Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на
 Скачать 1.78 Mb.
|
|
2013 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество дострелов (скв.) 4 4 25 33 Общая эффективная мощность дострела, м 3,2 31,8 251 286 В среднем по одной скважине, м 0,8 7,95 10,04 8,67 Средний прирост дебита, тонн/сут 0 9,1 10,1 9,6 Прирост добычи, тонн 0 1547 12154 13801 2014 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество дострелов (скв.) 2 10 26 38 Общая эффективная мощность дострела, м 7,2 8,4 152 167,6 В среднем по одной скважине, м 3,6 0,84 5,84 4,41 Средний прирост дебита, тонн/сут 0 6,85 0 6,85 Прирост добычи, тонн 0 6013 0 6013 2015 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество дострелов (скв.) 2 0 7 9 Общая эффективная мощность дострела, м 1,2 0 4,6 5,8 В среднем по одной скважине, м 1,2 0 1,5 0,6 Средний прирост дебита, тонн/сут 4,4 0 0 4,8 Прирост добычи, тонн 1500 0 5000 6500 2016 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество дострелов (скв.) 35 0 20 55 Общая эффективная мощность дострела, м - - - - В среднем по одной скважине, м - - - - Средний прирост дебита, тонн/сут 8,64 0 2,36 5,5 Прирост добычи, тонн 7973,9 0 729,5 8703,4 Наибольшее количество мероприятий по дострелу произведено в 2016 году – 55 операций. Но несмотря на это, прирост добычи в этом году (8703,4 тонн) оказался меньше, чем в 2013 году, когда количество дострелов составляло 33 операции, прирост добычи в этот год составил 13801 тонн. Отсюда можно 50 сделать вывод, что прирост добычи напрямую зависит не от количества проводимых операций, а от общей эффективной мощности дострела, в 2013 году этот показатель принимает максимальное значение и составляет 286 метров, и в этот же год наблюдается максимальный прирост. АС12 наиболее часто подвергался дострелам, что объясняется тем, что он является более значимым по запасам. Таблица 3.6 – Сводная таблица результатов приобщений 2013 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество приобщений (скв.) 16 14 20 50 Общая эффективная мощность приобщений, м 220,7 168,6 416,0 805,3 В среднем по одной скважине, м 13,79 12,04 20,80 16,11 Средний прирост дебита, тонн/сут 6,9 6,4 4,9 6,07 Прирост добычи, тонн 9292 6042 5309 20643 2014 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество приобщений (скв.) 8 5 28 41 Общая эффективная мощность приобщений, м 78,2 86,9 593,0 758,1 В среднем по одной скважине, м 9,77 17,38 21,18 18,49 Средний прирост дебита, тонн/сут 4,0 6,7 0 5,35 Прирост добычи, тонн 6498 5698 0 12196 2015 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество приобщений (скв.) 0 0 5 5 Общая эффективная мощность приобщений, м - - 0 0 В среднем по одной скважине, м - - 0 0 Средний прирост дебита, тонн/сут 0 0 0 0 Прирост добычи, тонн 0 0 0 0 2016 год Результаты Пласты АС10 АС11 АС12 Всего Количество приобщений (скв.) 88 12 0 100 Общая эффективная мощность приобщений, м - - - 819,1 В среднем по одной скважине, м - - - - Средний прирост дебита, тонн/сут 10,5 9,4 0 9,9 Прирост добычи, тонн 21272,4 2901,3 0 24173,7 51 По данным из таблицы 3.6 можно сказать, что 2016 год являлся наиболее удачным для проведения приобщения. Количество операций приобщения в этот год составило 100 операций, а общий прирост добычи со всех пластов составил 24173,7 тонн. В таблице 3.7 представлено сопоставление методов по результатам проведения операций. Таблица 3.7 – Сравнение методов по результатам проведения операций Мероприятие Количество операций Дополнительная добыча, т Дострелы 135 33517,4 Приобщения 196 57012,7 Всего 331 90530,1 Распределение дополнительной добычи по годам в процентах от общей добычи по месторождению представлено на рисунке 3.2. Рисунок 3.2 – Распределение дополнительной добычи по годам в процентах от общей добычи В общем за весь период было проведено 331 перфорационных работ и суммарная дополнительная добыча в результате проведения данных операций составила 90530,1 тонн [19]. Проанализировав полученные данные, можно сделать вывод, что для Х месторождения ГРП является основным методом интенсификации, дополнительная добыча от его применения больше, чем от применения 52 повышения эффективности перфорации, однако, данный метод можно считать дополнительным средством интенсификации добычи. 