Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 09.11.2016
Размер файла 4,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

1.2 История освоения месторождения

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки Ем-Ёгского месторождения

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

2.3 Анализ выполнения проектных решений

2.3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

2.4 Конструкция и оборудование скважин (необходимость данного раздела согласовывает с руководителем)

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Выбор и обоснование применения методов для увеличения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения

3.2 Проектирование предлагаемых методов воздействия для увеличения проницаемости призабойных зон скважин Ем-Ёгского месторождения.

3.3 Коэффициент нефтеотдачи

3.4 Сравнение эффективности технологических показателей проектируемых методов увеличение проницаемости ПЗП с другими методами

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложения

Введение

Процессы сбора, транспорта и подготовки нефти должны быть обеспечены сложными технологическими схемами, которые проектируют, исходя из особенностей месторождения, требования безопасности, доступного оборудования и т.д. При этом промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительную долю которых составляют сооружения систем сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Совершенствование и упрощение систем сбора, подготовки и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых скважин и нефтяных месторождений. В целом под системами сбора и подготовки нефти, попутного газа и пластовой воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды Справочник инженера по подготовке нефти / А.Е. Лебедьков, А.В. Кан, А.Е. Андреев, Л.В. Лушникова; ООО «РН-Юганскнефтегаз». - Нефтеюганск, 2007. - 299 с..

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:

· измерение количества продукции каждой скважины;

· транспортировка продукции скважин до центрального пункта

· подготовки нефти, газа и воды за счет энергии пласта или насосов;

· отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта

· подготовки или до потребителя;

· отделение свободной воды от продукции скважин до установок

· подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);

· подготовка нефти (обессоливание, стабилизация) для сдачи

· в магистральный нефтепровод;

· подготовка воды (очистка от механических примесей и нефте-

· продуктов) для закачки в нагнетательную скважину и далее в пласт;

· подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать

· и транспортировать при обычных температурах.

Ем-Ёговское месторождение характеризуется сложным геологическим строением, геолого-физическая специфика большинства месторождений и свойства насыщающих флюидов делают многие из этих запасов трудноизвлекаемыми.

К осложняющим факторам относятся сильная, геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, наличие обширных водоплавающих зон, газовых шапок.

Карбонатные коллекторы наших месторождений отличаются сложным характером строения фильтрационно-емкостной системы и спецификой взаимосвязи содержащихся в них флюидов и поверхности породы - коллектора.

В сложнопостроенных карбонатных коллекторах на одном участке залежи могут существовать благоприятные условия для фильтрации нефти преимущественно в горизонтальном направлении, на другом участке - в вертикальном направлении, а в третьем - в хаотичном направлении. Карбонатные коллекторы отличаются резкой прерывистостью строения, которая нарушает единую гидродинамическую систему залежи.

Системы сбора и подготовки нефти, спроектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой (более 80%) обводненности добываемой продукции

На поздних стадиях разработки месторождения появляется необходимость в реконструкция систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, которая диктуется сокращением объемов добываемой нефти, физическим и моральным старением трубопроводов и оборудования.

Реконструкция должна обеспечивать сокращение протяженности промысловых трубопроводов, количества установок подготовки нефти на месторождении, а также других объектов сбора и подготовки нефти. Особенно это касается крупнейших нефтяных месторождений, подобных Ем-Ёговскому .

Целью данной работы является выявление причин снижения проницаемости призабойной зоны скважин месторождения ВК 3, и выбор оптимального комплекса мероприятий, который позволит улучшить фильтрационную характеристику и тем самым повысить нефтеотдачу пласта.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

Изучаемый Ем-Ёговский лицензионный участок (ЛУ), который входит в состав Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, в административном отношении находится в Октябрьском районе Ханты- Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань (рисунок 1).

Краткие сведения о географо-экономических условиях исследуемого района приводятся в таблице 1.

