Копия ДП Зубков готовый НОРМА. Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения
 Скачать 0.63 Mb.
|
2.2 Залежь нефти западного блока воронежского горизонтаЭксплуатация воронежских отложений начата в декабре 1973 года скважиной 13. Скважину ввели в работу фонтанным способом со среднесуточным дебитом 59,5 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное на глубине 3214 м и приведенное к отметке ВНК (-3136 м), составило 37,4 МПа. В процессе работы, пластовое давление снижалось и в июле 1974 достигло 22,83 МПа (замер от 18.07.1974 г.) при давлении насыщения нефти газом 24,7 МПа, дебит нефти снизился до 6,7 т/сут. Разработка залежи продолжилась на режиме растворенного газа. В дальнейшем давление в скважине продолжало снижаться, и в 1978-1981 г.г. стабилизировалось на уровне 12-13 МПа. Начиная с 1982 года, замеры пластового давления в скважине не проводились. В связи со снижением дебита нефти до 0,02 т/сут и нерентабельностью дальнейшей эксплуатации в декабре 1986 года скважину остановили с последующей ликвидацией. Всего скважиной отобрано 33 тыс.т безводной нефти, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 8 тыс.т. С целью организации поддержания пластового давления на западном блоке в 2007 году предпринята попытка по восстановлению ликвидированной скважины 29. В ходе работ установлено нарушение эксплуатационной колонны 168 мм на глубине 2614 м. По техническим причинам скважину ликвидировали в августе 2007 года. Для выработки остаточных запасов подсолевых отложений западного предусматривалось выработку остаточных запасов вести скважиной 13 после проведения в ней в 2008 г. ремонтно-восстановительных работ. В случае невозможности проведения РВР в скважине 13 рекомендовалось восстановление ее вторым стволом. С целью организации ППД планировалось пробурить в 2010 г. нагнетательную скв.81. Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.6. 2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластовВ целом по Соколовскому месторождению на 01.01.2012 г. отобрано 884,6 тыс. т нефти (80,8% от НИЗ) и 916,5 тыс. т жидкости. В том числе накопленная добыча нефти из елецко-задонской залежи 2-го блока составляет 249 тыс. т или 28,1% общей добычи. Из семилукской залежи восточного блока – 413,6 тыс. т или 46,8% общей добычи. Остальные залежи обеспечили 25% добычи нефти. Остаточные запасы нефти в целом по месторождению составляют 210,4 тыс.т. Основной объем остаточных извлекаемых запасов нефти – 39,4% сосредоточен в елецко-задонской залежи 1-го и 2-го блоков, 25,5% - в семилукской залежи и 17,5% - в воронежской залежи восточного блока. Залежь нефти елецкого горизонта первого блока Залежь нефти I-ого блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта. Залежь массивная, полусводовая, тектонически-ограниченная с юга, с остальных сторон границей является условный контур нефтеносности, проведенный на абсолютной отметке - 2617 м. В скважинах выделяют от 2-х (скв.67) до 6 (скв.39) пластов – коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками. Коэффициент расчлененности – 3,3. Коэффициент доли коллекторов равен 0.05 доли ед. Наилучшими фильтрационными и коллекторскими свойствами характеризуется сводовый участок залежи в районе скважины 39 с нефтенасыщенной мощностью 22,3 м, открытой пористостью – 6,2%. К крыльям залежи, в районе расположения скважин 54 и 67 отмечается ухудшение коллекторских свойств. Нефтенасыщенные толщины в районе указанных скважин уменьшаются до 4,5 и 8,3 м соответственно. В выработке запасов нефти залежи I – ого блока принимали участие скважины 39, 54 и 67. О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.: нефть, т жидкость, т Скв.39 64700 65300 Скв.54 20013 20013 Скв.67 629 710 Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецкой залежи приведена на рисунке 2.12.  Рисунок 2.12 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, елецкая залежь (1 блок)  Рисунок 2.13 - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1977 – 2011 гг. елецкой залежи 1 блока Проведенные ГТМ по скважинам 39 и 54 (интенсификация притока) в 1999 году, смена насосного оборудования в 2003 году по тем же скважинам и оптимизация насосного оборудования в 2010 году в скважинах 39, 67 позволили компенсировать потери и поддержать годовую добычу нефти на уровне 1,5-2,0 тыс.т. До января 1992 г. залежь разрабатывалась на упругом режиме. За этот период из залежи отобрано 50,4 тыс.т безводной нефти, коэффициент использования запасов составил 38,5%, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,165 при проектном 0,43. В том числе скважиной 39 за счет упругих сил из залежи отобрано 38 тыс. т или 75,4% всей добычи. В январе 1992 года была пробурена и введена под закачку воды нагнетательная скважина 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои), в то время как добыча велась из верхней части разреза, дроздовских слоев. Эффекта от нагнетания в скважину 61 не было, так как закачка велась в пласты, гидродинамически не связанные с коллекторами в добывающих скважинах. В 2006 г. под нагнетание переведена добывающая скв.54. Перфорацией вскрыты дроздовские слои елецкого горизонта в интервале 2794-2805 м. На 01.01.2012 г. в скважину 54 закачано 15,3 тыс.м3 воды с удельным весом 1,17 г/см3. По результатам геофизических исследований вода от закачки поступает в дроздовские слои елецкого горизонта и распределяется по интервалам перфорации: - 2790-2791 м – 1%; - 2794-2800 м – 73%; - 2802-2805 м – 26%. По данным моделирования вода от скважины 54 по дроздовским слоям елецкого горизонта оказывает влияние на работу скважин 39 и 67. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти (65,1% от НИЗ), жидкости – 85,9 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при проектном 0,429. Текущий темп отбора от НИЗ – 1,8%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 28,4 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 45,7 тыс. т, на одну скважину действующего фонда приходится 45,7 тыс.