связи с тем, что для эффективной работы предприятий нефтегазодобывающей промышленности необходимо правильное и своевременное реагирование на изменение технологических показателей. Необходимо иметь правильное представление о выработке запасов и процессах, протекающих в продуктивном коллекторе, для более эффективной работы скважин и месторождения в целом. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяют методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны – заполнении твёрдыми частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, и т.д. В данном курсовом проекте приведён анализ состояния разработки Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения с применением методов повышения нефтеизвлечения СПС (закачка сшитых полимерных систем). Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах, вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния с предварительной очисткой призабойной зоны от АСПО и других органических загрязнений. Это приводит: - к сдерживанию прорыва закачиваемых вод в добывающие скважины; - к стабилизации либо снижению обводненности продукции окружающих добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами; - к вовлечению в разработку трудно извлекаемых запасов нефти из зон с пониженной проницаемостью; - к увеличению добычи нефти. - к значительной очистке призабойной зоны. - к снижению давления закачки. 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ НГДУ «Елховнефть» разрабатывает Ново-Елховское нефтяное месторождение. Данное местоpождение pасположено на теppитоpии Альметьевского и Заинского pайонов, непосpедственно к западу (2-3км) от Ромашкинского местоpождения. Район имеет pазвитую инфpастpуктуpу, обеспечен энеpгетическими мощностями, путями сообщения, pабочей силой. В тектоническом отношении местоpождение пpиуpочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, стpуктуpе втоpого поpядка, осложняющего склон Южно-Татаpского свода. Пpомышленные скопления нефти пpиуpочены к теppигенным отложениям веpхнего девона (пашийский, кыновский гоpизонты), каpбонатам туpнейского яpуса, теppигенной толще нижнего каpбона (бобpиковский и тульский гоpизонты), а также к каpбонатам веpей-башкиpских отложений сpеднего каpбона. Наиболее крупными населёнными пунктами являются : Кичуй, Ново-Елхово, Аппаково. Месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах полого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяжённость рек 120-300 км., площадь водосбора 1300-6200 км2. Рельеф местности сильно расчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории покрыта лиственными реже смешанными лесами. Климат умеренно континентальный. По данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, девонской, каменноугольной и пермской систем. В составе Ново-Елховского месторождения выделено три площади разработки: Акташская площадь – 34 тыс. га., Ново-Елховская – 42 тыс.га. и Федотовская – 12 тыс. га. Для водоснабжения нефтепромысловых объектов используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы, Степного Зая. Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Уруссинской и Заинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС. Ново-Елховское месторождение разрабатывается с 1960г. и находится на IV, завершающей стадии разработки. Одним из важных вопросов, на сегодняшний день, для НГДУ Елховнефть является вопрос увеличения нефтеотдачи пластов, и, как следует из этого, вопрос о проведении мероприятий по увеличению производительности фонда добывающих и нагнетательных скважин. В осуществлении задачи поддержания уровней или увеличения добычи нефти в НГДУ «ЕН» важная роль принадлежит применению и внедрению новой техники и технологии, как при работе со старым фондом, так и при бурении новых скважин. 2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1 Характеристика геологического строения. На Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно. Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров. Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей. Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона. Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела, от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м. По всей площади дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных. На Ново-Елховской площади нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости, по данным бурения и керна, зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200 – 250 м до живетских (1800-1900 м) включительно. По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков. Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д0 кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д1) и пласты Д2-Д5 живетского и эйфельского ярусов. Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты – это единый гидродинамический связанный резервуар. Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет – 1514,5 2,5 м (таблица 2.1). Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д0-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечены по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д). Таблица 2.1 - Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения Блок Кол-во скв. с ВНК Диапазон изменения Средняя отметка 7 29 1510,9 - 1519,7 1516,2 ± 2,2 8 76 1509,1 - 1520,6 1514,5 ± 2,9 9+11 62 1510,8 - 1520,6 1515,6 ± 2,4 10 21 1512,3 - 1517,0 1514,9 ± 1,0 12 39 1513,0 - 1525,3 1516,4 ± 1,7 Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона. В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса. В терригенной части нижнего карбона Ново-Елховского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки – бобриковские и тульские пласты. Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: Сlтл4 и Сlтл2 . Пласт Сlтл4 залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения – на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями. Пласт Сlтл2 залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Ново-Елховской площади. Между тульским известняком и пластом Сlтл4 лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта Сlтл2 разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м. Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения. В отложениях бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади выделяется один пласт и лишь в редких скважинах появляется 2-3 пласта, т.е. залежи нефти в бобриковских отложениях имеют, в основном, однопластовое строение. Наибольшая толщина пластов бобриковского горизонта приурочена, как правило, к прогибам, наименьшая – к своду структуры. На размещение залежей нефти бобриковского горизонта по площади большое влияние оказывает литологический фактор. Коэффициент распространения коллекторов бобрикрвского горизонта составляет всего 0,38. Это указывает на то, что на большей части Ново-Елховского месторождения бобриковские пласты замещены глинистыми породами. Толщина продуктивной части пласта почти в 50% скважин не превышает 2 м. Залежи имеют небольшие размеры. Тип залежей пластовый со значительным литологическим ограничением. Одной из особенностей геологического строения бобриковского горизонта, влияющей на процесс разработки, является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков. ВНК по залежам бобриковского горизонта погружется от залежи к залежи с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам нефти бобриковского горизонта Ново-Елховской площади равна – 870,7 м. Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемими и непроницаемыми породами, не выдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепецкого комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами, толщина его выдержана по площади и составляет 4 м. Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10 – 15 м) и высокоамплитудные по ширине – от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, в следствие чего залежи имеют длину до 11 км. Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м. В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки. Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км2, высота залежей до 60 м, нефть тяжелая (915 - 940 кг/м3), высоковязкая (до 80 мПас). Таким образом, осадочная толща на Ново-Елховской площади представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д0) и пашийского горизонта (ДI) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Значительные запасы нефти также выявлены в разрезе нижнего карбона в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса. 2.2 Основные параметры пласта 2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность Основными объектами разработки на Ново-Елховской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д0 и Д1 по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргеллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций. Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории площади и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы. Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой (таблица 2.2.1.2). Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на площади достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов. Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз – Д0 (кыновский горизонт), а, б1, б2+3 (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д. Пласты девонских отложений обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно – фильтрационными свойствами (таблица 2.2.1.1). Таблица 2.2.1.1 - Средневзвешенные параметры коллекторов Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения Пласты Класс коллектора Нефтенасыщенная толщина, м m, % Кн, % К,10-3 мкм2 Д0 1 2,5 16 82 140 2 3,6 20 87 500 А 1 1,9 16 82 140 2 2,4 20 87 500 б1 1 2 16 82 140 2 3 20 87 500 б2+3 1 2,4 16 82 140 2 3,9 20 87 500 В 1 1,9 16 82 140 2 3 20 87 500 Г 1 4,5 16 82 140 2 6,1 20 87 500 Д 1 1,8 16 82 140 2 2,3 20 87 500 Таблица 2.2.1.2 - Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д0 и Д1 Ново-Елховского месторождения Параметры Не коллектор Коллектор Аргиллиты, алевр-ты, мелко и ср.