Проект поискового бурения на Ем-Ёговской площади составлен в 1970 году, поисковое бурение начато в 1971 году. В пределах площади промышленная нефть была получена в поисковой скважине 2г в 1971 году из отложений юрского возраста.

1.2 История освоения месторождения

месторождение пласт скважина разработка

В 1953 году Западно-Сибирской аэромагнитной экспедицией выполнялась магниторазведка 1:1 000 000 масштаба. По ее результатам были выделены зоны преобладания положительных и отрицательных магнитных полей.

В 1955 году Ханты-Мансийской партией 37/35 была проведена магниторазведка масштаба 1:200 000, и на фоне региональных полей выделены локальные положительные и отрицательные магнитные аномалии.

Таблица 1 - Географо-экономические условия

№ п/п

Наименование

Географо-экономические условия

1

Сведения о рельефе, заболоченности,степени расчлененности, сейсмичности района исследования

Красноленинский нефтегазоносный район расположен в западной части Западно-Сибирской низменности на левом берегу реки Обь. Заболоченность 30-35 %. Расчлененность рельефа сильная с а.о. от 24 до 208 м. Сейсмичности нет.

2

Характеристика гидросети и источников питьевой и технической воды с указанием расстояния от них до объекта исследования

Гидрографическая сеть представлена реками Ендырь, Сеуль и Ендырьской протокой и их многочисленными притоками. В период половодья судоходство возможно только по р. Ендырь на 4050 км от устья. В устье р. Ендырь находится крупное озеро Большой Сор также судоходное в половодье. Заболоченность широко развита в юго- восточной и южной частях.

3

Среднегодовые и экстремальные температуры воздуха и количество осадков

Среднегодовая температура -1.8 0С, средняя температура января -25 0С, а июля +15 0С. Экстремальные температуры от +30 0С до -52 0С. Среднегодовое количество осадков 450-500 мм, из которых 70 % приходится на апрель-октябрь

4

Преобладающее направление ветров и их сила

Средняя скорость ветра - 4.4 м/сек, преобладающее направление - юго-западное, западное

5

Толщина снежного покрова и его распределение

Снежный покров составляет 0.7 м, достигает в пониженных участках 1.5 м и лежит 180 дней

6

Краткая характеристика растительного и животного мира

Ем-Ёговская площадь расположена в лесной зоне, где растительность представлена преимущественно елово-кедровым и сосновым лесом. На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Животный мир богат и разнообразен. Встречаются горностаи, лоси, лисицы, олени, волки, медведи, белки, зайцы, соболь. В водоемах водятся ондатры и выдры. Летом на реках и озерах много водоплавающей птицы. Из промысловых птиц: куропатки, утки, глухари. В реках много рыбы, преимущественно туводных пород.

7

Геокриологические условия

Район относится к территориям, где многолетнемерзлые породы носят локальный характер распространения на глубинах более 100-150 м.

8

Сведения о населенных пунктах, расстояния до них; о составе населения; о ведущих отраслях народного хозяйства

Населенных пунктов в районе ЛУ нет. Город Нягань расположен в 110 км от площади. Плотность населения невысокая, коренное население - ханты, манси занимается рыболовством и звероловством. В экономике района ведущее место занимает нефтегазодобыча

9

Действующие и строящиеся нефте- и газопроводы

Межпромысловый нефтепровод ДНС-ЦТП Ем-Ёговское - ЦПС «Южный» 25 км, магистральный нефтепровод Красноленинский- Шаим

Рисунок 1 - Обзорная карта Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения

В 1956-1957 годах гравиметрическими партиями Ханты-Мансийской нефтеразведочной экспедиции по результатам гравиразведки составлена схема тектонического районирования фундамента, впервые выделен Красноленинский свод.

В 1957-1961 годах сп 14/57-58, 7/58, 3/59, 3/60, 15/60-61 экспедиции ТТГУ проводилось сейсмозондирование (МОВ) в масштабе 1:500 000. Была изучена обширная территория бассейна р. Обь, в том числе уточнено тектоническое строение Красноленинской зоны, построена структурная карта по низам платформенного мезозоя.

