вкр Дрозд. ВКР Дроздов. 1 характеристика месторождения 6

• Название: 1 характеристика месторождения 6
• Анкор: вкр Дрозд
• Дата: 28.02.2023
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: ВКР Дроздов.docx
• Тип: Реферат; #960257
• страница: 6 из 14

3 МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ УВС ПЛАСТОВ

3.1 Анализ эффективности применяемых методов

на Приобском месторождении

Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов на Приобском месторождении проводятся с 2001 года. За фактический период разработки проводились следующие мероприятия по МУН и ГТМ:

- гидравлические разрывы пластов (ГРП);

- бурение горизонтальных скважин, в том числе горизонтальных

скважин с МСГРП;

- зарезки боковых стволов (обычных и с горизонтальным окончанием);

- физико-химические обработки ПЗП (ОПЗ);

- оптимизации режимов работы подземного оборудования;

- ремонтно-изоляционные работы (РИР);

- выравнивание профиля приемистости на нагнетательных скважинах.

Объемы применения по количеству, видам проведенных ГТМ, МУН, технологической эффективности и дополнительной добычи нефти за счет их проведения представлены в графическом виде (Рисунок 3.1, Рисунок 3.2).

Всего на Приобоском месторождении за период 2001-2015 гг., без учёта обязательных ГРП на новых скважинах, было осуществлено 2336 геологотехнических мероприятий (ГТМ), за счёт которых дополнительно извлечено 7969,8 тыс. т нефти. Наибольшим количеством мероприятий характеризуются такие методы, как, выравнивание профилей приемистости с применением потокоотклоняющих технологий (ВПП), ГРП и оптимизация режимов работы скважин (оптимизация).

Наибольшая доля в общем объеме дополнительной добычи нефти принадлежит таким методам как ГРП, ГС, в т.ч. ГС МСГРП, ВПП и зарезки боковых стволов.



Рисунок 3.1 – Распределение количества геолого-технических мероприятий по видам (2001-2015 гг.)



Рисунок 3.2 – Распределение дополнительной добычи нефти по видам ГТМ на Приобском месторождении
ГРП при разработке Приобском месторождения применяется с 2001 года. Всего повторных ГРП, по состоянию на 01.01.2016 г. выполнено 865 (37% от общего объема мероприятий). Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 4227,4 тыс.т. Доля данного вида ГТМ в дополнительной добыче - 53%).

Скважины ГС на Приобском месторождение применяется с 2007 года. По состоянию на 01.01.2016 г., всего пробурено 85 ГС (3,6% от общего количества мероприятий), в т.ч. 82 ГС МСГРП. Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 1635,9 тыс.т. Доля в дополнительной добыче – 20,5%.

ВПП при разработке Приобского месторождения применяется с 2006 года. Всего мероприятий ВПП, по состоянию на 01.01.2016 г. выполнено 908 (38,9% от общего объема мероприятий). Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 765,5 тыс.т. Доля в дополнительной добыче – 9,6%.

Зарезки боковых стволов, как обычных (БС), так и с горизонтальным окончанием применяются с 2013 года. Всего пробурено 68 боковых стволов (2,9% от общего объема мероприятий), в том числе 56 БГС. Дополнительная добыча нефти от всех боковых стволов с начала применения метода – 765,5 тыс.т. Доля в дополнительной добыче – 6,4%.

Оптимизация режимов работы скважин на Приобском месторождении применяется с 2002 года. Общее количество мероприятий по данному виду ГТМ, по состоянию на 01.01.2016 г., составляет 341 (14,6% от общего объема мероприятий). Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 789,9 тыс.т. Доля метода в общей дополнительной добыче от ГТМ и МУН – 10%.

РИР на скважинах Приобского месторождения выполняются с 2012 года. Всего, по состоянию на 01.01.2016 г. выполнено 13 ремонтно-изоляционных работ (0,6% от общего объема мероприятий). Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 22,5 тыс.т. Доля в дополнительной добыче – 0,3%.

Обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин выполняются с 2012 года. Всего, по состоянию на 01.01.2016 г. выполнено 56 обработок (2,4% от общего объема мероприятий). Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 7,4 тыс.т. Доля метода ГТМ в дополнительной добыче – 0,1%.

Таким образом, наибольшим количеством мероприятий характеризуются ВПП и ГРП, а наибольшей дополнительной добычей, также ГРП и бурение ГС МСГРП. Ниже приведен анализ внедрения и эффективности каждого вида ГТМ и МУН.

3.2 Бурение горизонтальных скважин

С кважины с горизонтальными стволами (ГС) впервые пробурены в 2007 г., с целью более эффективной выработки запасов нефти и улучшения технико-экономических показателей на залежах в пределах действия лицензии Приобского месторождения. Были пробурены и введены в эксплуатацию три скважины – 15214ГС, 15867ГС, 501ГС (Рисунок 3.3)

Рисунок 3.3 – Местоположение ГС на Приобском месторождении
Бурение выше упомянутых скважин осуществлено на пласт АС₁₀^1-3, который характеризуется относительно более благоприятными геолого- физическими условиями и лучшими ФЕС: меньшей расчлененностью, более высокой проницаемостью, в каждой из скважин осуществлены традиционные ГРП.

С момента введения в эксплуатацию данными скважинами извлечено 296,8 тыс.т нефти. Суммарная годовая добыча скважинами 15214ГС, 15867ГС, 501ГС достигла максимума в 63,2 тыс.т в 2012 г. после чего начала снижаться. В 2015 г. ими извлечено лишь 10,4 тыс.т нефти (Рисунок 3.4). Сопоставим показатели эксплуатации ГС со скважинами окружения обычного профиля (ННС).



Рисунок 3.4 – Графики добычи нефти по скважинам ГС

Таким образом, стандартные (обычные) ГС в условиях продуктивных пластов АС₁₀ Приобского нефтяного месторождения не показали преимуществ перед традиционными ННС. Основные причины такого результата – горизонтальные участки проводились без применения методов современной геонавигации. В 2007 г. эти технологии не были широко распространенными; обычные ГС работают лишь в интервале, ограниченном местоположением точек ствола Т₁ и Т₃; во все скважины был спущен цементируемый хвостовик; во всех скважинах осуществлён один «слепой» ГРП.

Значительной части названных недостатков лишены ГС, усовершенствованные многостадийными ГРП на горизонтальном участке ствола – ГС МСГРП.