задача, ГРП. Методические указания по курсовой работе_очн. Методические указания по выполнению курсовых работ для студентов заочной формы обучения
 Скачать 7.84 Mb.
|
|
1.4 Характеристика пластовых флюидов Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20, БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов. Согласно технологической классификации нефтей (ГОСТ - 3360), нефти основных пластов группы АС и БС имеют шифр технологической классификации Т2П2. (таблица 3) Суммарное количество легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 изменяется от 6,66% (пласт БС2) до 16,64% (пласт ЮС2), а в нефти пласта АС9 составляет лишь 1,71%. Воды на месторождении встречаются хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Минерализация воды в пределах 14-17 г/л. Вода практически всех горизонтов содержит сульфаты. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,49 до 0,55 сПз. Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят от пластовых условий, в которых находятся скопления нефти. Пластовые температуры изменяются от 55 °С до 105 ºC, а пластовые давления - от 18,8 МПа до 45,0 МПа. Как правило с увеличением глубины, давления и температуры увеличивается газосодержание нефтей и уменьшается вязкость и плотность их в пластовых условиях. Диапазон изменения основных свойств нефтей (таблица 2) известных залежей следующий: Таблица 2 - Диапазон изменения основных свойств нефти
Таблица 3 - Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки Месторождение введено в разработку в 1974 году и с 1982 по 1990 год находилось в стадии стабилизации уровня добычи. С 1991 года началось снижение добычи нефти, которое продолжалось до 2000 года. Благодаря активно проводимым в 2001 – 2004 гг. ГТМ (ГРП и бурение боковых стволов, в основном на низкопроницаемые залежи БС16, БС18 и ЮС2) добыча нефти на месторождении снова начала расти. Но в 2005 году проведение также большого количества ГТМ не позволило удержать добычу нефти даже на уровне 2004 года. В связи со снижением эффективности ГТМ вследствие сокращения извлекаемых запасов в 2005 года добыча нефти начала снова снижаться. Разработка осуществлялась на основании Технологической схемы, составленной СибНИИНП в 1990 году (протокол ЦКР № 1426 от 18.04.91). Из-за значительных расхождений между проектными и фактическими показателями разработки месторождения в ноябре 2004 года институтом СургутНИПИнефть был защищен «Анализ разработки» (протокол ЦКР №3269 от 28.10.2004). Данным проектным документом были утверждены технологические показатели разработки до 2020 года. В эксплуатации находятся 6 объектов: Пласт АС7 - обеспечивает 10,3% добычи месторождения. В 2004 году, добыто – 436,8 тыс.т нефти (проект – 382,9 тыс.т). Дебит жидкости 9,5 т/сут при проектном – 9,1 т/сут, дебиты нефти – 3,9 т/сут, при проектных – 3,4 т/сут. Малодебитный фонд (дебит жидкости менее 5 т/сут.) составляет 183 скважин (51% эксплуатационного фонда). Основная причина - плохие коллекторские свойства пласта. Все традиционные методы интенсификации притока испытаны. В 2005 году было проведено 15 ГРП - прирост дебита нефти 12,2 т/сут. на 1 скв., работы были продолжены и в 2005 году. Также пробурено 4 боковоых, горизонтальных ствола – прирост дебита 29,1 т/сут, в том числе в одной скважине (6007) пробурено 3 ответвления на депрессии средний дебит по скважине составил 61,9 т/сут. На 2016 год производится бурение еще 17 боковых стволов. Кроме того, рассматривается бурение ответвлений на депрессии в одной скважине. Потерь добычи, связанных с энергетическим состоянием залежи нет. Пласт АС8 - газонефтяная залежь, разрабатывается в пределах водонефтяной и нефтегазовой части залежи; В залежи сосредоточены 53% всех ТИЗ Быстринского месторождения. Добыча нефти за 2005 год 1279,2 тыс.т (проект – 1168,3 тыс.т), добыча жидкости – 7643,2 тыс.т при проектном уровне – 7583,4 тыс.т. Пласт полностью разбурен. Эксплуатационный фонд добывающих скважин – 615 (при проектном 616), нагнетательных – 179 (проект 182). Пласт АС9 - газонефтяная залежь с площадной 9-титочечной системой разработки. Пласт АС9. Обеспечивает 7,6% всей добычи нефти месторождения. В 2005 году было добыто 322,8 тыс.