Ем-Ёговское локальное поднятие выявлено по результатам сейсмических работ сп 09/60-61 в 1961 году (МОВ), в масштабе 1:100 000. Сосново-Мысское локальное поднятие, входящее в состав Ем-Ёговского лицензионного участка, выявлено в результате работ, проведенных сп 19/69-70 в 1970 году.

В 1961-1962 гг. сп 20/61-62 выполнялась сейсморазведка (МОВ) в масштабе 1:100 000, в результате детализировано Ем-Ёговское поднятие, подготовлено к бурению.

Площадные сейсмические исследования (МОВ, МОГТ-20) масштаба 1:50 000, 1:100 000 в пределах Ем-Ёговской площади проводились в период с 1970 по 1983 гг. По результатам этих работ были составлены структурные карты по отражающим горизонтам А, Б, М, М1 (К) и Г, локальные поднятия подготовлены к глубокому бурению.

В течение всего времени также проводились региональные сейсмические исследования, цель которых - изучить рельеф фундамента. В результате работ выявлены многочисленные разломы, участки локальных перегибов и зоны перспективные для поиска структурно-стратиграфических ловушек.

С 1989 года на Ем-Ёговской площади выполнялись детальные сейсмические работы МОГТ-20 масштаба 1:25 000 сп 13/89-90 ПГО «Тюменнефтегеофизика», в том числе методом МОГТ-30.

ОАО «Сибнефтегеофизика» в 1999 году выполнены детальные сейсморазведочные работы МОГТ-20 с плотностью 2-2,5 км/км2, в северной части центрального купола Ем-Ёговской площади. В 2001 году проведена переинтерпретация работ, выполненных МОГТ-30 в 1989-91 гг. сп 13 на Мало Ем-Ёговской площади. В результате уточнено геологическое строение доюрских образований, юрской и нижнемеловой частей разреза по отражающим горизонтам

А, Т2, Т1, Т, П, Б, М, М1, М11, Г. Установлено блоковое строение площади работ. Выделены зоны развития коры выветривания и триасового комплекса, детализировано строение залежей пластов тюменской свиты, закартированы предполагаемые зоны развития трещиноватых коллекторов в отложениях баженовской, абалакской свит, уточнены контуры нефтеносности викуловской залежи.

В 2007-2008 гг. в юго-западной части ЛУ проведены работы МОГТ-30 (рисунок 2).

Рисунок 2 - Схема изученности сейсморазведочными работами Ем-Ёговского ЛУ

Для изучения скоростной характеристики разреза, уточнения стратификации выделенных в нем отражающих горизонтов, проводились сейсмокаротажные работы и работы методом ВСП. На площади такие исследования проведены в скважинах: 30034г, 30042г, 2014, 30025г, 1г, 586г.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологический разрез территории представлен докембрийско-палеозойским кристаллическим фундаментом и мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

Породы юрского возраста залегают в основании осадочного чехла со стратиграфическим перерывом на доюрских образованиях. На Красноленинском своде отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами (нижним, средним, верхним) (рисунок 3).

Толщина пород юрской системы на Красноленинском своде составляет в среднем 290 м. В направлении повышенных участков палеорельефа (Ем-Ёговская и Каменная площади) толщина пород нижнеюрского возраста сокращается, вплоть до полного выклинивания. Вследствие приуроченности района исследования к повышенному участку палеорельефа, породы средней юры представлены в основном сокращенным разрезом, а нижнеюрские отложения практически отсутствуют.

На временном сейсмическом разрезе отложениям юрского возраста соответствует толща пород, которая заключена между отражающими горизонтами А и Б. Отложения нижней и средней юры формировались в континентальных, переходных и частично морских условиях, верхней юры - в морских условиях.

Породы тюменской свиты (J1-3tm) залегают в основании платформенного чехла и имеют широкое площадное распространение. Толщина свиты на Красноленинском своде колеблется от 0 до 330 м. По направлению к сводовым участкам рельефа по фундаменту толщина тюменской свиты сокращаются за счет выклинивания нижних частей разреза. Максимальные толщины отмечаются в пониженных участках рельефа фундамента.

