Геологопромысловая характеристика месторождения. Общие сведения о месторождении
 Скачать 313.57 Kb.
|
|
Глава 2. Текущее состояние разработки месторождения. 2.1 Название документа, по которому ведётся разработка Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект до разработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта. В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.
При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая Нефтеотдача и обводненность продукции, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схеме разработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т.д. В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды. Проект опытнопромышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место. Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья. Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка. 2.2 Стадии разработки месторождения Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени  , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти. Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: - интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального; - резким снижением пластового давления; - небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости); - достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам). Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3¸17 %) в течение 3¸7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1¸ 2 года - при повышенной вязкости; - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; - нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2¸3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%); - отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; - текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30¸50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10, 15%. Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: - снижением добычи нефти (в среднем на 10¸20 % в год при маловязких нефтях и на 3,10 % при нефтях повышенной вязкости); - темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %; - уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; - прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти. -Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: -- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% ); - большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3); -высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); - отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%. 2.3 Текущие показатели разработки (представить динамику изменения пластового давления; объём добытой нефти и добытого газа; по возможности, текущий КИН) Мегионское месторождение нефти расположено между Ватинским (запад и юго-запад),Мыхпайским (восток) и Самотлорским (север) месторождениями. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районеХанты-Мансийскогоавтономного округа Тюменской области, в 40 км от г. Нижневартовска. Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби, которая протекает вдоль юго-западнойграницы месторождения. Изучаемая площадь сильно заболоченная с многочисленными мелкими озерами и протоками. Промышленная нефтеносность в пределах Мегионского месторождения установлена в верхнеюрских и меловых отложениях – 14 продук- тивных пластов (АВ11-2,АВ13, АВ21, АВ22, БВ81, БВ82, БВ83, БВ100, БВ101,БВ15- 16, БВ17,БВ18-21,БВ22, ЮВ11). Продуктивные пласты представлены терригенными породами и принадлежат к поровому типу. Залежи, в основном, пластовые сводовые, литологически ограниченные. Таблица 1 Анализ выработки запасов Мегионского месторождения.
Коэффициент извлечения нефти по категории запасов АВС1 составля- ет 0,473 д.ед. (см. табл. 1). Основная доля запасов сосредоточена на объекте БВ8 – 68,3%. На объектыАВ1-2 и БВ10 приходится 12,7% и 8,9%от начальных извлекаемых запасов нефти соответственно. На объекте ЮВ11 сосредоточено 5,8% запа- сов, на объекте АВ11-2 – 4%, на объектеБВ15-22 – 0,3%. По состоянию на 01.01.2011 г. в разработке находятся пять объектов: АВ1-2,БВ8, БВ10,БВ15-22,ЮВ11. ОбъектАВ11-2 находится на стадии доразведки. Месторождение введено в разработку в 1964 г., характеризуется высокой степенью выработки запасов, отбор от НИЗ составляет 77,3%. За 2010 г. в целом по месторождению отобрано 1302,7 тыс. т нефти при темпе отбора от НИЗ 1,4%, от ТИЗ – 5,9%. Максимальный темп отбора от НИЗ был достигнут в 1973 году – 4,1%. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2011 г. составляет 70016,7 тыс. т (табл. 2). Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,365. Остаточные извлекаемые запасы месторождения по состоянию на 01.01.2011 г. по категории АВС1 – 20600 тыс. т, что составляет 71,5 тыс. тонн на одну действующую добывающую скважину. Кратность выработки запасов – 16 лет. Таблица 2 Показатели выработки запасов нефти Мегионского месторождения по состоянию на 01.01.2011 г
В действующем фонде находятся 288 скважин, среднегодовая обводненность добывающего фонда – 91,4%, накопленный ВНФ – 2,9 д.ед. (рис. 3). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 3:1. За весь период разработки месторождения в эксплуатации пребывало 522 скважины. В среднем на одну скважину – 134,1 тыс. т. 139 скважин отобрали более 100 тыс. т нефти, что в сумме составляет 83,7% от накопленной добычи нефти в целом по месторождению. В том числе скважины с добычей свыше 300 тыс. т отобрали 66,1% от накопленной добычи нефти в целом по месторождению (68 скв.). В данной категории в среднем на одну скважину приходится 680,9 тыс. т нефти (рис. 4). Накопленная добыча нефти по большинству скважин (73% – 383 скв.) не превышает 100 тыс. т, суммарный объем добычи по этим скважинам составляет 11391,3 тыс. т нефти (16,3%). В том числе по 223 скважинам (43%) – накопленная добыча нефти на одну скв. не превышает 30 тыс. т(3,5% от накопленной добычи в целом по месторождению). Кскважинам с накопленной добычей свыше 300 тыс. т нефти относятся скважины, введенные в эксплуатацию в период с 1964 г по 1980 г (56 скв.) и длительное время находящиеся в эксплуатации. Скважины данной категории характеризуются также высокими входными дебитами нефти (300-560т/сут) и работой со стабильно высокими дебитами нефти(100-500т/сут) в течение длительного периода эксплуатации(10-15лет). С использованием указанных характеристик вытеснения была определена величина остаточных запасов нефти Мегионского месторождения, которая определялась как разница между начальными и потенциальноизвлекаемыми запасами (см. табл. 1.). При прогнозе показателей выработки учитывались три последние точки истории. В качестве предельной обводненности продукции принята обводненность, равная 98%. На рис. 7. представлена динамика прогнозных извлекаемых запасов нефти Мегионского месторождения по различным характеристикам вытеснения (табл. 4) Таблица 4 Прогнозные показатели по характеристикам вытеснения. Мегионское месторождение
В условиях данного месторождения сходимость в накопленной добыче нефти на 1.01.2011 г. по различным характеристикам вытеснения составляет в среднем 2%. Согласно расчетам прогнозные извлекаемые запасы нефти изменяются от 79823,9 до 83483,7 тыс. т (88-92%от НИЗ). Не вовлеченные в разработку запасы нефти оцениваются на уровне 7133,3- 10793,1 тыс. т(8-12%от НИЗ)., большая часть из них сосредоточена в неразбуренных зонах. Прогнозный КИН при сложившейся системе разработке составляет0,416-0,435д.ед. при числящимся на Госбалансе 0,473. На одну действующую скважину приходится28,7-37,5тыс.т остаточных извлекаемых запасов нефти. Обеспеченность запасами месторождения по различным характеристиками вытеснения составляет от восьми до десяти лет. Для достижения КИН, числящегося на госбалансе, необходимо продолжить бурение новых скважин, в том числе с горизонтальным окончанием, вывод скважин из неработающего фонда, на переходящем фонде рекомендуется проведение геолого-техническихмероприятий и методов увеличения нефтеотдачи таких как: ОПЗ, РИР, ГРП, БВГС, перфорационные работы, ФХМУН. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||