технико-технологический раздл. 3. Технико-технический раздел -+. 2 техникотехнический раздел 1 Анализ показателей разработки Карамовского месторождения
 Скачать 322.96 Kb.
|
1 2  2 ТЕХНИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1 Анализ показателей разработки Карамовского месторождения Начальные геологические запасы нефти Карамовского нефтяного месторождения по результатам выполненных геологоразведочных работ впервые были утверждены по трем продуктивным пластам БС81, БС102 и БС11. Геологические и извлекаемые запасы нефти по категориям АВС1 приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Геологические и извлекаемые запасы нефти
Последний пересчет запасов нефти и растворенного газа Карамовского нефтяного месторождения выполнен и утвержден в ГКЗ РФ в 2010 году в количестве: геологические/извлекаемые запасы нефти по категории В+С1 составляют 133805 тыс.т, начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – 49761 тыс.т в том числе: – по пласту БС81, категория В+С1 – 16645 тыс.т (НГЗ) / 5793 тыс.т (НИЗ); – по пласту БС101, категория С1 – 509 тыс.т (НГЗ) / 193 тыс.т (НИЗ); – по пласту БС102, категория В+С1 – 12432 тыс.т (НГЗ) / 6228 тыс.т (НИЗ); – по пласту БС11, категория В+С1 – 104219 тыс.т (НГЗ) / 37547 тыс.т (НИЗ). В пределах Карамовского месторождения выделено 4 продуктивных пласта и пять залежей нефти. Каждая залежь является самостоятельным подсчетным объектом. По степени изученности запасы отнесены к категориям В и С1. По состоянию на дату составления «Дополнения к проекту разработки» 01 января 2010 года, в целом по месторождению начальные геологические запасы нефти (НГЗ) не изменились. Так как месторождение разбурено по эксплуатационной сетке скважин и находится в разработке в соответствии с проектным документом, большая часть запасов отнесена к категории В (90,8 %), а оставшаяся часть запасов – к категории С1 (9,2 %). Всего по продуктивным пластам Карамовского месторождения (БС81, БС101, БС102, БС11) начальные геологические запасы нефти по категории В составили – 121442 тыс.т, по категории С1 – 12363 тыс.т. Основная доля запасов на Карамовском месторождении приходится на пласт БС11 – 77,9 % или 104219 тыс.т, на пласт БС102 – 9,3 %, или 12432 тыс.т, на пласт БС101 – 0,4 %, или 509 тыс.т и на пласт БС81 – 12,4 % или 16645 тыс.т. Подсчетные параметры, начальные геологические запасы нефти и растворенного газа, утвержденные в 2010 году отражены в таблице 2.2. По результатам подсчета запасов в 2010 году уточнились контуры основного Итурского поднятия Карамовского месторождения, а также изменилось представление о геологическом строении северного поднятия: оно имеет двухкупольную вытянутую форму, ориентированную с юго-востока на северо-запад. Исследования дополнительно отобранного керна позволили уточнить петрофизические зависимости, что привело к уточнению объемов коллекторов в залежах нефти и уточнению эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов. Также уточнены плотность нефти в стандартных условиях и пересчетный коэффициент. С момента утверждения начальных геологических запасов нефти по настоящее время в целом по пласту БС81 никаких изменений на Государственном балансе РФ не произошло, за исключением того, что ранее запасы нефти утверждались только по категории С1, а в настоящем время на Государственном балансе РФ числятся запасы нефти по категориям В и С1, то есть произошло перераспределение запасов нефти по категориям. Перераспределение запасов нефти по категориям на Государственном балансе РФ произошло за счет повышения степени изученности залежи в процессе разработки и перевода части запасов нефти по пласту из категории С1, утвержденной ранее ГКЗ в категорию В. Постановка запасов нефти на Государственный баланс РФ осуществлялась в результате проведения оперативного пересчета запасов и рассмотрения его в ГКЗ. При пересчете запасов в 2010 году по пласту БС81 по категории В числится 10462 тыс.т, по категории С1 – 6183 тыс.т. В целом по пласту – 16645 тыс.т. Таблица 2.2 – Состояние запасов нефти
По пласту БС101 начальные геологические запасы нефти по пласту впервые утверждались ГКЗ в 2010 году, до этого они ставились на Государственный баланс РФ в результате оперативного пересчета запасов в год открытия залежи. На Государственном балансе РФ по пласту БС101 начальные геологические запасы нефти числились по категориям С1 (424 тыс.т) и С2 (107 тыс.т). В 2010 году при пересчете запасы нефти подсчитаны только по категории С1 в количестве 509 тыс.т, по сравнению с запасами нефти, которые числились на Госбалансе РФ в на 01 января 2010 году в целом по этой залежи (531 тыс.т), уменьшились на 22 тыс.т или на 4,1 %. Довольно большое уменьшение площади нефтеносности по залежи компенсировалось увеличением коэффициентов открытой пористости (на 5,6 %) и нефтенасыщенности (1,9 %). Уменьшение площади залежи получилось в результате бурения новых скважин в пределах северного поднятия, так как плотная сетка эксплуатационных скважин позволила с достаточно высокой точностью оконтурить залежь (ранее в контуре залежи была только одна скважина). Начальные геологические запасы нефти по пласту БС102 в целом по категории В+С1 – 12432 тыс.т, по сравнению с утвержденными увеличились на 148,2 %, что связано с увеличением площади нефтеносности – 45403 тыс.м2 (первоначальная площадь составляла 20521 тыс.м2), которая увеличилась на 24882 тыс.