Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ

РЕФЕРАТ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геологическая изученность месторождения

1.2 Геологическое строение месторождения

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Гидрогеологическая характеристика

1.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов

1.6 Физико-химические свойства флюидов

1.7 Состояние баланса запасов нефти

2. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ фонда скважин и его структура

2.2 Анализ технологических показателей разработки

2.3 Оценка эффективности выработки запасов

3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА

МЫХПАЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Краткая характеристика способов увеличения нефтеотдачи

пластов на Мыхпайском месторождении

3.2 Сущность метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»

3.3 Технология проведения закачки реагента ПГС «Ритин» на

Мыхпайском месторождении

4. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГС «РИТИН» НА

ОЧАГЕ №303

4.1 Выбор и обоснование опытного участка

4.2 Порядок проведения закачки реагента в пласт

4.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт

4.4 Методика расчета объема водного раствора «Ритин» для нагнетательной скважины на очаге №303

4.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки в пласт

4.6 Оценка технологической эффективности

4.7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по аналитической методике В.Д. Лысенко

5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ «РИТИН»

5.1 Технико-экономические показатели НГДУ«Нижневартовскнефтегаз»73

5.2 Расчет экономического эффекта от проведения закачки ПГС

«Ритин» на очаге №303 Мыхпайского месторождения

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Характеристика производственной среды

6.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов

6.3 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

6.4 Охрана окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ

1) ВДС --- волокнисто-дисперсная система

2) ВНК --- водонефтяной контакт

3) ВНФ --- водонефтяной фактор

4) ГДИ --- гидродинамические исследования скважин

5) ГКЗ --- государственный комитет по запасам

6) КИН --- коэффициент конечного извлечения нефти

7) КНС --- кустовая насосная станция

8) НГДУ --- нефтегазодобывающее управление

9) НИЗ --- начальные извлекаемые запасы

10) ОАО --- открытое акционерное общество

11) ПАА --- полиакриламид

12) ПГС --- полимерно-гелевая система

13) ПДС --- полимерно-дисперсная система

14) ППД --- поддержание пластового давления

15) ЭЦН --- электроцентробежный насос

16) ШСНУ --- штанговая скважинная насосная установка

РЕФЕРАТ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МУН ПЛАСТОВ НА МЫХПАЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Дипломный проект ___ стр., 17 рисунков, 28 формул, 19 таблиц, 23 источника.

Объектом исследования является Мыхпайское месторождение.

Предметом изучения и анализа является мероприятие по внедрению новой технологии ПГС «Ритин».

Целью дипломного проекта является расчет, оценка технологической и экономической эффективности от внедрения данной технологии. Выбор и обоснование объектов для промышленных испытаний.

ВВЕДЕНИЕ

Мыхпайское месторождение нефти в административном отношении расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского округа Тюменской области, в 25 километрах от г. Нижневартовска, размещено между длительно разрабатываемыми Мегионским (запад и юго-запад) и Самотлорским (север и северо-восток) месторождениями. Карта расположения месторождения представлена на рисунке 1.

Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +50 м до + 75 м. Пойменная часть занята многочисленными неглубокими озерами, соединяющимися между собой небольшими протоками. В период весенних паводков р. Обь и ее притоки выходят из берегов, покрывая водой огромную территорию, куда входит изучаемая площадь. Территория заселена и заболочена. Лес смешанный с преобладанием хвойных пород.

Климат района резко континентальный. Лето непродолжительное, но теплое. Максимальная температура в июле месяце достигает +30⁰С. Зима суровая, с метелями и снегопадами, среднесуточная температура в январе -25⁰С, минимальная температура в декабре-январе - до -50⁰С. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель месяц. Среднегодовое количество осадков достигает 400 мм.

В непосредственной близости расположены г.Мегион и Нижневартовск, в последнем проживает 250 тыс. человек. Коренное население района - русские, ханты, манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота.

В пределах месторождения имеются грунтовые дороги для гусеничного транспорта, по которым в отдельные месяцы летнего и осеннего периодов возможно движение автомобилей с повышенной проходимостью. Основным видом транспорта в летнее время является - водный, зимой - колесно-гусеничный. Асфальтовая дорога соединяет гг. Нижневартовск и Мегион.

В Нижневартовском районе открыты месторождения керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси и глин. Изучена и произведена оценка запасов пресных вод. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов бурятся водозаборные скважины глубиной 270-300 м.

В мезозойских отложениях центральных районов Западно-Сибирской низменности выделяются четыре водоносных комплекса:

- в отложениях юрского возраста и трещиноватых пород фундамента;

- в отложениях неокомского возраста;

В опытной эксплуатации месторождение находится с 1973 г. В 1975 г. была составлена технологическая схема эксплуатации опытно-промышленного участка Мыхпайского месторождения [4].

Промышленное освоение начато в 1977 г. на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП для объектов АВ1-2, БВ8 и утвержденной 20.02.76 г. (Протокол ЦКР МНП № 422) [5].

В процессе разбуривания уточнялись геолого-физические характеристики объектов, принимались проектные решения [6] - Протокол ЦКР МНП № 619 от 18.05.78 г. Проводился авторский надзор за выполнением проектных решений. Для изучения нефтегазоносности нижележащих горизонтов БВ10 и ЮВ1 в пределах Восточного поднятия месторождения было предложено бурить скважины объектов АВ1-2 и БВ8 до вскрытия юрских отложений. Результаты бурения показали наличие нефтяных залежей в горизонтах БВ10 и ЮВ1.



