Геологопромысловая характеристика nого газоконденсатнонефтяного
 Скачать 260.74 Kb.
|
 а) по состоянию на 01.01.1991 г., б) по состоянию на 01.01.2001 г., в) по состоянию на 01.01.2006 г., г) по состоянию на 01.01.2011 г., д) по состоянию на 01.01.2021 г. Рисунок 2.1 – Карта разработки N-ого месторождения Наиболее активно месторождение разбуривалось в 1990-1992 гг., в ра- боту вводилось по 4-7 скважин. Поэтому добыча нефти увеличивалась быст- рыми темпами и достигла в 1993 г. 262,8 тыс. т. С 1994 г. наблюдается сниже- ние годовых отборов нефти из-за прекращения бурения. С 2010 г., после воз- обновления бурения и ввода новых скважин, добыча нефти вновь начала расти и достигла в 2021 г. максимального уровня 1018,3 тыс. т, или 5,9 % от НИЗ. Динамика основных технологических показателей разработки место- рождения приведена на рисунке 2.2.  Рисунок 2.2 – График показателей разработки N-ого месторождения В 2021 г. добыча нефти по месторождению составила 1018,3 тыс. т, что на 111,4 тыс. т, или 12,3 % больше, чем в 2010 г. Темпы отбора составляют 5,9 % от НИЗ и 10,4 % от ТИЗ. Жидкости отобрано 1341,6 тыс. т, что на 259,5 тыс. т больше, чем в прошлом году. В таблице 2.1 приведены основные технологические показатели разра- ботки N-ого месторождения. Таблице 2.1 – Основные технологические показатели разработки N-ого месторождения
Закачка воды на месторождении организована в 2001 г. За прошедший период в пласт D2st закачано 5784 тыс. м3 рабочего агента. Объемы закачиваемой воды в 2021 г. выросли на 50,5 % по сравнению с предыдущим годом и составили 2151,7 тыс. м3. В разработке месторождения участвовало 106 скважин, добыча нефти осу- ществлялась из 101 скважины. Под закачкой воды перебывало 23, из которых 18 отработало на нефть. Анализ структуры фонда и показателей эксплуатации скважин жин. По состоянию на 01.01.2021 г. на месторождении пробурено 129 сква- Действующий фонд добывающих скважин равен 74, из них 61 скважина оборудована УЭЦН, 4 скважины – установками ШГН, 9 скважин эксплуатиру- ются фонтанным способом. В простаивающем фонде находится 14 скважин, из них 9 – в бездействии, 2 – числятся в освоении после бурения, 3 – в консер- вации. Действующий нагнетательный фонд скважин представлен 21 скважи- ной, 2 скважины находятся в бездействии, 3 – в консервации. Фонд специальных скважин состоит из 8 водозаборных скважин. Ликви- дированы после бурения 7 скважин. Характеристика фонда скважин по объектам и месторождению в целом представлена в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Характеристика фонда скважин N-ого месторождения
Распределение пробуренного фонда по участию в добыче и закачке по объектам за весь период разработки показано в таблице 2.3, при этом сква- жины, одновременно или поочередно эксплуатировавшие несколько объектов, учтены по каждому из них. Таблица 2.3 – Распределение пробуренного фонда скважин
Практически все скважины используются в соответствие со своим про- ектным назначением, кроме добывающих скв. 216, 475, 351, которые переве- дены под закачку. Скважина 475 переведена под закачку после ее обводнения до 100%, скважина 351 – для формирования нагнетательного ряда, скважина 216 – для увеличения компенсации в блоке. Кроме того, еще семь нагнетатель- ных скважин находятся в отработке на нефть. На месторождении совместно эксплуатируется семь скважин, шесть по пластам D2st+D2ef, как и предусматривалось проектным документом, и одна скважина по пластам D2st+D2dzr. Анализ текущего пластового давления Начальные пластовое давление и давление насыщения нефти газом по старооскольской залежи равны 27,4 МПа. Разработка старооскольской газоконденсатнонефтяной залежи сопро- вождается снижением пластового давления, которое не наблюдалось только в начальный период разработки. Данный факт подтверждает, что разработка залежи ведется в условиях проявления газонапорного режима и режима рас- творенного газа. Снижение пластового давления при