Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

Рисунок 5.2.1 - График зависимости обводненности продукции скважин от степени извлечения балансовых запасов нефти межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

В октябре 1991 года отборы жидкости составили 51 тыс.т. в месяц, что объясняет резкий рост обводненности при отборе чуть более 22 % от начальных балансовых запасов. Далее в период с 1991 по 1995 год при снижении годовых отборов жидкости с 505 до 280 тыс.т. происходит стабилизация об-водненности. Это свидетельствует о том, что умеренные отборы жидкости из залежи являлись более рациональными с позиции разработки.

Согласно графику, наименее эффективная выработка запасов отмечается со времени, когда отобрано около 29 % от начальных балансовых запасов. Начинается прогрессирующее увеличение обводненности продукции скважин. В 1995 году отмечается превышение накопленной компенсации 100 %. В 1995-2001 годах годовая компенсация составляет 120-150 %, отборы жидкости увеличиваются с 280 до 360 тыс.т в год.

Для стабилизации ситуации на залежи были проведены геолого-технические мероприятия по восстановлению фонда скважин боковыми стволами, регулированию отборов жидкости и закачки воды и поддержанию годовой компенсации на уровне 111-112 % (2007-2010 года).

Исходя из вышесказанного можно отметить, что основной проблемой на Южно-Сосновском месторождении является закачка воды в средние и верхние нефтенасыщенные части разреза. Это способствует быстрому продвижению воды в залежь и, как следствие, резкое обводнение добывающих скважин.

Подводя итоги можно сделать вывод о том, что система разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения недостаточно эффективна. Это объясняется завышенными темпами отборов жидкости на начальных этапах разработки, а также геологическими особенностями залежи, которые не позволили закачивать воду в приконтурные скважины и в нижнюю часть разреза.

Для дальнейшей разработки залежи и выработки запасов необходимо бурение и ввод новых скважин, проведение комплекса физико-химических и промыслово-геофизических исследований и мероприятий по эксплуатационному фонду скважин и контролю за процессом выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения.

6. Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

6.1 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

К мероприятиям по улучшению состояния разработки залежи относятся мероприятия, направленные на восстановление и увеличение производительности скважин.

С целью выработки остаточных извлекаемых запасов залежи требуется предусмотреть варианты дальнейшей более эффективной разработки залежи. Для Давыдовского месторождения можно выделить три таких варианта.

Первый (базовый) вариант - предусматривает доразработку залежи нефти существующим фондом скважин 34 добывающие и 9 нагнетательных.

Планируемая накопленная добыча нефти за весь период разработки составит 3392,7 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти составит 0,375 при проектном - 0,380.

Разработка залежи завершится в 2089 году.

Во втором варианте предусматривается к существующему фонду скважин бурение и ввод в эксплуатацию 6 новых добывающих скважин: скважины №124,112 (2011 г.); скважины №109, 94 (2012 г.); скважины №98,107 (2013 г.). Для усиления существующей системы поддержания пластового давления планируется перевод под нагнетание скважины №102 в 2011 году и скважины №33 после обводнения, а также бурение в 2013 году новой нагнетательной скважины №96. Схема размещения проектного фонда скважин представлена на рисунке 6.1.1.

Планируемая накопленная добыча за весь период разработки составит 3716,1 тыс.т нефти. Коэффициент извлечения достигнет проектного (0,380) в 2043 году.

Разработка залежи завершится в 2080 году. К этому времени коэффициент извлечения нефти достигнет 0,41 долей единиц, что на 0,03 долей выше проектного.

В третьем варианте предусматривается к существующему фонду скважин бурение и ввод в эксплуатацию 8 новых добывающих скважин и трёх вторых стволов: скважины №124,112 (2011 г.); скважины №109, 94, 69s2 (2012 г.); скважины №107,98 (2013 г.); скважины №97,101, 68s2 (2014 г.); скважина №9001s2 (2017 г.). Для усиления существующей системы поддержания пластового давления планируется перевод под нагнетание скважины №102 в 2011 году и скважины №33 после обводнения, а также бурение в 2013 году новой нагнетательной скважины №96. Схема размещения проектного фонда скважин представлена на рисунке 6.1.2.

Рисунок 6.1.1 - Схема размещения проектного фонда скважин залежи нефти петриковско-задонского горизонта Давыдовского месторождения согласно II варианту разработки

Рисунок 6.1.2 - Схема размещения проектного фонда скважин залежи нефти петриковско-задонского горизонта Давыдовского месторождения согласно III варианту разработки

Планируемая накопленная добыча за весь период разработки составит 3815,9 тыс.т нефти. Коэффициент извлечения достигнет проектного (0,380) в 2037 году.

Разработка залежи завершится в 2075 году. К этому времени коэффициент извлечения нефти достигнет 0,421 долей единиц, что на 0,041 долей выше проектного.

Дальнейшая разработка залежи во всех указанных вариантах будет сопровождаться постепенным выбытием скважин добывающего фонда из эксплуатации в результате их полного обводнения [8].

Важно отметить, что для наиболее эффективной разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения во всех вариантах предусматривается проведение мероприятий по интенсификации притока в скважинах добывающего фонда, а также проведение изоляционных работ и мероприятий по переходу на другие горизонты.

6.2 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

С целью выработки остаточных извлекаемых запасов залежи требуется предусмотреть варианты дальнейшей более эффективной разработки залежи. Для Южно-Сосновского месторождения можно выделить три таких варианта.

Первый (базовый) вариант - предусматривает доразработку залежи существующим фондом скважин в количестве 33 добывающих и 14 нагнетательных.