зернистые, глинистые 1 класс низкопрониц. или низкопродуктивные 2 класс хорошопрониц. или высокопродуктивные Крупнозернистые и мелкозернистые песчаники Мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты 1 2 3 4 Пористость m, % менее 14 14-18 более 18 Проницаемость, К, 10-3 мкм2 менее 70 70-200 более 200 Нефтенасыщенность, КН, % менее 70 70-85 более 85 Глинистость, КГЛ, % более 5 5-2,5 менее 2,5 Динамическая нефтенасыщ-ть КН, % менее 10 10-16 более 16 Продолжение таблицы 2.2.1.2 1 2 3 4 Коэффициент вытеснения КН, % - 68-72 72-85 Удельный дебит, т/сут•м менее 0,5 0,5-2,0 более 2,0 2.2.2 Толщина пластов Общая толщина отложений горизонта ДI составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина - 14,2 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная - 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная – 3,1 м. Анализ толщин по отдельным пластам указывает на наличие различий средних нефтенасыщенных толщин как по пластам, так и группам коллекторов (таблица 2.2.2.1). Наименьшей средней нефтенасыщенной толщиной (около двух м) характеризуются пласты "а" и"б1", а по другим пластам она составляет около трех метров. Сопоставление толщин по группам коллекторов указывает на то, что в целом нефтенасыщенная толщина пластов, представленных высокопродуктивными коллекторами выше, чем по группе высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных. Для водонасыщенных характерна такая же тенденция. Таблица 2.2.2.1 - Толщины пластов Пласты Нефтенасыщенная / водонасыщенная толщина, м Всего по пласту группы пород I ( I ) 2 Д0 3,2 /2,7 1,8 / 3,9 1,8 / 2,2 3,1 / 2,8 ДI a 1,8 / 1,6 1,4 / 1,3 1,2 / 1,4 1,5 / 1,5 ДI б1 2,1 / 2,0 1,5 / 1,6 1,3 / 1,6 1,8 / 1,9 ДI б2+3 3,7 / 3,4 2,0 / 2,0 1,9 / 1,8 3,2 / 3,1 ДI в 2,6 / 2,5 1,4 / 1,5 1,6 / 1,7 2,5 / 2,3 ДI г 3,9 / 6,9 2,3 / 3,0 1,7 / 2,6 3,9 / 6,7 ДI д 2,1 / 3,2 0 / 2,4 0 / 2,0 2,1 / 3,0 О степени гидродинамической связанности продуктивных пластов может свидетельствовать и толщина глинистых разделов между ними (таблица 2.2.2.2). Минимальная толщина раздела между всеми пластами составляет 0,4м. Таблица 2.2.2.2 - Характеристика глинистых разделов между пластами Толщина Толщина глинистых разделов, м Д0 – а а – б1 б1 – б2+3 б2+3 – в в – г г – д Количество 240 147 301 607 309 251 Минимальная 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Максимальная 13,4 4,6 5 7,6 7,6 12 Средняя 3 1,2 1,3 3,6 1,9 3,4 Максимальная толщина раздела установлена между пластами "Д0" и "а" (13,4 м), а между пластами пашийского горизонта изменяется от 4,6 м до 12,0 м. Средняя толщина раздела изменяется от 1,2 до 3,6 м. 2.2.3 Показатели неоднородности пластов Рассматриваемые отложения отличаются неоднородным строением как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствуют данные таблиц 2.2.3.1 и 2.2.3.2. Таблица 2.2.3.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности. Коэффициенты песчанистости и расчлененности Горизонт (пласт) Коэффициент песчанистости (в целом / по продукт. части), д.ед. Коэффициент расчлененности, (в целом / по продукт. части), д.ед. кол-во скважин среднее значение коэфф. вариации кол-во скважин среднее значение коэфф. вариации кыновский (Д0) 709 / 643 0,365/ 0,330 0,25 / 0,22 707 / 699 1,13 / 1,12 0,329 / 0,329 пашийский (ДI) 790 / 444 0,565/ 0,465 0,327 / 1,944 790 / 446 3,53 / 2,75 0,402 / 0,509 Таблица 2.2.3.2 - Зональная неоднородность пластов Пласты Вероятность вскрытия коллектора, д.ед. Коэффициент выдержанности, д.ед. Коэффициент сложности, д.ед. Д0 0,511 0,835 7,027 ДIа 0,321 0,45 15,571 ДIб1 0,505 0,604 14,17 ДIб2+3 0,78 0,876 7,422 ДIв 0,585 0,757 10,988 ДIг 0,967 0,987 2,585 ДIд 0,668 0,704 9,371 В таблице 2.2.3.1 значения коэффициентов песчанистости (Кпес) и расчлененности (Кр) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта. Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в целом равна 0,565, а по его продуктивной части - 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330. При анализе величин Кр видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент в целом составляет 3,5, а по продуктивной части - 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов. По кыновскому горизонту эти величины равны, соответственно, 1,13 и 1,12, т.е. в большей части скважин вскрывался один пласт. В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта (таблица 2.2.3.2). Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам изменяется в пределах от 0,321 до 0,967, а коэффициент выдержанности - от 0,450 до 0,987. Коэффициент сложности изменяется по пластам в довольно широких пределах (от 2,585 до 15,571). 2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 0С и 760 мм.рт.ст.). Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 0С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но несущественны. Данные о средних параметрах основных свойств пластовой и поверхностной нефти приведены в таблице 2.3.1. Таблица 2.3.1 - Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти по Ново – Елховской площади Параметры Среднее значение Давление насыщения, МПа 8,24 Газосодержание, м3/т 53,5 Пересчетный коэффициент 0,8795 Вязкость пл. нефти, мПа•с 3,97 Плотность пов. нефти, кг/м3 Д0 862 Д1 863 Содержание серы, % вес 1,6 Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (μ) от давления (p) при пластовой температуре (рисисунок 2.3.1). Рисинук 2.3.1 - Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта Нефти турнейского яруса по Ново-Елховской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м3/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа•с, среднее значение равно 22,9 мПа•с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м3, среднее значение – 903 кг/м3; вязкость поверхностной нефти при 200С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа•с, среднее значение – 85,4 мПа•с; при 500С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа•с, среднее значение – 24,1 мПа•с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение – 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 4,5% ; до 200 0С – 22,4%; до 3500С – 45,4%. Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м3/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа•с, среднее значение составляет 31,5 мПа•с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м3, средняя величина равна 905кг/м3; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 200С равна – 162,6 мПа•с; при 500С – 39,8мПа•с. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 5,5%; до 2000С – 22,9%; до 3500С – 42,8%. Нефти тульского горизонта по Ново-Елховской площади имеют следующую характеристику: давление насышения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м3/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа•с, среднее значении – 28,6 мПа•с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м3, среднее значение – 905 кг/м3; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение – 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 6,2%; до 2000С – 24,9%; до 3500С – 44,9%. Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 3500С – от 35 до 45%. Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением. Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 представляют собой хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПас. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром 605-823 мг/л; йод 6,6-10 мг/л; аммоний 173-200 мг/л; бор 9-18 мг/л. Нафтеновые кислоты, сероводород не обнаружены. Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см3/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК. Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами. В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м3/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды – 25-270С. Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м3): CL- - 4858,94; SO4- - - 0,38; HCO3- - 0,73; Ca++ - 521,5; Mg++ - 163,82; K+ + Na+ - 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м3(в среднем 1190,0), вязкость - 1,73-2,00 мПа.с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3/т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0 мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый. Таблица 2.3.2 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско–кыновских отложений Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 Количество исследований Диапазон изменения Среднее значение скважин проб Cl -- 93 93 4122,96 - 5334,74 4858,94 SO-- --4 93 93 0,01 - 3,27 0,38 НСО3 93 93 0,02 - 1,88 0,73 Ca++ 93 93 446,39 - 601,52 521,5 Mg++ 93 93 98,0 - 202,27 163,82 К+ + Na+ 93 93 2747,81 - 4009,66 33496,57 Примеси не опр. не опр. рН 93 20 3,70 - 6,70 4,93 Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л., плотность – 1163,4 -1165,6 кг/м3, вязкость – 1,70-1,74 мПа•с, газонасыщенность достигает 0,05 -0,45м3/т. Состав газа – метано-азотный. Объемный коэффициент равен 1,001. В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 2 до 25м3/сут при динамических уровнях до 800м, статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20 - 40м. Начальное пластовое давление находится в пределах 10-12МПа, температура воды не превышает 250С. Состав газа – метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,18-0,35м3/т. Объемный коэффициент равен 1,0008. В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появляется сероводород. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии. Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м3, пашийской - 816,0 кг/м3; сепарированной кыновской 871,8 кг/м3, пашийской – 872,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6 - 1,8 % масс), парафина (1,97 - 1,89 % масс.) Давление насыщения – по кыновскому 7,2 МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание - 49,2 м3/т и 53,2 м3/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПас и 4,0 мПас. Минерализация сеставляет от 234,62 до 305,65мг/л. 2.4 Начальные балансовые и извлекаемые запасы В процессе разработки Ново-Елховской площади по ней неоднократно составлялись проектные документы и оценивались запасы нефти. Величина запасов постоянно уточнялась в зависимости от состояния разбуренности площади, а также используемой классификации коллекторов. По нормам разработки с СПС было предусмотрено добыть 0,180 млн.т. нефти, фактически добыто 0,181 млн. т., это на 0,009 млн. т. выше норм. Средний дебит одной скважины по нефти снизится и составляет 3,75 т/сут. За 2006 год по площади новые скважины не вводились. С начала разработки отобрано 8760,5 млн.