3.2 Применение методов интенсификации на Y месторождении 3.2.1 Общая геологическая характеристика Y месторождения Месторождение Y сложено породами палеозойского фундамента и мезо- кайнозойского осадочного чехла, который осложнен песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента представлены диабазовыми порфиритами и трещиноватыми кристаллическими базальтами, относящимися по возрасту к палеозойской группе. Отложения юрской системы, относящейся к мезозойской группе, разделяются на нижний, средний и верхний отделы. Нижний и средний отделы не расчленены. Тюменская свита относится к нижнему отделу и представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Наблюдаются обильные включения растительных остатков и прослойки угля. Мощность данной свиты изменяется от 0 до 300 метров. Верхнеюрские отложения представлены абалакской, васюганской и георгиевской свитами. В основании разреза абалакской свиты залегает пласт черных аргиллитов, местами битуминозных с прослоями серого алевролита. Выше залегают чередующиеся песчаники, аргиллиты и алевролиты. В этой части разрезы свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮС1. Васюганская свита характеризуется слабобитуминозными аргиллитами. Георгиевская свита представлена аргиллитами битуминозными, почти черными, для нее характерны включения органических остатков. Отложения баженовской свиты, которые относятся к волжскому ярусу, сложены плотными темно-серыми аргиллитами, встречаются также прослои глинистых известняков. В разрезе свиты присутствует продуктивный пласт ЮС0. 53 Меловая система представлена нижним и верхним отделами, ее суммарная мощность достигает 2000 метров. К нижнему отделу относится мегионская свита, которая представлена аргиллитами темно-серыми, часто алевритистыми, гидрослюдистыми. В основании разреза данной свиты выделяется ачимовская пачка, сложенная чередованием аркозовых песчаников светло-серых и серых с крупнозернистым алевролитом, с прослоями сидеритов. Для данной пачки характерно наличие продуктивных пластов сложного строения: БС22, БС19-21, БС18, БС16. В верхней части свиты также выделяются продуктивные пласты: БС14, БС12, БС11, БС10. Мощность вартовской свиты составляет 250-310 метров, она подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, представлена нижней, средней и верхней пачками. Нижняя и средняя пачки сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для нижней пачки характерно наличие продуктивных пластов БС7, БС8, БС9, а для средней – БС6, БС5, БС4, БС2-3, БС1. Верхняя пачка выделяется тем, что она сложена аргиллитами темно-серыми, иногда алевритистыми, изредка наблюдаются прослои буровато-желтого глинистого сидерита. Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин и содержит следующие нефтеносные пласты: АС12, АС10-11, АС9, АС8, АС7, АС5-6, АС4. Алымская свита относится к аптскому ярусу и сложена серыми и зеленовато-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серых алевролитов. Мощность свиты изменяется от 80 до 140 метров. Покурская свита разделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Свита сложена чередованием слабоуплотненных песков, песчаников, глин и алевролитов с преобладанием грубообломочных пород с редкими прослоями глинистых известняков. 54 Кузнецовская свита относится к верхнему отделу меловой системы и сложена серыми, темно-серыми однородными глинами, в верхней части свиты глины опесчанены. Мощность березовской свиты изменятся в пределах от 60 до 170 метров и подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиту. Нижняя подсвита представлена опоками, которые местами переходят в опоковидные глины. Верхняя подсвита сложена серыми глинами. Можно выделить также ганькинскую свиту, которая имеет мощность 70 метров и представлена глинами с встречающимися обломками известковой фауны. Рассмотрим нефтегазоносность данного района. Промышленные скопления нефти на Y месторождении выделяются в пласте ЮС2, в отложениях валанжина – БС16, БС10, БС101, отложениях готерива – БС2, БС1, отложениях баррема – АС9, АС7-8, АС5-8, АС4. Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м. Также признаки нефтеносности можно выделить в пласте БС16, относящемся к ачимовским отложениям. Основным эксплуатационным объектом является залежь пласта БС10, которая охватывает значительную площадь. Данный пласт литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади. Данный пласт характеризуется высокой продуктивностью. Характеристика пластов-коллекторов месторождения Y приведена в таблице 3.8. Таблица 3.8 – Характеристика пластов-коллекторов Показатели Пласты АС4 АС5-6 АС7-8 АС9 БС1 БС2 БС101 БС10 Глубина залегания, м 1775 1807 1825- 1837 1842- 1853 1950- 1975 1955- 1975 2160- 2170 2220 Площадь нефтеносности, км 2 300,3 875,7 49,2 38,0 202,6 36,1 164,3 850,7 Нефтенасыщенная толщина пласта, м 4,3 5,6 6,3 4,8 3,7 4,9 3,1 10,2 Пористость, % 25,6 26,0 24,0 26,0 26,0 27,0 24,0 24,0 55 Продолжение таблицы 3.8 Проницаемость, мкм 2 0,507 0,532 0,162 0,309 0,248 0,363 0,219 0,265 Коэффициент нефтенасыщенности 0,290 0,630 0,540 0,670 0,640 0,660 0,670 0,680 Коэффициент песчанистости 0,295- 0,507 0,524- 0,655 0,535- 0,567 0,466- 0,488 0,454- 0,600 0,545- 0,653 0,336- 0,608 0,403- 0,563 Коэффициент расчлененности, % 1,6- 2,14 5,7- 9,5 5,6 4,1- 4,6 1,6- 2,7 3,98- 4,3 2,0- 2,4 5,0- 9,7 Пластовое давление, МПа 18,8 18,8 18,8 19,0 20,5 20,5 22,9 23,1 Пластовая температура, о С 56 58 58 58 59 62 67 68 Что касается физико-химических свойств пластовых флюидов, нефть Y месторождения значительно различается по пластам. Плотность нефти в поверхностных условиях при температуре 20 о С изменяется в пределах 0,73-1,03 г/см 3 , вязкость же изменяется в широком диапазоне 0,001-0,15 Па∙с [20]. 3.2.2 Оценка эффективности применяемых методов интенсификации на Y месторождении Применение методов интенсификации притока на Y месторождении рассмотрим на примере объекта АС7-8. Из его характеристики, приведенной в таблице 3.8, можно заключить, что он обладает низкими коллекторскими свойствами: пористость – 24%, нефтенасыщенность – 0,54, коэффициент песчанистости 0,54 – 0,65, проницаемость 0,106 – 0,162 мкм 2 , средняя нефтенасыщенная толщина составляет 6,3 метра. На Y месторождении за исследуемый период (2010-2013 года) проводились следующие работы по интенсификации притока: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработки призабойной зоны физико-химическими методами, перфорационные мероприятия. Результаты проведения данных мероприятий представлены в таблице 3.9. 56 Таблица 3.9 – Результаты применения методов интенсификации Показатели ОПЗ ГРП Повторная перфорация Всего Количество операций 3 10 2 15 Дополнительная добыча нефти, т 2011,6 14077,0 1113,1 17201,7 Удельная дополнительная добыча нефти, т/скв.-опер. 670,5 1407,7 556,6 2634,8 Прирост дебита жидкости, т/сут 3,3 4,7 - 8 Прирост дебита нефти, т/сут 1,6 1,9 - 3,5 Успешность работ, % 100 80 100 92 Средняя длительность эффекты, сут. 308 720 1333 787 Обработки призабойной зоны проводились как на добывающем фонде скважин, так и на нагнетательном. Для обработки использовались такие комбинированные ОПЗ, как СКО + ОПЗ растворитель, СКО + ПАВ. В этом случае поверхностно-активные вещества добавляются для улучшения отмывающих способностей кислот. В результате проведения данных операций на нагнетательных скважинах средняя кратность увеличения приемистости составила 1,7 раза. 57 Рисунок 3.3 – Распределение количества операций по методам интенсификации притока Из рисунка 3.3 видно, что основной объем операций приходится на ГРП, количество ОПЗ и мероприятий по повторной перфорации примерно равны. Рассмотрим распределение дополнительной добычи нефти и удельной дополнительной добычи нефти по приведенным методам. Рисунок 3.4 – Распределение дополнительно добытой нефти по методам интенсификации притока 58 Рисунок 3.5 – Распределение удельной дополнительно добытой нефти по методам интенсификации притока Из рисунка 3.4 видно, что основной объем дополнительно добытой нефти приходится на метод ГРП и составляет почти 82% от все дополнительно добытой за рассматриваемый период нефти, оставшаяся дополнительная добыча между двумя другими методами