Рисунок 1- Обзорная карта

После 15 лет эксплуатации в 1988 г. был составлен проект разработки [9] -Протокол ЦКР МНП № 1313 от 16.11.88 г. на основании пересчитанных запасов нефти и газа [2,3].Согласно решению проекта предусмотрено:

- выделение 4-х эксплуатационных объектов (АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1) с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин;

- обеспечение проектного фонда - 1254 скважины, в т.ч. добывающих - 712, нагнетательных - 236, резервных - 306 с плотностью сетки скважин - 16-31,2 га/скв;

- применение системы заводнения площадной с переходом на однорядную - для объектов АВ1(3)+АВ2(2) и БВ10; приконтурная и избирательная - для объекта БВ8, избирательная - для объекта ЮВ1;

- обеспечение максимального уровня добычи нефти - 4501 тыс.т (темп отбора - 5%) в 1982 г., жидкости - 27241 тыс.т в 2002 г., закачки воды - 30000 тыс.м³ в 2001 г.;

- достижение уровня добычи нефти в 1988 г. - 2030,9 тыс.т, 1990 г.-1692,9 тыс.т, в 1995 г.- 1522,9 тыс.т., 2000 г. - 1259,6 тыс.т;

- вовлечение в разработку пласта АВ1(2)-«рябчик» как возвратного объекта и опытно-промышленная эксплуатация залежей пласта БВ15-22.

В 1991 г. составлена дополнительная записка к проекту разработки [10] в связи с выделением на площади месторождения участков приоритетного природопользования (охранные зоны аэропорта и земли городской черты г.Нижневартовска), в границах которых были рассчитаны технологические показатели разработки Мыхпайского месторождения на период 1992-1995 гг. В авторском надзоре за разработкой Мыхпайского месторождения [11,12] проведен анализ выполнения проектных решений, на основании которых составлена программа геолого-технических мероприятий по выполнению проекта разработки Мыхпайского месторождения. В программе предусмотрен комплекс мероприятий по оптимизации отборов жидкости, проведению интенсификации притоков, повышению нефтеотдачи, развитию системы ППД.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

скважина нефтеотдача пласт месторождение

1.1 Геологическая изученность месторождения

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

1) Поисковой разведки (1959-1968 гг.) до открытия залежи нефти промышленного значения в горизонте БВ8;

2) Промышленной разведки (1968-1974 гг.) залежей в пластах БВ10, БВ8, АВ1-2;

3) Доразведки месторождения в процессе эксплуатации, начавшейся с 1975 г.

Основные задачи этого периода были следующие: оконтуривание выявленных залежей, уточнение геолого-промысловых данных, изучение нефтеносности более глубоких горизонтов разреза - юрских и ачимовских отложений; изучение глинистых коллекторов «рябчикового» типа горизонта АВ1. За все периоды разведки по месторождению в целом пробурено 53 разведочных и 415 добывающих, нагнетательных и других скважин. С отбором керна пробурено 47 разведочных, 20 добывающих и 7 нагнетательных скважин.

Подсчёт запасов с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

- в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С₂ по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т (Протокол ГКЗ № 4739 от 01.12.65 г.);

- в 1974 г. - по категориям С₁ и С₂ по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С₁+С₂ в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С₁ на 138960 тыс.т (122,6%), также подсчитаны забалансовые запасы по пластам АВ1(2), АВ1(3)+АВ2, БВ8(0) и БВ10 на площади, расположенной в пределах аэропорта г. Нижневартовска и его охранной зоны, в количестве 3938 тыс.т. по категории С₁ и 168 тыс.т. по категории С₂ (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3].

Разработка Мыхпайского месторождения осуществлялась тремя НГДУ: НГДУ “Нижневартовснефтегаз”, НГДУ “Самотлорнефть”, НГДУ “Мегионнефть”.

Впоследствии НГДУ “Мегионнефть” вошло в состав ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” и Мегионская часть Мыхпайского месторождения разрабатывалась самостоятельно.

1.2 Геологическое строение месторождения

Геологическое строение Мыхпайского месторождения представляет собой залегающую на древней коре выветривания палеозойского складчатого фундамента мощную толщу осадочных пород (до 3000 м) мезокайнозойских отложений платформенного чехла, стратиграфия которых описывается юрскими, меловыми, палеогеновыми, четвертичными отложениями.

Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и объединены в 3 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, АВ1-2, основным из которых является АВ1-2. Как показал анализ исходной геолого-геофизической информации, эксплуатационные объекты имеют достаточно сложное геологическое строение. На площади установлено две

пластовых сводовых залежи горизонта ЮВ1 - Центральная и Западная. Центральная залежь горизонта ЮВ1 является основной в выработке запасов, ее размеры 8,2 х 2,4 км. В среднем для Центральной залежи ВНК проводится на отметках 2405-2410 м, а на северо-западе понижается до 2418-2424,3 м. Продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников средне-мелкозернистых, алевролитов и глин, приуроченных, в основном, к верхней и средней частям разреза, (Кпесч=0,77). Средняя эффективная толщина составляет 11,6 м, нефтенасыщенная -7,8 м. Горизонт ЮВ1 отличается разнообразием литологических свойств, характерным для прибрежно-морских осадков, в продуктивной толще которых, преимущественно, встречаются коллекторы I\/-\/ классов со средней проницаемостью 41*10^-3 мкм².. Средневзвешенный по мощности коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,51. Средняя пористость по лабораторным исследованиям керна составляет 14,9 %, по геофизическим -17,7%.

Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых разностей. Залежь по типу пластово-сводовая. В структурном плане залежь горизонта представляет собой сложную контрастную брахиантиклинальную складку, ориентированную в северо-западном направлении и осложненную многочисленными куполами (вершинами) с размерами 5,4 х 2,3 км в западной, и 2 х 1,8 км в центральной частях залежи с амплитудой, соответственно, 46 и 17 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0 до 17 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,8 м. В северо-восточном направлении поднятия пласт полностью глинизируется. Высота залежи около 30 м, водонефтяной контакт проводится на отметке 2206 м. Для горизонта БВ10 характерно преобладание коллекторов IV-V классов с средней проницаемостью 329*10^-3мкм². Средневзвешенное значение коэффициента нефтенасыщенности составляет 0,54, пористости -20,4 % .

Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью пластов. В структурном плане его залегание конформно поведению баженовского репера и характеризуется несколько меньшей амплитудной выразительностью, что естественно для отложений осадочного чехла более позднего геологического возраста. Залежи горизонта выявлены на Западном и Центральном куполовидных поднятиях. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. Эффективные толщины изменяются от 8 до 15 м, нефтенасыщенные - от 1 до 12 м. ВНК принят на отметке -2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м. В структурном плане она представляет собой сильно изрезанную складку с весьма контрастным рельефом, ориентированную в северо-западном направлении, с размерами 9 х 5 км. Эффективные толщины изменяются от 11,8 до 27 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 23,6 м; на 76 % залежь подстилается водой. ВНК зафиксирован на отметке -2104 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Коэффициент песчанистости в среднем по горизонту составляет 0,87, коэффициент пористости по геолого-геофизическим данным - 22%, коэффициент проницаемости -224*10^-3 мкм². Породы, слагающие горизонт, представлены преимущественно массивным песчаником, мелкозернистым, плотным, сцементированным карбонатным и глинистым цементом, с частичным переслаиванием алевролитов и аргиллитов.

Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади Самотлорского месторождения представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. На Мыхпайской площади по литолого-коллекторской характеристике в горизонте АВ1-2 выделены продуктивные пласты АВ1(1), АВ1(2), АВ1(3) и АВ2(1) .

Пласты АВ1(1) и АВ1(2) представлены сильно глинистыми песчаниками и алевролитами "рябчиковой структуры". Пласт АВ1(1) распространен не повсеместно и на большой площади замещен глинами. Пласт АВ1(2), за исключением пяти небольших участков в западной части площади, представлен коллекторами.

Залежь продуктивных пластов АВ1(3) и АВ2(1) - пластово-сводовая. В структурном плане она представляет собой (по изогипсе -1680 м) изометричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с размерами 22 х 10 км и амплитудой 34 м. Пласты АВ1(3) и АВ2(1) в большинстве скважин можно дифференцировать глинистый прослой между АВ2(1) и АВ2(2) может достигать 8 м, но есть участки, где пласты сливаются в единый песчаный объект. Пласт АВ2(2) практически по всей площади является водоносным, только в пределах Центрального поднятия по данным ГИС имеются локализованные участки, интерпретирующиеся как нефтенасыщенные. Эффективные толщины горизонта АВ1(3)+ АВ2(1) варьируют в пределах 2,9 - 23 м и в среднем составляют 12,4 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины пачки приурочены к центральной части залежи и изменяются в тех же пределах, что и эффективные. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Таким образом, следует отметить, что отложения продуктивных горизонтов, как правило, представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела.

1.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях юрской - горизонт ЮВ1 (средняя глубина 2450 м) и меловой системы БВ10 (2250 м), БВ8 (2125 м), АВ1-2 (1730 м) отложений. В среднем для Центральной залежи ВНК проводится на отметках -2405-2410 м, а на северо-западе понижается до -2418-2424,3 м. Запасы нефти оценены

по категории В+С1 в количестве 10055 тыс.т - балансовые, 3069 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых разностей. При опробовании получены притоки нефти, ВНК принят на отметке -2206 м. Запасы нефти западной части залежи оценены по категории С2 в количестве 790 тыс.т - балансовые, 197 тыс.т - извлекаемые, центральной части залежи по категории В+С1 в количестве 23740 тыс.т - балансовые, 9456 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью пластов. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. ВНК принят на отметке -2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Запасы нефти горизонта оценены по категории А+В+С1 в количестве 48718 тыс.т - балансовые, 26690 тыс.т - извлекаемые, по категории С2 в количестве 5746 тыс.т - балансовые, 1142 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. Пласты группы АВ1-2 рассматриваются как единый объект разработки. Среднестатистический ВНК в целом по горизонту принят на отметке -1672 м. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Запасы нефти пласта АВ1(2) оценены по категории С1 в количестве 43370тыс.т - балансовые, 10938 тыс.т - извлекаемые, пласта АВ1(3)+АВ2(1) по категории В+С1 в количестве 86780 тыс.т - балансовые, 30560 тыс.т - извлекаемые.

1.4 Гидрогеологическая характеристика

В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов [12]. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана. Юрский комплекс включает кору выветривания и песчано-глинистые породы тюменской свиты толщиной 200-250 м. Коллекторские параметры пород невысокие, многие скважины оказались «сухими» или в них получены слабые притоки (не более 1 м³/сут при низких динамических уровнях). Общая минерализация вод по данным, полученным на соседних площадях, составляет 30,9-33,2 г/л, тип воды хлоридно-кальциевый, сульфаты отсутствуют. Водорастворенные газы метанового состава, содержат тяжелые углеводороды до 8%, азота 2-4%, газонасыщенность 1500-1800 см³/л.

Берриас-валанжинский комплекс (ачимовская пачка) не испытывался. По аналогии с соседними площадями воды комплекса имеют минерализацию 28-30 г/л, хлоридно-кальциевого типа, водорастворенные

газы метанового состава, газонасыщенность 1100-1500 см³/л.

Характерная особенность температурного поля Самотлорского месторождения и прилегающих к нему площадей, в т.ч. Мыхпайской - отсутствие широко распространенной на других месторождениях связи температурных аномалий со структурными формами пород осадочного чехла. Через центральную сводовую часть структуры в направлении с юго-востока на северо-запад проходит полоса температурного минимума. Для водообеспечения используются водозаборные скважины, пробуренные в непосредственной близости от нагнетательной на пласты апт-альб-сеноманских отложений, извлекаемая вода из которых не требует дорогостоящей подготовки и используется в Западно-Сибирском регионе повсеместно. Закачка подземных вод предпочтительнее поверхностных, так как исключается отложение солей в скважинах и системах сбора и подготовки нефти, осадкообразование, снижение приемистости, негативное воздействие на коллекторские свойства пласта, не наблюдается коррозионное разрушение водоводов. Стабильная температура воды водозаборных скважин +25-40⁰С предотвращает замерзание водоводов в зимний период при вынужденной остановке скважин. Количество сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ) в пресной воде на порядок выше, чем в подземных водах.