т. нефти, что составляет 65,53% от НИЗ, обводненность продукции среднегодовая 63,5%. По пласту “Д” отобрано нефти 0,016 млн. т., от НИЗ составляет 11,9%. По пласту “а” извлечено 0,960 млн.т., что от НИЗ составляет 42,9%. По пласту “б” отобрано 2,072 млн.т., что от НИЗ составляет 66,3%. По пласту “б” – 4,506 млн.т., что составляет 68,4% от НИЗ. По пласту “в” отобрано 1,206 млн.т., что составляет 93,7% от НИЗ. Добыча нефти по Ново-Елховскому месторождению из девонских горизонтов составила в 2005 г. 1245,9 тыс. т (9,8% от максимального уровня), добыча жидкости - 10237,9 тыс.т. С начала разработки на 01.01.2006 г. было отобрано 253,4 млн.т нефти и 818,8 млн.т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,427 д.ед. 3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ 3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении Площадь находится в четвертой стадии разработки. Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1968 году, и равен 7,1 млн. т в год. Этот уровень удерживался в течение 4 лет. С 1973 года добыча нефти начала снижаться и на 2009г она составила 468,726 тыс.т в год. Всего на балансе НГДУ ”Елховнефть” на 1.01.2007г. находится 5484 скважины. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 2788 скважин, из них действующий фонд – 2542 скважин, в том числе ЭЦН - 245 , СКН - 2297, бездействующий фонд -245 скважин. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по НГДУ – 1349 скважин, в том числе - 1289 действующих, 59 бездействующих после закачки, 1 скважина в освоении. Общий фонд скважин прочих категорий по НГДУ - 1347 скважин, в том числе в консервации 197, наблюдательных -3 , дающих техническую воду и водозаборных- 33, в ожидании ликвидации – 48, ликвидировано - 683 скважины, эколого-гидрогеологические, 9 разведочных, 283 – пьезометрических. На Ново-Елховском месторождении 5025 скважин: 2483 - эксплуатационный фонд, 2256 скважин действующих, 226 в бездействии, 1 в освоении. Общий фонд прочих категорий 1213 скважин, в том числе в консервации 190 скважин, 267 наблюдательных, 38 в ожидании ликвидации, 613 - ликвидированных, 20 скважин дающих техническую и питьевую воду, 2 наблюдательных, 1 поглотительная, 1 разведочная, водозаборных – 2 скважины, 80 – эколого-гидрогеологических. Ново - Елховская площадь (До, Д1) Фактически на 1.01.2007 год на Ново-Елховской площади пробурено 1482 скважины в том числе: добывающих 1027 скважин, из них 10 БС, 405 нагнетательных скважин, дублеров 21 скважина, прочих 49 и 1 разведочная скважина. В 2006 году принято из бурения на горизонт ДоД1 1 разведочная на 2 скважинах проведено глубокое внедрение в пласт боковых ответвлений. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 581 скважина из них действующий фонд – 510 скважин, бездействующий фонд- 71 скважина. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 390, в том числе – действующий - 366, бездействующий 23 скважины, 1 скважина в освоении. Фонд прочих категорий составляет 451 скважина в том числе: добывающие тех. воду – 3 скважины, пьезометрические – 89 скважин, в консервации – 59, ликвидированных – 271 скважина., 29 в ожидании ликвидации. Плотность сетки скважин по утвержденному проекту на 1 добывающую скважину 26,3 га, с учетом дополнительных скважино-точек – 26,3 га, с учетом резерва- 26,3 га. Фактически по состоянию на 1.01.2007 года плотность сетки добывающих скважин составляет 31,2 га. Плотность сетки на объект (эксплуатационные + нагнетательные) по утвержденному проекту – 20,6 га, с учетом дополнительных скважинно-точек – 20,6 га, с учетом резерва – 20,6 га. Фактически по состоянию на 1.01.2007 года плотность сетки на объект составляет 22,4 га. Ново - Елховская площадь (нижний и средний карбон) Проектом нижнего и среднего карбона Ново-Елховской площади предусмотрено пробурить 1954 скважины, в том числе добывающих 1292, нагнетательных 272, резервных 390 (таблица 2). По состоянию на 1.01.2007 года количество утвержденных скважино-точек с учетом изменений - 1954, в том числе 1216 добывающих, 377 нагнетательных, 309 резервных, 48 наблюдательных и 4 оценочных. Пробуренный фонд на отложения карбона составил 1484 скважины, в том числе 1070 добывающих, 358 нагнетательных, 80 прочих категорий, 1 оценочная скважина, 5 разведочных. 3.2 Анализ текущего состояния разработки объекта. В 2003 году с целью удержания падения добычи нефти проводился большой объем геолого-технических мероприятий: введены из бурения и старого фонда в эксплуатацию 32 скважины за счет чего добыто 24695 тонн нефти при плане 22923 тонн, выполнение 107,7 % (средний дебит одной вновь пробуренной скважины за 2003 год составил 5,0 т/сут при запланированных 5,1т/сут, в том числе 2 горизонтальные скважины со средним дебитом 6,2 т/сут и 2 скважины с открытым забоем , со средним дебитом 5,8 т/сут); пущены из неработающего фонда 74 скважины и добыто 35808 тонн нефти; провели 631 скважино-операций по оптимизации режимов работы скважин; проведен капитальный ремонт на 359 скважинах ( в т.