распределяется следующим образом: на ОПЗ приходится 11,7% дополнительной добычи нефти, на повторную перфорацию приходится 6,3%. Для ГРП также характерно наибольшее значение удельной дополнительной добычи нефти (рисунок 3.5), то есть дополнительная добыча за одну операцию ГРП в среднем в 2 раза больше, чем дополнительная добыча за одну проведенную операцию ОПЗ или повторной перфорации. На рисунке 3.6 представлено сопоставление приростов дебита нефти и жидкости между методами ОПЗ и ГРП. 59 Рисунок 3.6 – Сопоставление приростов дебита жидкости и дебита нефти Из рисунка 3.6 видно, что при использовании ГРП наблюдается более высокие значения прироста дебитов. Рассмотрим распределение методов по успешности проведения работ. Рисунок 3.7 – Распределение методов по успешности проведения операций Из рисунка 3.7 видно, что и операции ОПЗ, и операции повторной перфорации характеризуются 100%-ым успехом, тогда как для ГРП успешность составляет 80%. Такая ситуация может связана с тем, что сама технология проведения гидроразрыва пласта является более сложной и требует учета большего количества параметров, связанных с геологическими особенностями разрабатываемого объекта [21]. Проанализировав полученные данные, можно сделать вывод, что для Y месторождения гидроразрыв пласта является наиболее эффективным методом 60 интенсификации, за рассматриваемый период количество проведенных операций данного метода значительно больше в сравнении с другими методами, а дополнительная добыча нефти от его использования составляет 80% от всей дополнительно добытой нефти за рассматриваемый период. 61 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ» Студенту: Группа ФИО 2Б6Г Ермохиной Дарье Алексеевне Школа ИШПР Отделение школы (НОЦ) ОНД Уровень образования Бакалавриат Направление/специальность 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль: «Эксплуатация и облуживание объектов добычи нефти» Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»: 1. Стоимость ресурсов исследования: материально- технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих Стоимость выполняемых работ, материальных ресурсов, согласно применяемой техники и технологии, в соответствии с рыночными ценами. 2. Нормы и нормативы расходования ресурсов Нормы расхода материалов, нормы времени на выполнение операций, нормы расхода материалов, инструмента и др. 3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования Отчисления во внебюджетные фонды (30%) Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке: 1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения Анализ потенциальных потребителей, оценка готовности проекта к коммерциализации 2. Планирование и формирование бюджета проекта Определение этапов работ; определение трудоемкости работ; разработка графика Ганта. Составление сметы затрат 3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования Оценка эффективности проводимых работ Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) : 1. Матрица SWOT 2. Календарный план график проведения работ Дата выдачи задания для раздела по линейному графику Задание выдал консультант: Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент ОСГН Якимова Татьяна Борисовна к.э.н. Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 2Б6Г Ермохина Дарья Алексеевна 62 4 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение В настоящее время в разработку нефтяных и газовых месторождений широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов интенсификации притока нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Практика применения гидравлического разрыва широко применяется как в отечественной, так и в зарубежной практике. На месторождениях Западной Сибири метод ГРП является самым распространенным способом при разработке низкопроницаемых коллекторов. Под гидравлическим разрывом пласта подразумевается процесс воздействия давления жидкости на породу с целью ее разрушения. В результате образуются новые искусственные трещины и расширяются естественные. За счет увеличения площади дренажа скважины происходит повышение дебита скважины. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. |