1.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов

Пористость (открытая) коллекторов Мыхпайского месторождения определялась лабораторными методами по керну и по промыслово-геофизическим данным (ГИС). В качестве геофизического показателя для определения К_п использовались замеры потенциалов собственной поляризации. Построены зависимости К_n=f(). Для построения зависимости по юрскому пласту использовались материалы других месторождений. Средневзвешенные значения К_п, рассчитанные двумя методами (по керну и ГИС) не всегда совпадают при хорошей сходимости этих значений по одним и тем же интервалам. Для расчета использовались значения пористости, полученные по ГИС.

Проницаемость коллекторов определялась по данным ГИС, ГДИ (гидродинамические методы исследования) и по керновым анализам в лабораторных условиях.

По объектам АВ1-2, БВ8 преобладают коллекторы с проницаемостью более 100*10^-3 мкм² (частость 64% случаев по АВ1-2, 62% - по БВ8).

По объекту ЮВ1 характерно преобладание коллекторов с проницаемостью 0,23-0,3 мкм². Коллекторы с проницаемостью свыше 100*10^-3мкм² встречаются редко (частость 1,4%). Большинство образцов для пласта ЮВ1 изучены по водоносной части Мыхпайского месторождения (290 из 375 образцов). Средние значения коллекторских свойств по нефтяной и более изученной водоносной части пласта близки между собой (проницаемости соответственно равны 7,7 и 8,1*10^-3мкм² ) и это дает право использовать данные водоносной части для нефтяной.

Нефтенасыщенность коллекторов определялась несколькими методами: по определению остаточной воды в кернах (остаточная вода определялась центрифугированием); по данным ГИС; по методике слоистого коллектора (для пласта АВ1(2)-«рябчик»).

Результаты, полученные разными методами, имеют хорошую сходимость. Толщины пластов принимались по данным подсчета запасов нефти [2]. По пласту ЮВ1 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 10,4 м, эффективные нефтенасыщенные - 6,0-6,7 м. По пласту БВ10 эффективные толщины изменяются от 0 до 4,8 м, эффективные нефтенасыщенные - 0-4,8 м. По пласту БВ8 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 19,6 м, эффективные нефтенасыщенные - 0,6-14,3 м. Залежь в западной части примыкает к Мегионскому месторождению и отделяется от него узким прогибом шириной около 1 км.

1.6 Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые. Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м³/т в пластовых условиях при однократном разгазировании, 40-94 м³/т при условии промысловой сепарации. Разгазированные нефти по молярной массе изменяются в сторону ее уменьшения. Состав нефтяного газа для пластов различен (таблица 1.1 - 1.4).

Таблица 1.1

Свойства и химический состав воды Мыхпайского месторождения

Параметры	Един. измер.	Объекты	Значения
Минерализация пластовой воды	г/л	АВ1-2	15,6-19,2
		БВ8	17,8-21,6
		БВ10	23,9-27,1
		ЮВ1	30,9-33.2
Вязкость воды	мПа*с	АВ1-2	0,7
		БВ8	0,6
		БВ10	0,5
		ЮВ1	0,5
Плотность воды	т/м3	АВ1-2	1,012
		БВ8	1,013
		БВ10	1,017
		ЮВ1	1,022

1.7 Состояние баланса запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, выполненный институтом СибНИИНП, с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

- в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т .);

- в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т (122,6%) (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3]

Таблица 1.2

Состав пластовой нефти

Наименование	Пласт АВ1-2	Пласт БВ8	Пласт БВ10	Пласт ЮВ1
	кол-во исслед. скв.	диапазон изменения	среднее значение	кол-во исслед. скв.	диапазон изменения	среднее значение	кол-во исслед. скв.	диапазон изменения	среднее значение	кол-во исслед. скв.	диапазон изменения	среднее значение
Пластовое давление, МПа	12	15-20	16,9	12	18-23	20,6	7	19-22	21,1	7	19-23	21,2
Пластовая температура, 0С	12	60-73	66	12	70-89	80	7	-	90	7	70-90	85
Давление насыщения, МПа	12	7-11	8,6	12	7-10	8,7	7	8-11	10,2	6	8-11	9,6
Газосодержание, м3/т	12	47-68	56,8	12	59-99	74,9	7	72-105	90,6	7	81-110	104
Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т	3	-	40.4	4	-	54,8	2	-	64	7	-	93,6
Объемный коэффициент	12	1,1-1,2	1,149	12	1,17-1,29	1,215	7	1,18-1,28	1,243	7	1,21-1,28	1,256
Объемный коэффициент при усл. сепарации	3	-	1,109	4	-	1,148	2	-	1,186	7	-	1,23
Плотность нефти, кг/м3	12	719-835	797	16	741-818	774	8	744-783	754	6	720-754	737
Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	12	856-874	862	16	839-862	852	9	841-857	848	7	820-854	836
Вязкость нефти, мПа*сек	11	1-2	1,66	11	0,8-1,2	1,18	4	0,9-1	0,96	4	0,8-1,4	1,05
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	7	7-17	14,49	12	9-13	12,34	7	10-17	11,22	5	11-19	13,51
Плотность газа, кг/м3	12	0,964-1,203	1,108	16	1,182-1,453	1,274	9	1,165-1,464	1,257	7	1,035-1,415	1,239