ч. 188 собственными силами) и добыто за счет этого 12,2 тыс.т нефти; за счет методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) добыто 55,9 тыс.т нефти – наиболее эффективными оказались технологии ГРП, ВДХВ, ПДС; введены 35 новых нагнетательных скважин. В целом геолого-технические мероприятия (ГТМ) выполнены на 105%. На 1.01.2004 года весь пробуренный фонд скважин составил 3265 скважин (таблица 3.2.1) в т.ч. 1726 – эксплуатационный, 766 – нагнетательный, 149 – наблюдательный, 158 – консервированный, 311 – ликвидированный, 139 – в ожидании ликвидации, 7 – дающие тех. воду, 2 – поглощающих, 7 – разведочных. За 2003 год эксплуатационный фонд снизился на 70 скважин, бездействующий снизился на 3, консервированный увеличился на 83, пьезометрический уменьшился на 5. Таблица 3.2.1 – Сравнительный анализ движения фонда скважин Фонд 1.01. 1997 1.01. 1998 1.01. 1999 1.01. 2000 1.01. 2001 1.01. 2002 1.01. 2003 1.01. 2004 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Экспл. доб.скв. 1491 1528 1592 1648 1724 1786 1796 1726 Экспл. нагн. скв. 515 548 596 631 667 702 740 766 Ввод новых доб. скв. 15 7 13 34 28 40 37 32 В освоении 4 1 3 2 - 2 1 1 Дейст. 1294 1311 1355 1397 1569 681 1664 1597 Бездейств., в т.ч. 193 216 234 249 155 103 131 128 Глубокое 74 65 175 164 115 58 49 52 Продолжение таблицы 3.2.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Дающие продукцию 1174 1234 1224 1274 1418 1605 1600 1561 Простаив. 120 215 131 123 90 76 64 36 В консерв. 416 349 261 206 112 77 75 158 Средний дебит: по нефти, т/сут по жидкости, т/сут 3,65 20,35 3,42 18,19 3,43 17,69 3,30 15,30 3,06 13,66 2,76 12,01 2,88 12,08 3,02 12,32 В целом можно сказать, что эксплуатационный фонд добывающих скважин уменьшился на 70 скважин по сравнению с 2002 годом и на 60 с 2001 годом. Уменьшение эксплуатационного фонда связано с выводом скважин в консервацию. Средние дебиты по нефти немного выше по сравнению прошлыми годами, а дебиты по жидкости в сравнении с 1996 годом значительно меньше. Это стало возможным за счет мероприятий направленных на уменьшение доли добываемой воды в продукции скважин. За 2003 год из нефтяных площадей и залежей НГДУ добыто в целом 1454,3 тыс.т нефти, 5933,7 тыс.т жидкости, обводненность составила 75,5 %, в продуктивные пласты закачено 6582,3 тыс.м3 воды. Относительно 2002 года жидкости добыто на 195,1 тыс.т меньше и закачено воды в продуктивные пласты на 456,1 тыс.м3 меньше. Среднесуточный дебит по нефти составил 3,02 тонн по жидкости 12,32 тонн при 2,88 тонн и 12,08 тонн в 2002 году. В 2003 году со скважин Ново-Елховской площади отобрано 502,2 тыс.т нефти при норме 510 тыс.т. Годовой темп отбора по площади составил 0,31 % от НИЗ, обеспеченность отбора жидкости закачкой составила 101,7 % при норме 100 %. Среднесуточный дебит по нефти составил 2,77 т/сут (2002 год - 2,57 т/сут), обводненность 84,5 % (2002 год - 85,2 %). Пластовое давление составило 147,5 атм. (2002 год - 145,9 атм.), текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,412. Из шести блоков разработки Ново-Елховской площади по 6,10 блокам произошло падение пластового давления, по остальным – наблюдается рост. Относительно 2002 года в целом по площади жидкости добыто на 196 тыс.т меньше и также закачено воды в продуктивные пласты меньше на 203,8 тыс.м3. Ниже в таблице 3.2.2 приведена динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг. Таблица 3.2.2 - Динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг Года Добыча нефти, тыс.т. Добыча жид-ти тыс.т. Закачка воды тыс.м3 Выра-ботка запасов от НИЗ, % КНО, доли.ед. Темп отбора от НИЗ, % Обвод-ненность, % Д С Д С 1985 6212,3 35998,8 37061,4 63 0,34 0,02 1,3 2,15 82,8 1986 5599,6 34867,4 36388,6 63,5 0,347 0,025 1,25 2,13 85 1987 5096,3 34867,4 35867,4 64,6 0,351 0,031 1,2 2,11 85,4 1988 4712,2 33367,5 37799,8 65,1 0,36 0,035 1,1 2,14 85,9 1989 2787,8 17793,9 18306,9 65,7 0,371 0,039 1,01 2,16 84,3 1990 2606 16954,1 18178,1 66,9 0,376 0,04 0,93 2,18 84,6 1991 2412,1 15326,4 15918,5 68 0,38 0,049 0,85 2 84,3 1992 2118,7 12377,6 13846,1 69 0,383 0,05 0,74 1,8 82,9 1993 1723,6 10667,3 11269,1 69,7 0,386 0,056 0,63 1,4 83,8 1994 1553,8 9837,7 10295,5 70,4 0,389 0,059 0,6 1,1 84,2 1995 1594 10153 11835 71,1 0,392 0,06 0,54 1,4 84,3 1996 1477 8228 9486 71,8 0,394 0,063 0,49 1,34 82 1997 1405 7472 8368 72,4 0,396 0,066 0,42 1,45 81,2 1998 1416 7308 7780 73,1 0,398 0,07 0,41 1,51 80,6 1999 1428,7 6631 7043 73,72 0,4 0,074 0,4 1,58 78,5 2000 1464,2 6542,9 7323,8 74,21 0,402 0,077 0,41 1,6 77,6 2001 1472,9 6416,9 7236,6 74,87 0,403 0,081 0,39 1,69 77 2002 1460 6128,8 7038,4 75,35 0,405 0,084 0,39 1,65 76,2 2003 1454,3 5933,8 6582,3 76 0,407 0,088 0,39 1,63 75,5 Из таблицы 3.1.2 видно, что с 1985г. добыча нефти постепенно падает, особенно резко в 1989 году почти что в 2 раза по сравнению с 1988 годом. Отбор жидкости и объемы закачки также снижаются средняя обводненность продукции составляет 80÷81 %. С 1985 года обводненность продукции снижается с 84,3 до 75,5 % в 2003 году. По проекту проектный коэффициент нефтеотдачи для девона должен быть достигнут 0,543, для карбона – 0,237. На конец 2003 года коэффициент нефтеотдачи составляет для девона – 0,407, для карбона – 0,088. По состоянию на 1.01.2004 года обводненную продукцию дают 1576 скважин, из них обводненностью до 20 % - 43 скважины, от 20 ÷ 50 % - 302 скважин, от 50 ÷ 90 % - 404 скважины, более 90 % - 227 скважин. Данные обводненной продукции по площадям приводится в таблице 3.2.3. Таблица 3.2.3 – Обводненность добываемой продукции по Ново-Елховской площади Площадь Обводненность, % 1.01. 