Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел
 Скачать 2.08 Mb.
|
|
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика и анализ технологических показателей разработки Илькинского месторождения Проект разработки Илькинского нефтяного месторождения был составлен в 1979 году БашНИПИнефть, а с 1980 года началась разработка месторождения. В принятой системе разработки Илькинского месторождения был выделен единственный объект разработки – пласт Дкын. Согласно проекту залежь нефти пласта Дкын должна была разбуриваться по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Плотность сетки скважин равна 32,4 га/скв, в центральных зонах – 21,8 га/скв. В начале разработки Илькинского месторождения было пробурено 82 добывающих, 2 нагнетательных и 3 специальных скважины. В среднем за год планировалось добывать до 50 тысяч т нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. пробурено 85 скважин, месторождение разрабатывается 56 добывающими скважинами. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. На начальном этапе предполагалось вести разработку на естественном упруговодонапорном режиме, а с 1985 года с поддержанием пластового давления закачкой воды. Закачку предусматривалось производить из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа. За год в среднем планировалось закачивать 52,06 тысяч м3 воды. Заводнение предполагалось начать на северном участке, а на южном было отказано на ввод нагнетательных скважин по причине нахождения этого участка в природоохранной зоне. На северном участке месторождения нагнетательные скважины должны были располагаться по осевой системе, где на одну нагнетательную скважину приходится по десять добывающих. В разработке Илькинского месторождения выделяют несколько стадий разработки залежи. Первая стадия, начальная стадия (1980-1990 гг.) характеризуется интен-сивным ростом добычи нефти и ростом закачки воды – это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 318,2 тысяч т, обводненность продукции не превышала 8 %. Вторая, основная стадия (1991-1995 гг.) характеризуется постепенным увеличением и стабилизацией добычи нефти. Эти изменения обусловлены мероприятиями по развитию системы приконтурного и очагового заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 628,3 тысяч т, обводненность продукции возросла до 12 %. Начиная с 1996 года, месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низкими дебитами работающих скважин, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. [2] Анализируя график разработки Илькинского месторождения за 1997-2012 гг. (динамика показателей разработки представлена на рисунке 2.1), можно сказать, что максимальная добыча нефти и добыча жидкости в этом периоде были отмечены в 1999 году, затем постепенно идет стабильное снижение добычи нефти и жидкости. Это, в первую очередь, связано с выработкой залежи. В 2002 году добыча нефти составляет 19,6 тысяч т. Это связано с уменьшением отборов жидкости и объемов закачки воды в связи с ростом обводненности продукции скважин. В последующее время наблюдается увеличение добычи нефти и жидкости. Причиной послужил перевод четырех добывающих скважин в нагнетательные в период с 2006 по 2012 год и применение технологий, повышающих нефтеизвлечение пластов в период с 2010 по 2012 год. Цель - увеличение пластового давления, изменение направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон. На протяжении анализируемого периода добыча жидкости не превышала объёмы закачиваемой воды. По рисунку 2.1 видно, что кривые по добыче жидкости и по закачке воды ведут себя практически параллельно, то есть с увеличением закачки отбор жидкости также увеличивался и, наоборот, благодаря чему пластовое давление во всём анализируемом периоде сильно не изменялось и в среднем составляло 12,5 МПа. Некоторые показатели состояния разработки приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технологические показатели состояния разработки
 Рисунок 2.1 – Динамика показателей разработки Илькинского месторожденияДинамика изменения объемов закачки воды на протяжении разработки месторождения определялась в зависимости о т величины пластового давления и процента обводненности. Обводнённость росла с 1997 года и к концу 2001 года достигла 22 %, добыча при этом уменьшалась, и чтобы не допустить еще более сильной обводненности, уменьшили закачку. На конец анализируемого периода закачка увеличилась до 109,5 тысяч м3. Это связано с переводом четырех добывающих скважин в нагнетательные для поддержания пластового давления в целях предотвращения преждевременного падения добычи нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. на Илькинском месторождении добыто 938,582 тысяч т нефти и 1266,313 тысяч т жидкости. Годовой темп отбора 0,4 % от текущих извлекаемых запасов. Степень выработки начальных извлекаемых запасов составила 70,7 % при фонде добывающих скважин 56 единиц и обводненности добываемой продукции 50,6 %. Текущий Кин составил 0,228 (начальные геологические запасы – 4587 тысяч т) при предлагаемом к утверждению 0,423. Важный показатель, характеризующий эффективность системы разработки месторождения – пластовое давление. Анализ результатов замеров пластовых давлений, производящихся на месторождении, показал их низкую достоверность вследствие недовосстановленности уровней жидкости в скважинах. По данным геологической службы НГДУ «Октябрьскнефть» средневзвешенное пластовое давление составляет 12,6 МПа при начальном давлении 18,8 МПа. На рисунке 2.2 представлен график, отражающий изменение пластового и забойного давления, объемы добычи и закачки жидкости. По рисунку 2.2 видно, что после ввода месторождения в эксплуатацию наблюдается падение пластового давления при минимальном его значении в 1985 г. В 1985 г. начали проводить закачку жидкости, причем в больших объёмах (максимально – 120 тысяч м3 в год), что привело к постепенному росту пластового давления. Максимальное падение давления составило 40 атм. В настоящее время пластовое давление в среднем на 20 атм ниже перво-начального и поддерживается ежегодными закачками порядка 100 тысяч м3. При этом ежегодные отборы жидкости составляют около 60 тысяч м3. В целом по месторождению наблюдается перекомпенсация отбора закачкой (таблица 2.1) за счет существовавших ранее заколонных перетоков жидкости и утечек жидкости через места негерметичности эксплуатационной колонны. На рисунках 2.3 – 2.4 представлены графики накопленной добычи нефти, жидкости, работы добывающих скважин и динамика обводненности продукции соответственно. В связи с вводом 5 новых скважин в эксплуатацию на этих рисунках учтены и их показатели. |