Планируемая накопленная добыча за весь период разработки составит 9625 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти достигнет величины 0,496, что выше проектного.

Проектный срок разработки 80 лет.

Второй вариант - предусматривает доразработку залежи существующим фондом скважин с бурением и вводом 7 новых добывающих, 2 новых нагнетательных скважин в 2011-2015 годах, бурение оценочной субгоризонтальной нагнетательной скважины в 2013 году, ввод скважины 112 после РВР в 2011 году, 1 скважины-дублера в 2012 году. Также вариантом предусмотрено бурение резервных скважин и перевод скважины №150 из отработки на нефть под закачку воды на VIII п.

Планируемая накопленная добыча за весь период разработки составит 9679 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти достигнет величины 0,499, что выше проектного.

Проектный срок разработки 80 лет.

Третий вариант - основан на базе второго варианта и предусматривает доразработку залежи с дополнительным бурением 3 новых добывающих скважин в 2015-2017 годах, 1 оценочной скважины в 2017 году.

Планируемая накопленная добыча за весь период разработки составит 9793,8 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти достигнет величины 0,505, что выше проектного.

Проектный срок разработки 80 лет.

Ввод проектных скважин по годам разработки представлен в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1 Ввод проектных скважин по годам разработки

Дальнейшая разработка залежи во всех указанных вариантах будет сопровождаться постепенным выбытием скважин добывающего фонда из эксплуатации в результате их полного обводнения [8].

Важно отметить, что для наиболее эффективной разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения во всех вариантах предусматривается проведение мероприятий по интенсификации притока в скважинах добывающего фонда, а также проведение изоляционных работ и мероприятий по переходу на другие горизонты.

Заключение

В ходе выполнения курсовой работы были изучены особенности межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений, а также произведен анализ разработки данных залежей.

Задачи, поставленные в курсовой работе, были решены в полной мере:

рассмотрена история разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений нефти; произведен анализ результатов исследований скважин и пластов; определены характеристики продуктивности и режимов эксплуатации межсолевых залежей; проанализирована система поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах; изучены системы разработки межсолевых залежей, по результатам чего определены наиболее эффективные варианты разработки на основе сопоставления геолого-технических показателей.

В целом, по результатам анализа разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений можно сделать следующие выводы:

1. На Давыдовском месторождении за последние семь лет разработки отмечается стабилизация пластового давления в залежи на уровне 19-21 МПа. Текущее пластовое давление в контуре нефтеносности по состоянию на 1 января 2011 года составляет 21,8 МПа.

Пластовое давление в залежи Южно-Сосновского месторождения по состоянию на 1 января 2011 года составило 28,1 МПа, снизившись по отношению к началу 2010 года на 0,9 МПа, причем, на 0,7 МПа - за второе полугодие. За последние пять-шесть лет разработки наблюдается снижение пластового давления в залежи.

2. Применяемая система разработки на межсолевой залежи Давыдовского месторождения является достаточно эффективной, в то время как система разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения недостаточно эффективна. Это объясняется завышенными темпами отборов жидкости на начальных этапах разработки, а также геологическими особенностями залежи.

В обоих случаях рекомендуется бурение и ввод новых скважин, восстановление фонда вторыми стволами, а также проведение комплекса физико-химических и промыслово-геофизических исследований и мероприятий по эксплуатационному фонду скважин и контролю за процессом выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевых залежей данных месторождений.

3. С целью выработки остаточных извлекаемых запасов залежи предусмотрены варианты дальнейшей более эффективной разработки межсолевых залежей. Как для Давыдовского, так и для Южно-Сосновского нефтяных месторождений можно выделить по три таких варианта.

Список использованных источников

1. Составление уточненной технологической схемы разработки Давыдовского месторождения: Отчет о НИР/УкрГИПРОНИИнефть; руководитель темы Н.Н. Филатова, Н.К. Карташ.-Заказ-наряд 82.31.78/04.55.-Киев, 1985. - 217 с.

2. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения “Белоруснефть”. Уточненная технологическая схема разработки Давыдовского нефтяного месторождения (заключительный). Н.Н. Филатова, Н.К. Карташ. Заказ-наряд 0.85.3955.85. Киев, 1985. - 207 с.

3. Проект разработки Южно-Сосновского месторождения: Отчет от НИР/ БелНИПИнефть; Руководитель А.Н. Березаев. - Договор 91.114.91. - Инв. № 970. - Гомель, 1991. - 160 с.

4. Методическое руководство по определению технологической эффек-тивности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов (РД 39-0147035-209-87). М., 1987. - 58 с.

5. Правила разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь. - Гомель; 2005. - 96 с.

6. Уточненный проект разработки Давыдовского месторождения / Бело-русский научно-исследовательский и проектный институт нефти БелНИ-ПИнефть. - Гомель, 2011. - 427 с.

7. Уточненный проект разработки Южно-Сосновского месторожде-ния/ Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти БелНИ-ПИнефть. - Гомель, 2011. - 213 с.

8. Мониторинг разработки месторождений и залежей нефти и газа РУП «ПО «Белоруснефть». Дополнение к проекту разработки Южно-Сосновского месторождения - Отчет о НИР / БелНИПИнефть? Руководитель Н.К.Карташ. - Договор 2004. 42.2005. - Этап 1. - Инв.№1723. - Гомель, 2004. - 144 с.

9. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов/ Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1986. - 332 с.

10. Муравьев, И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебник для вузов/ И.М. Муравьев. - М.: Недра, 1970. - 446 с.

Размещено на Allbest.ru