1997 1.01. 1998 1.01. 1999 1.01. 2000 1.01. 2001 1.01. 2002 1.01. 2003 1.01. 2004 Ново-Елховская 89,0 89,2 88,8 87,5 86,5 86,6 85,2 84,5 Государственный заказ по добыче нефти по НГДУ «Елховнефть» в 2008 году выполнен на 102,1 %. Сверх норм добыто 30 000 тонн. Ввод новых скважин из бурения и освоения В 2003 году введено в эксплуатацию 37 скважин при норме 32 скважины, в том числе по Ново-Елховской площади ( Д ) - 2, при норме 0 Состояние пробуренного фонда В 2008 году бурение велось на площадях Ново-Елховского месторождения. В фонд НГДУ в 2008 году из бурения принято 29 скважин. Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице 3.2.4. Таблица 3.2.4 - Динамика пробуренного фонда скважин №№ п/п Состав фонда На 1.01.2007 г. На 1.01.2008 г. 1. Добывающих 1786 1796 В том числе действующих скважин 1681 1664 2. Нагнетательных скважин 702 740 3. Законсервированных скважин 77 75 4. Контрольно–пьезометрических скважин 164 154 5. Поглотительных скважин - - 6. Скважин, дающих тех.воду 8 7 7. Ликвидированных и ожидающих ликвидации скважин 312 + 136 313 + 133 8. Всего скважин 3185 3218 Эксплуатационный фонд В текущем году эксплуатационный фонд добывающих скважин на 1.01.2008 г. составляет 1796 скважин. В таблице 3.2.5 приводится баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин. Таблица 3.2.5 - Баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин №№ п/п Эксплуатационный фонд на 1.01.2007 г. 1786 1. Прибыло новых скважин из бурения 28 2. Прибыло из контрольных 14 3. Прибыло из консервации 10 4. Прибыло из нагнетательного фонда 3 5. Прибыло из ликвидированного фонда и ожидающих ликвидации 2 6. Прибыло из фонда тех.воды 1 7. Прибыло в эксплуатационный фонд 58 8. Выбыло в т.ч. в нагнетательный фонд 33 9. Выбыло в консервацию 8 10. Выбыло в фонд ожидающих ликвидации 2 11. Выбыло в пьезометрический фонд 5 12. Всего выбыло из эксплуатационного фонда 48 13. Эксплуатационный фонд на 1.01.2008 г. 1796 Из общего эксплуатационного фонда действующих 1664 скважины, 131 скважина в бездействии после эксплуатации. Изменения действующего фонда по способам эксплуатации приводится ниже: Таблица 3.2.6 - Изменения действующего фонда по способам эксплуатации Способ эксплуатации На 1.01.2007г. На 1.01.2008 г. Действующий фонд 1681 1664 ЭЦН 162 145 СКН 1519 1519 Общий механизированный фонд на 1.01.2004 г. составляет 1664 скважины или 100 %. Нагнетательный фонд Нагнетательный фонд на 1.01.2007 года составляет 702 скважины. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 716 скважин, в том числе 91 скважина остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 18 скважин, 6 скважин находятся в освоении. В таблице 3.2.7 приводится баланс нагнетательного фонда. Таблица 3.2.7 - Баланс нагнетательного фонда Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1.01.2007 г. 702 Переведено из добывающего фонда 33 Переведено из пьезометрического фонда 5 Прибыло из ликвидированного фонда и ожидающих ликвидации 1 + 2 Всего прибыло скважин 41 Выбыло из нагнетательного фонда 3 Выбыло в эксплуатационный фонд 3 Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1.01.2004 г. 740 В 2007 году под закачку освоено и введено 36 скважин, в том числе 18 скважин на горизонт ДоД1, 18 скважин на С1 + С2. Соотношение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин на 1.01.2008 года составляет по девону – 1:1,178 ; по карбону – 1:3,05 ; по месторождению в целом – 1:2,32 ; Консервированный фонд По состоянию на 1.01.2004 года в консервации 75 скважин, прибыло 2 скважины из НГДУ «Лениногорскнефть», 8 скважин из эксплуатационного фонда, выбыла в «Татойлгаз» 1 скважина, 10 скважин выбыло в эксплуатационный фонд, 1 скважина в пьезометрический фонд. Прочие скважины Наблюдательный фонд на 1.01.2008 года составляет 151 скважину. В течение года из наблюдательного фонда 5 скважин ушли в ППД и 14 скважин в эксплуатационный фонд. Фонд ликвидированных скважин 313. Фонд скважин ожидающих ликвидации на 1.01.2008 года составляет 133 скважины. В 2008 году из нагнетательного фонда 3 скважины перешли в эксплуатационный фонд. На 1.01.2010г. отобрано 89,78% от начальных извлекаемых запасов, темп отбора от ТИЗ составляет 2,74%. Завершающая стадия разработки характеризуется снижением темпа падения добычи нефти, практически стабильными дебитами скважин и обводненностью продукции. Целенаправленный процесс ограничения добычи жидкости, предпринятый с 1986 года, путем отключения высокообводненных скважин, массового применения циклического воздействия с переменой направления потоков жидкости, разукрупнения объектов разработки и других методов регулирования, привел к росту относительной эффективности процесса вытеснения. С целью замедления темпов падения добычи нефти, выполнен большой объем геолого-технических мероприятий. В 2009 году на площади введены из глубокого бездействия 23 добывающие скважины, проведены изоляционные работы с отключением обводнившихся пластов на 5 скважинах, введены в разработку ранее не эксплуатирующие пласты на 6 скважинах, проведены мун на 37 скважинах. На сегодняшний день по Ново-Елховской площади 98,1% извлекаемых запасов нефти вовлечены в активную разработку. С начала разработки из продуктивных пластов извлечено 146,228 млн.