т. Добывающие скважины 39 и 67 с начала ввода в работу и до настоящего времени эксплуатируются без воды. В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН. Залежь нефти II– ого блока елецко-задонского горизонта Продуктивные отложения на залежи вскрыты скважинами 21, 36, 50, 60, 65, 66 и 68. В скважинах выделено от 1 (скв.21, 65) до 6-9 (скв.36, 66, 68) пластов-коллекторов, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м (скв. 65) до 25,2 м (скв.36, 66, 68). По геофизическим данным среднее значение пористости равно 6,1%, нефтенасыщенности – 72%. Залежь нефти второго блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта В марте 1992 г. организована система поддержания пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка воды ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта. Влияние от закачки в скважину 65 в большей степени испытывает скважина 66, эксплуатирующая дроздовские слои. В меньшей степени закачка влияет на скважину 68, в которой проперфорирована только верхняя часть дроздовских слоев. Основной объем добычи нефти (67,7% всей добычи блока), обеспечила скважина 36, пробуренная в сводовой части залежи с улучшенными коллекторскими свойствами. О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.: нефть, т жидкость, т Скв.36 165245 165770 Скв.36s2 3684 5378 Скв.50 6877 6952 Скв.60 880 1539 Скв.66 35500 49000 Скв.68 36800 37000 Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецко-задонской залежи приведены на рисунке 2.14.  Рисунок 2.14 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, елецкая залежь (2 блок)  Рисунок 2.15 - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1976-2011 гг. елецкой залежи 2 блока Геолого-технические мероприятия, выполненные с 1998 года по 2011 год по всему фонду скважин, не только компенсировали потери нефти, но и привели к росту добычи в 2008 году. В результате бурения бокового ствола из скважины 36 добыча нефти составила в 2008 году 1013 т. До организации ППД (03.1992 г.) залежь разрабатывалась на естественном режиме. Добыча нефти за этот период составила 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ, текущий КИН составил 0,213 при проектном 0,43. В том числе скважиной к этому времени было 36 отобрано 136,2 тыс. т нефти или 93,3% всей добычи. Безводный период эксплуатации залежи длился до 05.1991 года. За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,208 при проектном 0,43. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 249 тыс. т нефти (84,4% от НИЗ), жидкости – 265,7 тыс. т Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,430. Текущий темп отбора от НИЗ – 1,7%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 41,5 тыс. т. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 46 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда приходится 23 тыс. т Залежь нефти саргаевского горизонта восточного блока Залежь нефти имеет ограниченные размеры, недоразведана. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены в скважинах 32, 62s2 и 63. Учитывая, что в скважине 63 в интервале перфорации 3385-3393 м вскрыта верхняя часть саргаевских отложений, в интервале перфорации 3358-3374 м семилукские, можно предположить, что скважиной осуществлялась совместная эксплуатация семилукско-саргаевских отложений. В соответствии со вскрытой нефтенасыщенной мощностью и коллекторскими свойствам, добычу нефти из скважины 63 разделили между семилукской и саргаевской залежами. В результате объем добычи нефти из саргаевской залежи составляет 245 т, остаточные извлекаемые запасы, согласно оперативному пересчету запасов составляют 30 тыс. т. Залежь нефти семилукского горизонта восточного блока Семилукская залежь на восточном блоке вскрыта скважинами 32, 33, 62, 62s2 и 63. Выработка запасов восточного блока семилукского горизонта велась добывающими скважинами 32, 62, 62s2 и 63. О характере выработки запасов можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г. представленных в таблице 2.7. Таблица 2.7 - Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.
Карта накопленных отборов по скважинам семилукской залежи восточного блока приведены на рисунке 2.16.  Рисунок 2.16 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, семилукская залежь (восточный блок) Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 32 (94,8%), расположенная в своде залежи, в зоне с максимальными нефтенасыщенными толщинами 26 м. Безводный период эксплуатации залежи длился до 02.1993 года. За безводный период из залежи отобрано 170 тыс.т нефти, что составило 35,7% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,193. В результате проведения геолого-промыслового анализа разработки выполнена оценка скорости продвижения водонефтяного контакта по времени появления воды в продукции скважин. Для расчета по скважинам 32, 63, 62 и 62s2 в таблице 2.8 представлены сведения о глубине нижних дыр перфорации и датам появления воды. Таблица 2.8 - Расчет скорости подъема ВНК (семилукская залежь, восточный блок)
На рисунке 2.17 отображено продвижение воды во времени к забоям добывающих скважин. Уровень текущего ВНК на определенную дату можно вычислить. Согласно расчету, по состоянию на 1.01.2011 года, текущий ВНК находился на отметке -3095,6 м, т.е. вновь пробуренная скважина 62s2 с интервалом перфорации 3381 - 3422 м (-3097- -3130 м), вскрыла текущий ВНК, в результате чего был получен приток воды с пленкой нефти.  Рисунок 2.17 - График продвижения воды к нижним дырам перфорации добывающих скважин семилукской залежи восточного блока Выполненные в декабре 2010 года водоизоляционные работы также были неэффективны. В интервале перфорации 3381-3385 м (-3097,76 - -3100,97 м) получен приток воды. Разработка залежи - ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную нагнетательную скв.64. Наличие хорошей гидродинамической связи обуславливает эффективное вытеснение нефти водой от нагнетательной скважины 64 к добывающей скважине 32. На 01.01.2012 г. из залежи семилукского горизонта восточного блока отобрано 413,6 тыс. т нефти, что составляет 92,1% от извлекаемых запасов залежи. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 35,2 тыс. т. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||