м2, или на 121,3 %. Залежь нефти пласта БС102, запасы которой утверждались в 1988 году, была приурочена только к основному поднятию Карамовского месторождения. Залежь нефти, полученная при построении геологической модели пласта при пересчете запасов в 2010 году, приурочена к двум поднятиям – основному и северному. Большой прирост площади произошел за счет вовлечения северного поднятия в контур залежи и объясняется тем, что после утверждения запасов нефти ГКЗ на площади Карамовского месторождения пробурено большое количество скважин (171 скважина). На дату утверждения запасов в районе северного поднятия было пробурено всего три разведочных скважины: 96R, 97R, 98R. По сравнению с запасами нефти, числящимися на Государственном балансе РФ на 01 января 2010 года (13083 тыс.т), уменьшились на 651 тыс.т, или на 5 %. Уменьшение запасов нефти в основном обусловлено уменьшением коэффициента открытой пористости, коэффициента нефтенасыщенности по категории С1. Незначительное увеличение в равной степени площади нефтеносности и объема коллекторов в целом по залежи не достаточно компенсировало изменение всех остальных подсчетных параметров. На дату утверждения по пласту БС11 было выделено три залежи нефти: – первая залежь, приуроченная к основному поднятию Карамовского месторождения, с утвержденной отметкой ВНК в интервале абсолютной отметки от 2561 до 2572 м, утвержденные запасы нефти по залежи составили 85637 тыс.т по категории В+С1 и 4852 тыс.т по категории С2; – вторая, в районе скважины 82R, с утвержденной отметкой ВНК – 2565 м, утвержденные запасы нефти по залежи составили 1424 тыс.т по категории С2; – третья, в районе скважины 98R (северное поднятие), с утвержденной отметкой ВНК – 2579 м, утвержденные запасы нефти по залежи составили 426 тыс.т по категории С2. В уточненной геологической модели продуктивного пласта БС11, полученной в настоящем отчете, выделено две залежи нефти: – первая, приуроченная к основному поднятию, с отметкой ВНК в интервале абсолютной отметки от 2565 до 2568 м, запасы нефти в залежи подсчитаны в количестве 999219 тыс.т по категории В; – вторая, приуроченная к северному поднятию, с отметкой ВНК – 2579 м, как и при утверждении ГКЗ ранее, запасы нефти в залежи подсчитаны в количестве 5000 тыс.т (в том числе по категории В – 1821 тыс.т, по категории С1 – 3179 тыс.т). Запасы нефти, принятые в ГКЗ в 2010 году в целом по пласту БС11 увеличились на 16,4 % от числящихся, на балансе и на 21,7 % от утвержденных ранее. Площадь по сравнению с запасами нефти, числящимися на Государственном балансе РФ на 01 января 2010 года увеличилась на 2718 тыс. м2 (1,8%), эффективная нефтенасыщенная толщина увеличилась на 0,3 м (4,2 %), нефтенасыщенность увеличилась на 13,1 %. Выбор расчетных вариантов разработки по объектам месторождения проводился с учетом различных схем размещения, общего числа скважин, степени разбуренности, а также состава и количества ГТМ. 2.2 Анализ показателей работы фонда скважин Анализ проведен по состоянию на 01 января 2010 года. На месторождении пробурена 571 скважина, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС81 – 26, БС102 – 34, БС11 – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС81 – 16, БС102 – 27, БС11 – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС81 – 10, БС102 – семь, БС11 – 60 скважин. Добыча на месторождении ведется механизированным способом. По пласту БС81 16 скважин оборудованы ЭЦН; по пласту БС102 27 скважин – ЭЦН, по пласту БС11 75 скважин – ЭЦН и 18 – ШГН. В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 – на пласт БС81, 18 – на пласт БС102 и 138 – на БС11. Контрольный и пьезометрический фонд составляет 14 скважин. Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины. Нагнетательный фонд представлен 78 скважинами (БС81 – три, БС102 – 10, БС11 – 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС81 – одна, БС102 – шесть, БС11 – 23), в бездействующем фонде – 48 скважин (БС81 – две, БС102 – три, БС11 – 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС102 – три, БС11 – 34) и 10 скважин пласта БС11 – в ликвидации. В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины. Водозаборный фонд отсутствует. Месторождение является четырехпластовым, но пласт БС101 не разрабатывается. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеются 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21 – добывающая и две – нагнетательных. Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности приведены в таблице 2.3. Пласт БС81 характеризуется низкой нефтеотдачей и высокой обводненностью продукции. Средние показатели добычи по пласту БС81 ниже, чем средние по месторождению. Дебит нефти равен 6,5 т/сут, жидкости – 74,6 т/сут, обводненность составляет 91,2 %. Все скважины пласта работают с дебитом нефти менее 20 т/сут, из них более половины скважин (9 из 16) работают с дебитом нефти менее 5 т/сут. Обводненность лишь одной скважины не превышает 60%, восемь скважин работают с обводненностью ниже 90%, а остальные восемь скважин имеют обводненность выше 90%. Так как за всю историю разработки пласта БС81 под закачкой были только три скважины, то основным источником обводнения является пластовая вода. По пласту БС102 в связи с вовлечением в разработку новых запасов северной залежи и бурением двух горизонтальных скважин значительно улучшились показатели разработки. В целом по пласту дебит нефти составляет 49,7 т/сут, жидкости – 105,6 т/сут, обводненность – 53 %. Большая часть скважин (22 из 27) работают с дебитом нефти менее 20 т/сут. Почти все они расположены на основной залежи пласта БС102. Семь скважин с дебитом по жидкости меньше 20 т/сут можно отнести к малодебитным, причем дебит трех из них менее 1 т/сут, 15 скважин являются высокообводненными (от 80 до 100%). На северном куполе в эксплуатации пять добывающих (оборудованы ЭЦН) и три нагнетательных скважины, в том числе одна – совместная с пластом БС11. Все скважины относятся к действующему фонду. В 2009 году средний дебит по нефти составил 250 т/сут, по жидкости – 386 т/сут при обводненности 35 %. На северном куполе пласта БС102 работает горизонтальная скважина 501Г со средним дебитом нефти 768 т/сут. В декабре 2003 года была введена скважина № 502Г с дебитом нефти 1008 т/сут. 2.3 Анализ выполнения проектных решений Первым проектным документом являлась «Технологическая схема разработки первоочередного участка» (протокол ЦКР МНП № 529 от 15.07.1977 года). На оперативные запасы категории С1 (девять разведочных скважин) составлена «Технологическая схема разработки Карамовского месторождения». Согласно этому документу разработка месторождения начата в 1980 году СибНИИНП по заданию МНП составил «Дополнительную записку к технологической схеме разработки Карамовского месторождения». На утвержденные запасы СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Карамовского месторождения» со следующими положениями: – проектный уровень добычи нефти – 3,8 млн.