т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,420. Добыча нефти в 2009 году составила 468,726 тыс.т или 2,74% от текущих и 0,29% от начальных извлекаемых запасов. С начала разработки добыто 283,179 млн. т попутной воды, водонефтяной фактор 1,94. Добыча жидкости с начала разработки составляет 429,407 млн.т., в пластовых условиях - 462,101 млн. м3, за 2009 год - 3,187 млн. м3. Практически все скважины работают с водой, в том числе с обводненностью выше 90% - 29,2% действующего фонда скважин. Весовая обводненность добываемой продукции по Ново-Елховской площади за текущий год равна 85,7%, средний дебит одной скважины по нефти 2,66 т/сут., по жидкости – 18,56т/сут. Для компенсации отбора жидкости с начала разработки в продуктивные пласты закачали 523,317 млн. м3 воды, что составляет 112,1% к отбору жидкости в пластовых условиях. Необходимо отметить, что когда добывали нефть в 1970-80годы в основном из пластов «в, г» обеспеченность отборов жидкости закачкой была значительно выше и равна 124-131%. Постепенно с переходом на выработку запасов из верхней пачки пашийского горизонта компенсация снизилась до 99-100%. С 2002 года компенсация существенно не меняется и сохраняется на уровне 102-108%. Закачка воды в 2009 году составила 3,500млн.м3, отбор жидкости скомпенсирован на 109,8%. В выработке запасов нефти по отдельным пластам важное значение имеет определение доли участия каждого пласта в процессе разработки. На основе всего комплекса промыслово-геофизических исследований с привлечением информации о коллекторских свойствах пластов, степени их вскрытия, от условий залегания коллекторов относительно линий нагнетания определяется доля участия каждого пласта в выработке запасов. Основная доля извлекаемых запасов приходится на коллектора 1 класса, на долю глинистых песчаников приходится - 8,6%, на коллектора 2 класса – 4,1%. Отборы нефти сохранились на прежнем уровне (58тыс.т.) соответственно темп равен 0,49% от НИЗ. Доля в добыче по площади за 2009 г. составляет 12,4%. С начала разработки из пласта отобрано 10,936 млн.т. нефти, что составляет 92,1% от НИЗ. Годовой процент обводнения составили 76,0%. 3.3 Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов и ОПЗ. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы: - паротепловое воздействие на пласт; - внутрипластовое горение; - вытеснение нефти горячей водой; - пароциклические обработки скважин. 2. Газовые методы: - закачка воздуха в пласт; - воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); - воздействие на пласт двуокисью углерода; - воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 3. Химические методы: - вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); - вытеснение нефти растворами полимеров; - вытеснение нефти щелочными растворами; - вытеснение нефти кислотами; - вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); - микробиологическое воздействие. 4. Гидродинамические методы: - интегрированные технологии; - вовлечение в разработку недренируемых запасов; - барьерное заводнение на газонефтяных залежах; - нестационарное (циклическое) заводнение; - форсированный отбор жидкости; - ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 6. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: - гидроразрыв пласта; - горизонтальные скважины; - электромагнитное воздействие; - волновое воздействие на пласт; Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций. Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам. Газовые МУН Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: – использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. Химические МУН Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа∙с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой. Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: - спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних; - биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения; - биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; - газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины. Гидродинамические МУН Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости. Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть. Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Методы увеличения дебита скважин Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин. Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым Похожие статьи:
|
|