низкой обводненности продукции скважин указывает на слабую активность законтурной области. По динамике изменения пластового давления разработку залежи можно разделить на три периода: в период с 1988 г. по 1995 г. стабилизация пластового давления на уровне 26-27 МПа; в период 1996-2009 гг. наблюдается снижение пластового давле- ния до 20,8 МПа; в последние годы (2009-2021 гг.) пластовое давление стабилизиро- валось на уровне 23,6-23,9 МПа. В 2021 г. замеры пластового давления глубинным манометром (КВД, КПД) были выполнены в 34 скважинах (38 замеров). Замеры статических уров- ней в эксплуатационных скважинах с пересчетом в пластовые давления про- ведены в 5 скважинах (5 замеров). По состоянию на 01.01.2021 г. средневзвешенное пластовое давление по залежи составило 23,8 МПа. Наиболее низкие значения текущего пластового давления наблюдаются в западной части II блока и в восточной части III блока. В августе 2021 г. во II блоке был организован очаг заводнения в скважине 216. Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D2st Залежь эксплуатируется с 1988 г. В ее разработке участвовало 104 сква- жины, в том числе добыча нефти осуществлялась из 99 скважин. Под закачкой воды перебывало 23, из которых 18 отработало на нефть. На дату анализа добывающий фонд насчитывает 83 скважины, из них в действующем фонде находятся 72, в бездействии – девять скважин, в освое- нии после бурения – две. В консервации находятся три скважины, две из кото- рых вскрыли водонасыщенные коллектора. Коэффициент эксплуатации дей- ствующих добывающих скважин в 2021 г. составил 0,914, коэффициент ис- пользования фонда – 0,753. На 01.01.2012 г. 88 % фонда скважин эксплуатируются механизирован- ным способом. Фонтанным способом из залежи добыто 45,9 % от накоплен- ного отбора нефти. В нагнетательном фонде числятся 23 скважины, из которых две в без- действии. Из 30 пробуренных по проекту нагнетательных скважин три закон- сервированы, семь находятся в отработке на нефть. В 2021 г. под закачку вве- дено восемь скважин, три из бурения, пять переведены из добывающего фонда. Коэффициент эксплуатации по нагнетательным скважинам составил 0,960. Характеристика фонда скважин по залежи представлена (таблица 2.2). За декабрь 2021 г. средние дебиты нефти и жидкости составили 51,2 и 70,0 т/сут при диапазоне изменений 0,1-161,5 т/сут и 4,1-168,0 т/сут, со- ответственно. С дебитом нефти менее 10 т/сут работало 14 % скважин. Добывающие скважины характеризуются как среднепродуктивные и малообводненные. Распределение действующего добывающего фонда скважин по основ- ным текущим показателям их работы представлено в таблице 2.4. Таблица 2.4 – Показатели работы скважин добывающего фонда
Продукция 26 % фонда скважин безводная. С обводненностью более 50 % работает 15 скважин (21 %), из них 11 скважин находятся в I и II блоках (система нагнетания рядная, нумерация блоков с севера на юг схематично представлены (рисунок 2.3), три – в III блоке и одна (скважина 9) на обособ- ленном участке. В основном характер обводнения скважин в пределах этого объекта устойчив – длительная работа скважин с относительно низкой величиной об- водненности. Бездействующий фонд также характеризуется низкой обводненностью. Из 50 % скважин перебывавших в эксплуатации получено 89 % накоп- ленной добычи нефти (7269,7 тыс. т или 145,4 тыс. т на одну скважину). Остальные 50 % (49 скважин) отобрали 899,5 тыс. т нефти или 18,4 тыс. т на скважину. Доля фонда с суммарной добычей более 100 тыс. т. составляет 28,7 %. Средняя накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, перебывавшую в эксплуатации, составляет 82,5 тыс. т. Приемистость нагнетательных скважин в декабре 2021 г. варьировала от 132 до 783 м3/сут, средняя приемистость по скважинам составила 336 м3/сут. Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D3dzr Добыча нефти из пластов D3dzr началась в 1990 г. одной скважиной сов- местной со старооскольской залежью, но по причине низкой продуктивности скважина переведена в бездействие (в 1992 г.), а в дальнейшем в консервацию. Всего в разработке залежи участвовало две скважины, одна из которых характеризовалась крайне низкой продуктивностью. В 2021 г. добыча нефти составила всего 0,3 тыс. т при обводненности 77,2 %. Коэффициент эксплуа- тации – 0,933, коэффициент использования фонда – 0,755. Невысокая продуктивность скважин связана с низкими фильтрацион- ными свойствами пласта, слабой энергетикой залежи в силу сложного блоко- вого строения структуры, наличием литологических и тектонических ограни- чений. Начальное пластовое давление по джьерской залежи – 27,2 МПа, давле- ние насыщения нефти газом принято – 27,2 МПа, как по старооскольской за- лежи. По результатам последних замеров текущее пластовое давление в зоне отбора составляло от 25,1 (КИИ от 26.09.2009 г.) до 20,7 МПа (КИИ от 08.02.2020 г.). Необходимо отметить, что залежь мало изучена. В 2011 г. джьерский горизонт был вскрыт открытым стволом скв. 428Г, но по причине особенности конструкции скважины (открытый ствол) прове- сти исследования (ПГИ) и осуществить отбор глубинных проб нефти не пред- ставлялось возможным, так как высокий риск аварии при извлечении пакера из открытого ствола. Характеристика выработки запасов нефти по залежи представлена ранее в таблице 2.1. График разработки залежи D2dzr представлен в приложении Б. Залежь в джьерских отложениях верхнего девона находится в начальной стадии освоения. С начала эксплуатации из залежи извлечено 13,4 тыс. т. нефти, или 24,4 % от утвержденных извлекаемых запасов категории С1. Теку- щий КИН составляет 0,085 при утвержденном 0,350. Характеристика текущего состояния разработки объекта доразведки и доизучения D2ef Эйфельский ярус является объектом доразведки и доизучения, согласно ПТД на залежи выделены два опытных участка, разработка которых предпо- лагается скважинами основного объекта с доуглублением до эйфельских от- ложений (при совместной работе). Залежь эксплуатируется с 1998 г. Сложное геологическое строение вы- звало значительное отставание темпов разбуривания залежи на разных этапах освоения. До 2006 г. в работе находилась одна скважина, и только с конца 2006 г. после интенсивного разбуривания основной старооскольской залежи пять скважин были пробурены с углублением до D2ef и после поинтервального опробования введены в работу. Характеристика фонда скважин отражена ранее в таблице 2.3. Добывающий фонд насчитывает семь скважин, из них в действующем фонде находятся шесть. В бездействии находится одна скважина по причине неисправности насоса. Весь фонд механизирован. Фонтанным способом на за- лежи добыто 17,7 % от накопленного отбора нефти. В 2021 г. на залежь пробурена скв. 245Г. Длина горизонтального участка скважины составила 282,3 м при эффективной нефтенасыщенной длине 188,9 м. Скважины вступила в работу фонтаном с дебитом нефти 43,2 т/сут. По результатам обработки КВД пластовое давление составило 19,2 МПа (кри- вая не восстановлена), при начальном 29,2 МПа. Для получения достоверной информации об энергетическом состоянии залежи необходимо провести по- вторные исследования при компрессировании. За декабрь 2021 г. средние дебиты нефти и жидкости составили 21,3 т/сут и 22,7 т/сут, при диапазоне изменений 2,4-43,2 т/сут и 4,5-44,6 т/сут, соответственно. Продукция всех скважин безводная. Добывающие скважины характеризуются как среднепродуктивные и малообводненные. Показатели работы скважин представлены в таблице 2.5. Особенностью, осложняющей разработку эйфельских отложений, явля- ется высокое содержанием парафина (30%), которое требует значительных усилий по борьбе с отложениями его в лифтовых трубах и магистральных тру- бопроводах. Из-за частых подземных ремонтов, сопровождающихся глуше- нием скважин, снижается коэффициент эксплуатации и ухудшается продук- тивная характеристика призабойной зоны скважин. Коэффициент эксплуата- ции действующего