т/год; – выделение на месторождении трех эксплуатационных объектов (пласты БС11, БС102, БС81) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; – применение к объектам БС102 и БС81 площадной семиточечной системы по сетке 600 м, по объекту БС11 – системы замкнутого заводнения на базе треугольной сетки с ее уплотнением в зоне эксплуатации. Месторождение не вышло на проектный уровень, максимальная добыча нефти составила 2665 тыс.т. Вследствие чего месторождение было разбурено, проведен пересчет запасов. На эти запасы СибНИИНП была составлена «Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения» (протокол ЦКР МНП № 1386 от 14.11.1990 года), по которой до настоящего времени ведется разработка месторождения. Основные проектные решения данного документа: – проектный уровень добычи нефти – 2665 тыс.т/год; – проектный уровень добычи жидкости – 5992 тыс.т/год; – проектный уровень закачки воды – 5955 тыс.м3/год; – фонд добывающих скважин – 450; – фонд нагнетательных скважин – 192. В рамках документа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям на период действия лицензионных соглашений» были утверждены уровни добычи нефти на период с 2000 по 2015 года. Все объекты месторождения практически разбурены. По основному пласту БС11 реализована блочно-замкнутая система заводнения, по пласту БС102 – площадная с переходом на приконтурную, по пласту БС81 – избирательная, с переходом на приконтурную, что согласуется с проектными решениями утвержденных ЦКР документов – технологической схемы и авторского надзора. 2.4 Назначение и область применения горизонтальных скважин При бурении скважины проектируются вертикальными или наклонными. Наклонными считаются скважины, отклонение которых от вертикали составляет: более 2º при колонковом бурении и более 6º – при глубоком бурении скважин. Отклонение скважины от вертикали может вызываться естественными условиями или искусственно. Естественное искривление обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве. Под искусственным искривлением понимают любое принудительное их искривление. Наклонные скважины, направление которых в процессе бурения строго контролируется, называют наклонно направленными. Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения. Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные. При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов. Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Оно подразделяется на наклонное, горизонтальное бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов. Искусственное отклонение вплоть до горизонтального, применяется в следующих случаях: 1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами; 2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта; 3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них; 4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости; 5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов 6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере; 7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы); 8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине; 9) при забуривании второго ствола для взятия керна из продуктивного горизонта; 10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов; 11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине; 12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов; 13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения; 14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и другие. Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном способе бурения. В настоящее время применяют следующие основные способы искусственного отклонения скважин. 1) Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс). В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин. Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению. Недостаток указанного способа – удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения. Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля. 2) Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента. В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины. Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения. 3) Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств. Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий. Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение оси ствола от вертикали по вполне определенной кривой, называются наклонными или наклонно направленными. К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, то есть под углом в 90 градусов. Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов. Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения. Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения. Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин. Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины – пересечение продуктивного пласта в продольном направлении. При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м. 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||