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, %

Наименование	Пласт АВ1-2	Пласт БВ8
	состав газа при однокр. разгаз. в ст. усл.	состав газа многоступ. разгаз. при усл. сепар.	состав нефти при однокр. разгаз. в ст. усл.	состав нефти при многоступ. разгаз. при усл. сепар.	состав пластов. нефти	состав газа при однокр. разгаз. в ст. усл.	состав газа многоступ. разгаз. при усл. сепар.	состав нефти при однокр. разгаз. в ст. усл.	состав нефти при многоступ. разгаз. при усл. сепар.	состав пластов. нефти
Двуокись углерода	0,33	0,19	-	-	0,05	0,34	0,17	-	-	0,05
Азот	1,49	2,77	-	-	0,68	1,82	2,98	-	-	0,88
Метан	70,15	85,63	0,18	0,11	21,07	59,63	72,92	0,06	0,02	21,55
Этан	3,76	2,88	0,07	0,26	0,90	6,03	6,33	0,09	0,28	2,07
Пропан	7,48	4,31	0,76	2,27	2,77	14,01	10,81	1,15	3,73	5,82
Изобутан	3,52	1,09	0,84	1,74	1,58	3,44	1,66	0,84	1,82	1,77
Н-бутан	6,77	1,90	2,72	4,46	3,83	8,28	3,32	3,14	5,38	4,77
Изопентан	2,0	0,39	1,99	2,47	1,96	2,06	0,59	2,12	2,58	1,99
Н-пентан	2,33	0,44	3,22	3,68	2,89	2,46	0,68	3,65	3,94	2,98
Изогексан	0,77	0,40	2,49	85,01	64,27	0,75	0,54	2,81	82,25	58,12
Н-гексан	0,47		2,15			0,5		3,07
Остаток (С7+высш.)	0,83		85,58			0,68		83,07
Молекулярн. масса	27,03	20,05	204	193	151	29,84	23,56	198	184	137
Плотн. при ст.усл., кг/м3	1,124	0,834	862	855	797	1,241	0,,979	852	843	774
Объемный коэф. нефти				1,109					1,148
Газовый фактор, м3/т				40					55

Таблица 1.4

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Объекты
1)	АВ1(2-3)+АВ2(1)	БВ8	БВ10	ЮВ1
Средняя глубина залегания, м	1800	2300	2400	2600
Тип залежи	п л а с т о в а я с в о д о в а я	структурно-литолог., пластовая сводовая	пластовая сводовая
Тип коллектора	т е р р и г е н н ы й
Площадь нефтеносности,тыс.м2	156116	57736	45014	47580
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	12,6	9,7	6,9	5,1
Средняя водонасыщенная толщина, м	5,4	5,3	2,1	2,9
Пористость, доли ед.	0,22	0,22	0,20	0,17
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	0,45	0,58	0,54	0,50
Остаточная нефтенасыщенность, доли ед.	0,23	0,23	0,24	0,24
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,49	0,60	0,56	0,52
Проницаемость, мкм2	0,106	0,173	0,008	0,011
Коээффициент песчанистости, доли ед.	0,56	0,7	0,38	0,77
Коэффициент расчлененности, доли ед.	11	13	11	10
Начальная пластовая температура, 0С	66	80	90	85
Начальное пластовое давление, Мпа	17,6	20,8	22,3	23,2
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с	1,66	1,18	0,96	1,05
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	855	843	838	825

Выводы к главе 1

1) Мыхпайское месторождение можно охарактеризовать как месторождение со сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и флюидов.

2) Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и объединены в 4 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, БВ10, АВ1-2, и представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела, которые и определили сложность его разработки.

3) Коллекторы продуктивной толщи неоднородны: их толщина, проницаемость, температура варьируют в широких пределах

(h =9,4-15,8 м; k=41*10^-3 - 1226*10^-3 мкм²; m=0,149 - 0,22)

4) Нефти продуктивных пластов можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые (µ=1,66мПа*с; с=737-797 кг/м³).

5) В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана.

2. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЫХПАЙСКОГО месторождения

2.1 Анализ фонда скважин и его структура

В пределах Мыхпайской площади пробурено 566 скважин. Основной фонд, предусмотренный "Проектом разработки Мыхпайского месторождения" и составленный в 1988 г., реализован на 50 %. Отставание ввода новых скважин произошло по причине отсутствия технических и экономических условий для производства запроектированных буровых работ.

По состоянию на 01.01.2000 г. действующий фонд насчитывает 278 скважин, в т.ч. по АВ1(3)+2(1) - 157, БВ8 - 68 скважин, БВ10 - 37, ЮВ1 - 20 скважин, что составляет 53% от всего количества скважин, то есть почти половина фонда в настоящее время находится в бездействии. Действующий добывающий фонд - 222 скважины, действующий нагнетательный фонд - 56 скважин. Основными причинами бездействия скважин являются:

- различные неисправности подземного насосного оборудования - 46%;

- отсутствие подачи или слабый приток - 30%;

- высокая обводнённость - 12%;

- подозрение на негерметичность и порыв эксплуатационной колонны - 8%;

- подготовка к ликвидации - 4%.

Рассматривая коэффициент эксплуатации нефтяных скважин за последние 10 лет, можно отметить, что, начиная с 1992 г. он был ниже проектного (от 0,89 до 0,77), что обусловлено значительным количеством простаивающего и бездействующего фонда по причине ожидания ремонта, отсутствия насосного оборудования и т.д.

Основной способ эксплуатации - механизированный, более 63% скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, фонтанируют единичные скважины. Штанговыми и струйными насосами в основном эксплуатируется малодебитный фонд.

По состоянию на 01.01.2000 г. из 222 действующих добывающих скважин, 101 скважина (45,5%) - высокообводненные (более 90%). Из скважин с обводненностью менее 50% - 45 скважин (20%), 18 скважин имеют диапазон изменения дебитов - от 10 до 60 т/сут. (таблица 2.1)

Таблица 2.1

Состояние фонда скважин пластов АВ1, БВ8, БВ10, ЮВ1на 01.01.2000

	Всего по мест-ю	Пласты
		АВ1(3)+2(1)	БВ8	БВ10	ЮВ1
Всего скважин	566	324	161	80	69
Добывающий фонд
Всего скважин	554	310	156	76	69
пробурено и приобщено		283	137	75	69
Переведены с других пластов (доб.+ наг.)		22+5	17+2	1+0	0+0
Переведены под закачку	89	51	22	5	11
Возвращены из закачки	2	1	1	0	0
Переведены на другие пласты (доб.+ наг.)		1+1	17+6	6+0	20+2
Всего на 01.01.2000	430	239	108	60	30
Действующий фонд	222	126	53	31	16
фонтан	2	2	0	0	0
ЭЦН	140	72	51	16	5
ШГН	57	40	0	6	11
ODI	8	5	2	1	0
СТР	15	7	0	8	0
Бездействующий фонд	85	46	14	21	6
В освоении	0
В консервации	78	40	22	8	8
Контрольные
Пьезометрические	44	25	19		1
Ликвидированы	21	11	2	4	4
Ож. ликв.	14	10	2	1	1
Нагнетательный фонд
Всего скважин		14	5	4	0
пробурено и приобщено	12	6	4	2	0
Переведены с других пластов (доб.+ наг.)		8+0	1+0	1+1	0
Переведены из доб.фонда	89	51	22	5	11
Возвращены в добычу	2	1	1	0	0
Переведены на другие пласты (доб.+ наг.)			5+0	0+0	2+1
Всего на 01.01.2000	99	61	21	9	8
Действующий фонд	56	31	15	6	4
Бездействующий фонд	24	14	3	3	4
В освоении
В консервации	1	1
Пьезометрические	18	15	3
Ликвидированы	3	3