фонда скважин в 2011 г. – 0,915, коэффициент использова- ния – 0,70. Залежь в эйфельских отложениях находится в начальной стадии освое- ния. С начала эксплуатации из залежи извлечено 198,2 тыс. т. нефти, или 6,9 % от утвержденных извлекаемых запасов категории С1. Текущий КИН состав- ляет 0,014 при утвержденном 0,200. Характеристика выработки запасов нефти по залежи была представлена ранее в таблице 2.1. Характеристика выработки запасов С начала эксплуатации из залежи извлечено 8,169 млн. т. нефти, или 57,1 % от НИЗ категории С1, при среднегодовой обводненности 24,7 %. Текущий КИН составляет 0,203 при утвержденном 0,355. Характеристика выработки за- пасов нефти по залежам месторождения представлена ранее в таблице 2.1. Соотношение выработки НИЗ и обводненности старооскольской залежи остается благоприятным. Динамика этих показателей хорошо характеризует эффективность выра- ботки запасов нефти. Темпы выработки заметно опережают темпы обводнения продукции. Тенденция опережающей выработки запасов подтверждает, что при сложившейся системе разработки утвержденный КИН будет достигнут. В пределах каждого из блоков были оценены запасы нефти, что позво- лило рассчитать степень выработки запасов каждого блока. Также была рас- считана площадь нефтеносности каждого блока, что позволило определить плотность сетки скважин. Оценка запасов и площадей выделенных блоков проведена с использованием актуализированной геологической модели старо- оскольской залежи. Следует отметить, что данная оценка приведена только для основной за- лежи, без учета обособленных участков в районах скважин. 9, 18. Наиболее благоприятные показатели выработки запасов характерны для блоков I – III, разрабатываемых более длительное время. Накопленная добыча нефти II блока, содержащего 16 % НИЗ основной залежи, составляет 3050 тыс. т. или 38 % от накопленной добычи по залежи в целом. По II блоку текущий КИН составляет 0,401, при утвержденном 0,355. С точки зрения нефтеотдачи, блоки I и III выработаны одинаково – ко- эффициент нефтеизвлечения по блокам составляет 0,256. Блоки IV, V и VI (южная часть залежи) активно разбуриваются в послед- ние годы и находятся в начальной стадии разработки. Таким образом, отмечается неравномерность выработки запасов по пло- щади старооскольской залежи. Разработка объекта в целом характеризуется высокой эффективностью выработки запасов. Причиной являются благоприятные природные факторы (легкие, подвижные нефти, значительный этаж нефтеносности, наличие газо- вой шапки, позволяющей длительное время разрабатывать залежь на есте- ственном режиме) в сочетании с достаточной плотностью реализованной сетки скважин, составляющей по залежи 26 га/скв. Высокая выработка запасов отмечается в районе первого нагнетатель- ного ряда (скважины 209, 207 и 112). Высокая обводненность продукции бли- жайших добывающих скважин, обусловили предложения о переносе фронта нагнетания и перераспределении объемов закачки (перевод добывающих сква- жин 208 и 474 в ППД, применение циклического режима работы нагнетатель- ных скважин I и II блоков). Проблемой разработки северного участка залежи является высокая об- водненность продукции скважин, примыкающим к нагнетательным рядам (I и II блоки), что закономерно при столь значительной выработки запасов – отбор от НИЗ 95,0 %, обводненность по участку 39,7 %. Учитывая, что северная часть находится в разработке более 20 лет, отбор нефти на 1 скв. составил 127 тыс. т при 79 тыс. т по залежи в целом. Текущий КИН – 0,337 при проектном 0,355. По участку отмечается благоприятная характеристика вытеснения, вы- сокие уровни годовой добычи нефти, что позволяет прогнозировать более вы- сокий КИН. ТЕХНОЛОГИЧСЕКИЙ РАЗДЕЛ Общие сведение проведение гидроразрыва пласта Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины. На рисунке 3.1 представлена техноло- гическая схема проведения гидроразрыва пласта. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||