анализ применения горизонтальных скважин. Геологическая часть

• Название: Геологическая часть
• Анкор: анализ применения горизонтальных скважин
• Дата: 17.05.2023
• Размер: 1.18 Mb.
• Имя файла: geologia(1).docx
• Тип: Документы; #1137419
• страница: 8 из 12

3.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Терригенная толща нижнего карбона. Максимальный уровень добычи нефти по ТТНК был достигнут в 1985 году, и составил 305 тыс.т. С 1986 года происходит падение добычи нефти несмотря на ввод новых добывающих скважин, отборы нефти за последние 6 лет снизились с 107,7 до 94,2 тыс.т, отборы жидкости снизились соответственно с 1398 до1312,6 тыс.т. Эффективность выработки запасов нефти многопластового объекта разработки всецело зависит от степени охвата пластов воздействием. Там, где на промежуточную пачку освоено нагнетание, там и выработка запасов высокая. На Чутырском месторождении основные пласт CVI водоносный, поэтому система заводнения осваивалась только на пласты CIV и CVIо и последние эффективно вырабатываются. Сравнивая зависимость темпов отбора от нефтеотдачи по четырем месторождениям: Чутырском месторождении(CVI водоносный), соседнему Андреевскому (пласт CII-водоносен, пласт CVI по своим геолого-физическим параметрам больше относится к промежуточной пачке) и площадям: Юсуповской и Новохазинской, где доля запасов в пластах промежуточной пачки по Новохазинской площади составляет 17,5 %, по Юсуповской – 7 %, т.е. практически все запасы сосредоточены в основных пласта можно сделать вывод: По основному показателю – темпам отбора нефти в процентах от НБЗ они существенно не отличаются. По Чутырскому месторождению на начальной стадии разработки, когда из пластов было отобрано около 15 % от НБЗ, последние были даже выше, чем это имело место по основным площадям Новохазинской и Юсуповской. Тем самым еще раз подтверждается вывод о том, что ма- 31 ломощные низкопроницаемые пласты, если они выделены в самостоятельный объект разработки и, если на них освоена система ППД, могут разрабатываться высокими темпами и по ним могут быть достигнуты «относительно» высокие значения нефтеотдачи. Прогноз нефтеотдачи по пластам Чутырского месторождения проводился различными методами и все они подтверждают тот факт, что конечная нефтеотдача по месторождению будет не ниже 38 – 40 %. Если в качестве критической принять обводненность продукции равную 98 %, то к концу разработки из пластов ТТНК может быть извлечено 36,8 %. Обработка фактического материала с построением зависимости «темп отбора в % от балансовых запасов – нефтеотдача» говорит за то, что к концу разработки из пластов может быть отобрано более 40 %. Относительно высокие текущие значения нефтеотдачи и ожидаемая нефтеотдача стали возможными с одной стороны за счет бурения на пласты месторождения плотной сетки скважин, а также использование в качестве рабочего агента высокоминерализованной пластовой воды. Равномерная же выработка запасов по пластам была достигнута за счет использования, начиная с 1992 года технологии ЩПР. За рассматриваемый период было произведено 305 скважино - обработки (25 скв/год) при действующем фонде нагнетательных скважин 32 – 35, т.е. ежегодно проводилась практически площадная обработка месторождения ЩПР (причем практически все скважины в течении 10 – 12 дней одновременно). Закачено в пласты 1880 т реагента (6,2 т реагента на 1 скважино - обработку). Дополнительная добыча нефти за счет применения метода, определенная с использованием характеристики вытеснения, оценена в размере 284,3 тыс.т нефти. Второй объект разработки – турнейский ярус вступил в эксплуатацию в 1981 году. Согласно «Проекта разработки Чутырского месторождения » турнейский ярус предусматривался как объект возврата. По отложениям тур- 32 нейского яруса разработка ведется на естественном режиме и малым количеством скважин, поэтому делать выводы на данный момент пока рано. Проведенный анализ показал, что по основному объекту разработки – терригенной толще нижнего карбона система разработки полностью сформирована, и является в целом эффективной. В целом анализ показал, что разработка Чутырского месторождения характеризуется особенностями, присущими всем месторождениям, находящимся в поздней стадии: - снижением уровня добычи нефти; - уменьшением количества добывающих и нагнетательных скважин; - увеличением фонда остановленных скважин по причине их низкой рентабельности; - высоким водонефтяным фактором; - резким сокращением объемов эксплуатационного бурения и ввода в разработку новых скважин.

16. 3.6. Литературный обзор

Бурение БГС имеет особо важное значение для месторождений Удмуртии как на начальных, так и на поздних стадиях разработки. Поскольку нефтяные месторождения Удмуртии являются зонально и послойно неоднородными, имеют сложное геологическое строение, представлены в основном низкопроницаемыми и маломощными пропластками, то одним из перспективных методов интенсификации является бурение с применением боковых горизонтальных стволов.

Так в книге «Бурение горизонтальных скважин» Кудинов В. И. приводит анализ эффективности бурения боковых горизонтальных стволов из высокообводненных скважин на турнейский объект Лудошурского, Мишкинского месторождений. Он отмечает: «результаты бурения БГС показали, что удается вскрыть и вовлечь в разработку зоны пласта, обеспечивающие продуктивность скважин на уровне средней по объекту, а в ряде случаев превышающих ее в 1.5-2 раза.

На 01.09.2000 г. на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» в эксплуатации уже находилось 151 БГС со среднесуточной добычей нефти 951 т. Средний дебит БГС по нефти превышает средний дебит вертикальных скважин в 2 раза и составляет 6.3 т/сут. ^[1]

На январь 2017 года на месторождениях компании ОАО «Удмуртнефть» находится порядка 4283 скважин, из них 386 БС и БГС. При этом средний дебит по ним в 1,5 раза превышает средний дебит вертикальных скважин и составляет около 11 тонн/ сутки.