Копия ДП Зубков готовый НОРМА. Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения
 Скачать 0.63 Mb.
|
2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработкиПо состоянию на 01.01.2012 г. на Соколовском месторождении в разработке находились залежи нефти елецко-задонского (I и II – ой блоки) в соответствии с рисунком 2.18, воронежского (западный и восточный блоки) и семилукского (восточный, западный блок) горизонтов.  Рисунок 2.18 – График разработки елецкого горизонта 1-го блока На рисунке 2.19 представлены годовые темпы отбора нефти от начальных и текущих извлекаемых запасов нефти. Залежь нефти елецкого горизонта первого блока Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рисунке 2.22. видно, что разработка залежи велась с небольшими отборами безводной нефти, не превышавших 5,5 тыс.т в год.  Рисунок 2.19 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 1-го блока На рисунках видно, что с 1976 года по 1983 год залежь находилась на первой стадии разработки. Годовые темпы отбора от НИЗ не превышали 3,1%. За первую стадию отобрано 31,1 тыс.т нефти или 19,6% от начальных извлекаемых запасов. Вторая стадия разработки длилась два года (1984-1985 гг.), добыча нефти за эту стадию составила 10,6 тыс.т, к концу 2-ой стадии из залежи отобрали 36,2 тыс.т, что составляет 27,7% от НИЗ. Увеличение добычи нефти на второй стадии связано с работами по оптимизации в скважине 39. Начиная с 1986 года и по настоящее время, залежь находится на третьей стадии разработки. 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. Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 39 – 64,7 тыс. т или 75,8% всей добычи из залежи. Благодаря небольшим темпам отбора выработка запасов осуществлялась без воды, что и позволило выработать извлекаемые запасы на 65,1%. С целью увеличения темпов отбора нефти за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по интенсификации притока (СКР), оптимизации насосного оборудования и восстановлению фонда путем бурения бокового ствола. Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 1-го блока показан в таблице 2.9. Таблица 2.9 - Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 1-го блока
Несмотря на невысокие отборы жидкости, уже в начальный период эксплуатации в скважинах отмечается резкое снижение пластового давления. В связи со снижением пластового давления и невысокой производительностью добывающего фонда в скважину 14, затем в скважину 61 организована закачка воды. Для более полной оценки сложившегося состояния разработки выполним расчет запасов нефти залежи методом матбаланса, в качестве контрольного. Исходя из фактической удельной добычи нефти qуд. на 1 МПа снижения пластового давления за период разработки на упругом режиме, можно подсчитать геологические запасы нефти по формуле С.Д. Пирсона: Qн.г. = qуд. / в (2.1) где: qуд. – удельная добыча нефти, тыс.т; Qн.г. – начальные геологические запасы нефти, тыс.т; в* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа1. В лаборатории исследования пластовых флюидов БелНИПИнефть для каждой ступени снижения пластового давления экспериментально рассчитаны коэффициенты сжимаемости нефти, которые были использованы при вычислении величин эффективных коэффициентов сжимаемости пластовой системы в* по приведенной ниже формуле: в* = вн * Sн + вв * (1 - Sн) + [(1 - m) / m] * впороды, (2.2) где: вв, впороды – коэффициенты сжимаемости, соответственно, воды и породы, МПа-1; Sн – коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.; m – коэффициент пористости коллектора, доли ед. Согласно рисунку 2.20 расчет выполнен в интервале снижения давления от 34,8 МПа до 29,6 МПа.  Рисунок 2.20– График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 1-го блока  Рисунок 2.21 – Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 39 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 34,8 МПа до 29,6 МПа согласно рис.2.25. составляет 0.001238 МПа-1. По литературным источникам, коэффициент сжимаемости породы принят равным коэффициенту сжимаемости зерен известняка- 0,000025 МПа1. Пластовые воды межсолевых отложений Соколовского месторождения относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа (по Сулину), поэтому коэффициент сжимаемости пластовой воды для всех условий принимаем соответствующим этому типу рассолов, считая его постоянным и равным 0,00035 МПа-1. Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%. Залежь нефти елецкого горизонта второго блока Разработка залежи нефти елецко-задонского горизонта 2-го блока начата в июле 1976 г. фонтанной скв.36 с начальным дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление – 35,3 МПа. Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рисунках 2.22.-2.23 видно, что в начальный период разработки (1976-1979 гг.) годовые темпы отбора нефти от НИЗ были достаточно высокие и составляли 6,0-8,3%. В этот период залежь разрабатывалась одной скважиной 36. За четыре месяца из залежи отобрали 73 тыс. т нефти, что составляет 24,8% от начальных извлекаемых запасов. За весь период разработки залежь эксплуатировалась скважинами 36, 50, 60, 66, 68, 36s2.  Рисунок 2.22 - График разработки елецкого горизонта 2-го блока  Рисунок 2.23 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 2-го блока Для поддержания добычи и восстановления дебита за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из скважины 36 был пробурен боковой ствол. Общая эффективность работ составила 782 т. Таблица 2.10 - Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 2-го блока
В марте 1992 года после снижения давления в скважинах до 15-17 МПа организована закачка воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года переведена под нагнетание скважина 60. В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов. На упругом режиме из залежи отобрано 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ. На графике разработки елецко-задонской залежи 2-го блока (рисунок 2.24) видно, что максимальный годовой отбор нефти (17,7-24,4 тыс. т) был достигнут в первый год разработки. В последующем начальные дебиты нефти вновь вводимых добывающих скважин 36s2, 50, 60, 66, 68 не превышали 8-10 т/сут. и к увеличению добычи нефти не привели.  Рисунок 2.24 - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 2-го блока Расчет балансовых запасов нефти выполнен методом материального баланса в интервале снижения давления от 35,4 МПа до 22,2 МПа (рисунок 2.25).  Рисунок 2.25 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 36 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 35,3 МПа до 22,2 МПа составляет 0.00124 МПа-1 (рисунок 2.26).  Рисунок 2.26 - Динамика показателей разработки воронежского горизонта западного блока На 1.01.2012 года из залежи отобрано 249 тыс.т нефти или 84,4% начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции составляет 26%. Залежь находится на IV – ой стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы нефти на блоке составляют 46 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы нефти на 1 скважину добывающего фонда - 23 тыс. т. Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 36-165,3 тыс. т или 66,4% всей добычи из залежи. Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально. Залежь нефти воронежского горизонта западного блока Добыча нефти из залежи нефти воронежского горизонта западного блока осуществлялась с декабря 1973 г. одной добывающей скважиной 13. Начальный дебит нефти составил 59,5 т/сут. Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления. В первые годы разработки темпы выработки запасов нефти от начальных извлекаемых запасов достигали 22% (рис. 2.38). С 1973 по 1977 год из залежи отобрали около 67% начальных извлекаемых запасов (27,4 тыс. т). К августу 1974 года пластовое давление с начального 37,4 МПа снизилось до 22,8 МПа что ниже давления насыщения (24,7 МПа), дальнейшая разработка продолжилась на режиме растворенного газа. С октября 1978 г. в связи со снижением пластового давления до 19,55 МПа (накопленная добыча нефти на эту дату составила 29,45 тыс. т нефти) дебит скважины не превышала 0,2-5 т/сут безводной нефти. 31.12.1986 г. по техническим причинам скважина 13 выбыла из добывающего фонда и ликвидирована. Всего скв.13 добыто 32,8 тыс. т нефти (80,1% от НИЗ), достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,158 при проектном – 0,2. Из вышеизложенного следует: как таковой системы разработки на залежи не сложилось, добыча нефти из залежи осуществлялась одной добывающей скважиной 13 на упругом режиме с переходом на режим растворенного газа. Разработка залежи неэффективна, так как не организована система ППД. |