2.2 Анализ технологических показателей разработки

Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2000 г. составляет 46568,1 тыс.т или 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Добыча нефти в 2000 г. составила 1011,3 тыс.т, жидкости - 8243,6 тыс.т, среднегодовая обводненность - 91,7%. Остаточные извлекаемые запасы нефти по состоянию на 01.01.2000 г. составляют 34145 тыс.т.

Максимальный уровень добычи нефти на Мыхпайской площади был достигнут в 1981 году и составил 4253,2 тыс.т. В дальнейшем отмечается неуклонное падение добычи нефти на фоне стремительного роста обводненности продукции (рисунок 2.1). Так, в 1996 году превышение проектной добычи нефти над фактической составляло 16%, а в 2000 году его величина достигла 43%. Обращает на себя внимание весьма низкий темп отбора от НИЗ: в 2000 году он сократился вдвое относительно проектного и составил всего лишь 0,7%.

Сложившаяся на площади ситуация обусловлена рядом причин. Результаты бурения новых скважин показали более низкую (чем предполагалось при проектировании) эффективность вовлечения в разработку слабодренируемых запасов залежи. Дебиты нефти вновь пробуренных скважин оказались в 2,5 - 3 раза ниже предполагаемых. При этом обводненность вновь вводимых скважин существенно превышала проектную. Данное обстоятельство послужило одной из причин сокращения объемов буровых работ. Произошло разбалансирование системы разработки и, как следствие, ухудшение структуры остаточных запасов нефти, прежде всего, по основному объекту разработки АВ1(3)+2(1). Низкая степень регулируемости процесса заводнения в площадной системе и допускаемая перекомпенсация отборов закачкой приводят к оттеснению нефти в промытые зоны пласта, что в конечном итоге, ведет к уменьшению объемов безводной добычи нефти, росту водонефтяного фактора и снижению коэффициента нефтеизвлечения. Кроме того, следует отметить, что за рассматриваемый период ухудшилось состояние использования пробуренного фонда. Так, если в 1993 г. действующий на конец года фонд добывающих скважин насчитывал 337 единиц, то на 1.01.2000г. он составил лишь 222 скважины (сократился на 34%). Ниже приводится анализ фактических и проектных показателей разработки по эксплуатационным объектам.

АВ1(3)+АВ2(1) - один из основных объектов разработки. Пласты горизонта АВ1(3)+АВ2(1) разрабатываются как единый объект с 1977 года. Объект находится на стадии снижения добычи нефти. Максимальный уровень был достигнут в 1983 г. и составлял 2400,3 тыс.т нефти, при действующем добывающем фонде 187 скважин. Начиная с 1988 года, отмечается неуклонное снижение дебитов нефти и увеличение обводненности продукции. Добыча нефти за период с 1992 по 1999 гг. снизилась в 3,3 раза - с 1100,8 тыс.т до 335,4 тыс.т, а обводненность - на 20% (рисунок 2.2). C начала разработки отобрано 23233,1 тыс.т нефти или 56% от НИЗ, по проекту - 24478,9 тыс.т. Накопленная добыча жидкости 71937 тыс.т (по проекту 134415 тыс.т), обводненность 91,7% при проектном значении 95,6%.

Рисунок 2.1 Динамика основных показателей разработки Мыхпайского месторождения



Рисунок 2.2 Динамика основных показателей разработки объекта АВ1-2 Мыхпайского месторождения



Рисунок 2.3 Динамика основных показателей разработки объекта БВ8 Мыхпайского месторождения



Рисунок 2.4 Динамика основных показателей разработки объекта БВ10 Мыхпайского месторождения



Рисунок 2.5 Динамика основных показателей разработки объекта ЮВ1 Мыхпайского месторождения

Текущий коэффициент нефтеотдачи - 17,9%, при проектном 18,8%. Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 18294,9 тыс.т., на одну действующую добывающую скважину приходится 122 тыс.т остаточных извлекаемых запасов.

Распределение действующего фонда добывающих скважин на 1.01.2000 года по дебитам нефти и обводненности показывает, что более половины скважин (50,8%) действующего фонда эксплуатируется с дебитом нефти менее 5 т/сут. Существенная доля (41,3%) скважин эксплуатируется с обводненностью свыше 90%. Проектная система разработки данного объекта представляет собой треугольную семиточечную сетку 600 х 600 м с уплотнением по периметру семиточечного элемента до 21,6 га/скв, проектное соотношение добывающего и нагнетательного фонда 1:3. Высокие удельные запасы на скважину, низкие темпы отбора свидетельствуют о недостаточной эффективности реализуемой на месторождении системы разработки.

Нагнетание воды в пласт производится по площадной семиточечной системе разработки. С начала разработки закачано 95900 тыс.м³ воды (по проекту - 134415 тыс.м³). Средняя приемистость скважин - 417 м³/сут, что выше проектного значения - 397 м³/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 113,5%, с начала разработки - 122,5%. Средневзвешенное пластовое давление в целом по залежи - 178 атм., что несколько выше начального - 176 атм.

Объект БВ8 Мыхпайской залежи разрабатывается с 1977 года.

На 01.01.2000 фонд добывающих скважин - 108, нагнетательных - 21, действующий фонд соответственно: 53 и 15 скважин. Текущее соотношение нагнетательных и добывающих скважин оценивается как 1:4.