т нефти (проект – 327 тыс.т) и 2314,6 тыс.т жидкости при проектном уровне – 2632 тыс.т. С начала разработки отобрано 7525,5 тыс.т нефти (82% от НИЗ). Обводненность добываемой продукции – 86,1%. Фонд добывающих скважин – 164, при проектном - 168, фонд нагнетательных скважин - 40, при проектном - 40. Текущая компенсация отборов закачкой – 78,3%, накопленная – 136,1%. Пласты БС1 и БС2 - высокопроницаемые нефтенасыщенные залежи с совместной эксплуатацией пластов в добывающих скважинах и раздельной закачкой, система разработки блоковая 3-хрядная. Пласты БС1 и БС2 подошли к 100% выработке утвержденных НИЗ. В 2005 году добыча нефти по ним составила 775,6 тыс.т при проектной –895. Обводненность добываемой продукции по пластам БС1 и БС2 94,3% и 92,8% соответственно.В 2005 году на 3 скважинах были пробурены боковые горизонтальные стволы, получен прирост дебита нефти 11,2 т/сут., на 2006 год пробуривается 1 боковой ствол с горизонтальными участками. Текущая компенсация отборов закачкой по пластам БС1 и БС2 находится на уровне 98,7 и 92%, накопленная – 103,8 и 99,4 % соответственно. Текущее пластовое давление практически соответствует начальному. Пласты БС16-17 и БС18-20 - низкопроницаемые нефтенасыщенные залежи с совместной эксплуатацией пластов и раздельной закачкой, система разработки площадная 9-титочечной. С 2001 года на объекте проводится большое количество мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти. В основном это бурение боковых стволов и ГРП. Боковые стволы с горизонтальными участками были пробурены в 7 скважинах и получена дополнительная добыча нефти 37,8 тыс.т (прирост дебита нефти – 24,5 т/сут). Всего на данном объекте пробурено 73 боковых ствола. Постепенно фронт работ по бурению боковых стволов переносится с объекта БС16-18 на другие пласты и в 2006 году проводят ГРП всего на 3 скважинах и ЗБС на 9 скважинах. ГРП в 2005 году были сделаны на 7 скважинах с дополнительной добычей 37,8 тыс.т или приростом дебита на скважину 14,3 т/сут. Эффективность ГРП со временем снижается, т.к. набор скважин с высокими потенциальными возможностями ограничен и в настоящее время практически исчерпан. В результате снижения эффективности и сокращения мероприятий по объекту БС16-20 в 2004 году снова началось снижение добычи нефти, за год добыто 1270,1 тыс.т что на 54тыс.т меньше чем в 2004год. Несмотря на снижение добычи с данного объекта добывается 29,9% от добычи месторождения. Среднегодовая обводненность добываемой продукции по объекту – 59%. По пластам БС16-20 на 1.01.2006 года добыто 94% от НИЗ, за счет большого количества проведенных ГТМ конечный КИН будет выше заложенного в подсчете запасов. Пластовое давление по пластам БС16 и БС18 остается на уровне начального. Реализуется программа по регулированию объемов закачки на объекте БС16-18. Она включает в себя мероприятия по перераспределению закачиваемой воды, повышению давления нагнетания на кустах и ОПЗ, ГРП на нагнетательных скважинах. Текущая компенсация по пластам БС16 и БС18 в четвертом квартале 2004 года составила 131,6 и 117,8% соответственно. Пласт ЮС2 - низкопроницаемая нефтенасыщенная залежь с площадной 9-ти точечной системой размещения скважин по сетке 400 х 400 м. В 2014 году добыто 160,1 тыс.т нефти, при проектной добыче – 223,9 тыс.т. Рост добычи по пласту прекратился в связи с отсутствием ГТМ в 2005 году был пробурен 1 боковой ствол под нагнетание и 1 ГРП в нагнетательной скважине.(рисунок 4)  Рисунок 4 - Прогноз изменения нефтенасыщенности в пределах месторождения центральной части Сургутского свода (пласт ЮС). Условные обозначения: А — 2D модель коллектора в 2009 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта; Б — 2D модель коллектора в 2012 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта; В — 2D модель коллектора в 2016 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта; Эксплуатационный фонд 51 скважина при проектном 52. Пластовое давление на уровне первоначального, компенсация 111,6%. На увеличение закачки направлен ряд мероприятий перевод скважин под нагнетание, увеличение давления нагнетания, ОПЗ нагнетательных скважин и т.д. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||