В целом по объекту отмечается ухудшение состояния фонда добывающих скважин: почти все скважины обводнены. С обводненностью свыше 90% работают 48 скважин (91%) действующего фонда. Из них 33 скважины на данный момент работают с дебитами нефти более 5 т/сут.

Объект БВ8 находится на стадии падения добычи нефти. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1981 г. и составляла 2658,8 тыс.т. За 1999 г. было добыто 176,8 тыс.т нефти, что на 41% меньше проектного значения. Обводненность продукции возросла до 95,5% при проектной 97,3%. С начала эксплуатации отобрано 20431,3 тыс.т нефти или 76,6% от НИЗ (по проекту - 76,9%). Темп отбора от НИЗ составляет 0,7%. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 41,9%, при проектном 42,1%. (рисунок 2.3)

Поддержание пластового давления осуществляется 17 действующими нагнетательными скважинами со средней приемистостью 545 м³/сут.

С начала разработки закачано в пласт 61326 тыс. м³ воды (по проекту - 78150 тыс.м³). Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 62,3%, с начала разработки - 66,9%. Текущее пластовое давление - 220 атм., что выше начального (208 атм.). Это свидетельствует об эффективности приконтурного заводнения и высокой активности законтурной области. Выработка запасов идет по всей толщине пласта, что подтверждается данными ГИС. В целом разработка объекта осуществляется удовлетворительно.

Обьект БВ10 находится в эксплуатации с 1982 года. Максимальный уровень добычи нефти и жидкости достигнут в 2001 году, соответственно 182,5 тыс.т и 336,8 тыс.т (рисунок 2.4).

Накопленная добыча нефти на 01.01.2000 г. - 1921 тыс.т., жидкости - 3367,2 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 8,1%. Отбор от НИЗ -20,3%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 1,6%. Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 6258,7 тыс.т., на одну действующую добывающую скважину приходится 116 тыс.т остаточных извлекаемых запасов.

Разбуривание объекта проводилось по равномерной треугольной сетке с плотностью 16 га/скв., система заводнения в южной части однорядная, в северной - менее продуктивной части - площадная.

Разработка данного объекта характеризуется несоответствием фактических уровней добычи нефти и жидкости с проектными. Это в свою очередь, связано, прежде всего, с меньшим вводом добывающих скважин из бурения, чем по проекту, во многом по причине расположения ряда проектных скважин в охранной зоне города и аэропорта. В 1997 и 1998 годах уровень добычи нефти, за счёт ввода 14 новых добывающих скважин, был повышен до 160-180 тыс.т. Следует отметить, что темп роста обводненности довольно невысок и практически соответствует проектному значению - в 1996 г. обводненность составила 51,9%, при 50% по проекту, а в последующий период снизилась до 42.4% в 2000г.

На 1.01.2000 г. пластовое давление в зоне отбора составляет 210 атм., при первоначальном 223 атм. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 60 единиц, из них в действующем фонде находится 31 скважина. Фонд нагнетательных скважин - 9, действующих - 6.

Распределение действующего фонда добывающих скважин на 1.01.2000 года по дебитам и обводненности показывает, что с высокой обводненностью (выше 90%) эксплуатируется только одна скважина. С дебитами нефти выше 5 т/сут на данный момент работает более 77 % действующего фонда скважин (24 скважины), причём по 21 скважине из этого количества обводнённость продукции составляет до 50%. В ряде случаев высокая обводнённость обусловлена образованием трещин вследствие превышения давления нагнетания над критическим при эксплуатации нагнетательных скважин. Основным методом снижения обводненности в этом случае может являться закачка в нагнетательные скважины осадкообразующих реагентов, создающих сопротивление на пути фильтрации закачиваемой воды в системе трещин. Значительная часть скважин пласта эксплуатируется со среднесуточными дебитами нефти от 10 до 40 т/сут.

Залежь пласта ЮВ₁

Объект ЮВ₁ разрабатывается с 1977 года, балансовые запасы нефти составляют 10055 тыс.т, извлекаемые - 3069 тыс.т. утвержденный КИН=0,30.

Накопленная добыча нефти на 1.01.2000 г. - 982,7 тыс.т., жидкости 1898,5 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 9,8%. Отбор от НИЗ -32%. Остаточные запасы оцениваются в объеме 2086,3 тыс.т или 110 тыс.т в пересчете на 1 скважину добывающего действующего фонда (рисунок 2.5).

Добыча нефти по объекту в 1999 году составила 23,3 тыс.т нефти. Средняя обводненность продукции за последний год возросла с 46,5% до 59,9%. На 1.01.2000 года на объекте пробурено 69 скважин. Действующий на конец 2000 года фонд составил 4 нагнетательных и 16 добывающих скважин. Таким образом, текущее соотношение действующих и нагнетательных и добывающих скважин 1:4. Анализ распределения скважин действующего фонда по дебитам нефти и обводненности продукции на 1.01.2000 г. показал, что значительная часть фонда (75 %) скважин объекта являются малодебитными (q_н< 5 т/сут). Следует отметить, что к 1998 году на объекте сложилась существенная перекомпенсация закачкой отборов, достигнутая по причине существенного превышения проектного значения приемистости. Текущая компенсация в 1997 году превысила проектную в 2 раза, а в 1998г. - уже в 4 раза. Причиной послужило освоение скважин при повышенных давлениях нагнетания, что, как правило, приводит к образованию техногенных трещин и резким прорывам воды. Несомненно, такое положение не способствует рациональной выработке запасов нефти.

2.3 Оценка эффективности выработки запасов

Оценка эффективности реализуемой системы разработки необходима для контроля выработки запасов, применения различных методов воздействия на пласты и призабойную зону скважин и обеспечения равномерности вытеснения нефти водой, для обоснования возможности перевода вышедших из эксплуатации скважин на вышележащие пласты.

При разработке нефтяных залежей изменение суммарного водонефтяного фактора (ВНФ - отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти в поверхностных условиях) зависит от динамики обводнения и темпов отбора жидкости и влияет на величину как текущего, так и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Для пластов АВ1(3)+2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 построены зависимости КИН=f(ВНФ).

Для оценки эффективности разработки пластов также строились зависимости КИН=f(), где -отношение накопленной добычи жидкости к начальным балансовым запасам. Использование параметра позволяет проанализировать изменение КИН в зависимости от объема прокачанной жидкости. Как видно из этих данных, по мере увеличения обводненности кривые быстро выполаживаются, причем темпы роста ВНФ и опережают темпы роста КИН. При высокой обводненности кривые должны асимптотически приближаться к горизонтальной линии, соответствующей конечному КИН для данной залежи. Характер расположения кривых относительно горизонтальной линии, свидетельствует о том, что при существующей системе разработки достижение проектной нефтеотдачи не может быть обеспечено.

По каждому пласту построены зависимости обводненности и темпа отбора нефти от суммарного отбора нефти, которые также свидетельствуют о низкой выработке запасов нефти. Рост обводненности значительно опережает увеличение отбора нефти.

Для того чтобы знать, в каких условиях будет происходить доразработка рассматриваемой залежи необходимо, кроме анализа текущего состояния, оценить параметры, характеризующие степень выработки запасов нефти при сложившихся условиях разработки. Такими параметрами являются:

подвижные запасы нефти (Qподв.),

коэффициент охвата (Кохв.),

коэффициент извлечения нефти (КИН).

Оценка подвижных извлекаемых запасов нефти, которые теоретически могут быть извлечены из объектов АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 при сохранении существующей системы и динамики разработки, при сложившихся темпах отбора и росте обводненности продукции, осуществлялась путем определения базовой характеристики вытеснения с использованием программного комплекса «БАСПРО-ХАРАКТЕРИСТИКИ». Используемая в комплексе методика, основана на определении характеристик вытеснения, аппроксимирующих наилучшим образом фактические данные истории добычи нефти. Характеристики вытеснения отражают реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой, то есть. позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Оценка подвижных запасов, которые теоретически могут быть извлечены из объекта АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 при сохранении существующей системы и динамики разработки, произведена путем прогноза характеристики вытеснения при сопоставлении накопленной добычи нефти и жидкости, то есть сопоставляя анализ разработки каждого пласта и полученные характеристики вытеснения, можно судить о структуре остаточных запасов нефти (рисунок 2.6-2.9) Следующим шагом в данной работе было решение задачи определения местоположения остаточных запасов нефти(картами остаточной и текущей нефтенасыщенности)



Рисунок 2.6- Структура запасов пласта АВ(1)+АВ(3)

Рисунок 2.7-Структура запасов пласта ЮВ1



Рисунок 2.8 Структура запасов пласта БВ8

Рисунок 2.9 Структура запасов пласта БВ10

Задача построения карт остаточной нефтенасыщенной мощности решалась с использованием методики описанной в работе [14]. Основную часть технологических расчетов, предваряющих этап непосредственного построения карт, составляют настройки характеристик базовой добычи нефти по заданной истории большей части пробуренного фонда скважин на рассматриваемые объекты эксплуатации. Вычисления, выполненные по разработанной в АЦ «СибИНКор» программе «Баспро-Характеристики», позволяют определить остаточные нефтенасыщенные толщины в каждой скважине на различные даты фактической эксплуатации и прогнозные.

Для проведения анализа выработки запасов нефти, оценки коэффициента нефтеизвлечения, гидродинамических расчетов была принята схематизация залежи определенная СИБНИИНП [9]. То есть по пласту АВ1(3)+АВ2(1) рассматривались четыре участка (1, 3, 4, 5), по пласту БВ8 - 3 участка (2, 3, 4), по пласту БВ10 - один расчетный учаcток и по пласту ЮВ1 - первый расчетный участок. По известным коэффициентам нефтеотдачи можно оценить эффективность реализуемой системы разработки. Так представляя коэффициент нефтеотдачи как произведение коэффициентов вытеснения, заводнения и охвата воздействием, по рассматриваемым пластам была произведена оценка коэффициентов охвата воздействием характеризующих объем потерь нефти в пласте, обусловленный его неоднородностью и прерывистостью (таблица 2.2).

Коэффициенты вытеснения для объектов Мыхпайского месторождения рассчитывались на основании фактической насыщенности пропластков, определяемой по ГИС и остаточной насыщенности, полученной лабораторными методами [9]. Коэффициент вытеснения в каждом пропластке определялся по формуле

Квыт =(Кн - Кно)/Кн,

где Кн - начальная нефтенасыщенность определяемая по ГИС;

Кно - остаточная нефтенасыщенность определяемая по лабораторным данным.

Таблица 2.2

Значения коэффициентов вытеснения, заводнения, и охвата по пластам

Номера участков	Проектные извлекаемые запасы, тыс.т.	Подвижные запасы,тыс.т	Накопленная добыча нефти,тыс.т	К выт.	К завод.	К охв.
Пласт АВ1(3)+АВ2(1)
1 участок	22823	14420	14109	0,47	0,978	0,429
3 участок	7851	4960	4347	0,35	0,876	0,576
4 участок	5599	3538	2541	0,38	0,718	0,530
5 участок	5140	3247	2231	0,42	0,687	0,480
В целом по пласту	41498	26165	23233	0,41	0,888	0,503
Пласт БВ8
2 участок	4966	3917	3529	0,64	0,901	0,675
3 участок	11732	9325	8854	0,64	0,949	0,680
4 участок	9992	8277	8048	0,58	0,972	0,782
В целом по пласту	26690	21519	20431	0,62	0,949	0,713
Пласт БВ10
	9456	3554	1921	0,52	0,541	0,288
Пласт ЮВ1
	3069	1284,35	982,68	0,532	0,76	0,24

Значение коэффициента вытеснения по участкам пласта рассчитывалось как средневзвешенное по нефтенасыщенным толщинам пропластков.

Коэффициент заводнения рассчитывался индивидуально для каждой скважины по формуле

Кзав.= Qн/Qподв, (2.1)

где Qн - накопленная добыча нефти по каждой скважине;

Qподв - подвижные запасы нефти, оцененные по каждой скважине методом обобщенных характеристик вытеснения по программе «Баспро-Характеристики».