Тектоника

Согласно тектонической карте (под ред. Шпильмана В.И., 2013 г.) (рисунок 4) Красноленинский свод располагается в западной части Западно-Сибирской платформы и граничит с отрицательными структурами I порядка: Южно- Бобровским мегапрогибом на северо-западе, Елизаровским и Южно- Елизаровским прогибами на востоке и юго-востоке, Согомской моноклиналью на юге. На юго-западе посредством Яхлинской мегаседловины Красноленинский свод соединятся с Шаимским мегавалом Атлас месторождений нефти и газа Ханты-Мансийского автономного округа-Югры: в 2 т. // Под ред. В.А. Волкова, А.В. Шпильмана. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2013. - Т. 1. - 236 с..

Рассматриваемая территория принадлежит эпигерцинской части ЗападноСибирской молодой платформы. Эта платформа в разрезе расчленяется на два структурных этажа: фундамент и чехол.

Платформенный чехол имеет субгоризонтальное залегание и с региональным перерывом перекрывает породы фундамента Сурков, В.С., Жеро, О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, О.Г. Жеро. - Москва: Недра, 1981. - 143 с..

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла (под ред. И.И. Нестерова, 1990 г.) (рисунок 5) Обзорная карта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в масштабе 1:2000000 (Карты) / ред. А.М. Брехунцов, И.И. Нестеров, B.И. Шпильман. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1990., в пределах границ рассматриваемой территории выделяется ряд положительных и отрицательных структур. Центральную часть Ем-Ёговской площади занимает Потымецкий малый вал (152). На северо-востоке Северо-Потымецкий малый прогиб (1168), вытянутый субмеридионально, отделяет Потымецкий малый вал от Лебяжьего вала (1360). На юге Потымецкий вал (152) отделен Северо-Ингинским малым прогибом (1004) широтной ориентировки от Ингинского купольного поднятия (988). На северо- западе участка выделяется локальное поднятие Талинское-II (1980) - размером 15 х 5 км, вытянутое вдоль границы Шеркалинской впадины (LI) и Красноленинского свода (LIII).

В пределах Потымецкого вала прослеживается ряд локальных поднятий: Западно-Ем-Ёговское (4394), площадью около 60 км2, вытянутое в северо-северо- восточном направлении более чем на 10 км; Северо-Ем-Ёговское (4395) и Ем-Ёговская крупная брахиантиклиналь (4396) сложной конфигурации, почти изометричная (11-13 км в диаметре) в западной части и узкая, линейно вытянутая в восточном направлении более чем на 20 км. Ем-Ёговская крупная брахиантиклиналь (4396) включает в себя два локальных поднятия - Ем-Ёговское (533) размером около 100 кв. км и Пальяновское (535) площадью 30 км , вытянутое в широтном направлении на 10 км.

Рисунок 4 - - Фрагмент тектонической карты центральной части ЗападноСибирской плиты (Красноленинский НГР) (под ред. Шпильмана В.И., 2013 г.) Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Под ред. Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова, В.Н. Гончаровой, В.Г. Елисеева, В.И. Карасева, А.Г. Мухера, Г.П. Мясниковой, Е.А. Теплякова, Ф.З. Хафизова, А.В. Шпильмана, В.М. Южаковой. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.

Обобщая результаты изучения тектонического строения исследуемой площади и анализ предыдущих отчетов, результатов сейсморазведочных работ и последующих структурных построений, данных бурения скважин, следует остановиться на основных выводах, характеризующих тектоническое строение Ем-Ёговской площади:

структуры развивались унаследовано, постепенно выполаживаясь вверх по разрезу, но отличались темпами тектонического развития. В целом структурный план испытывал тенденцию к воздыманию западной части месторождения. На неотектоническом этапе развития произошла общая инверсия структур Красноленинского свода;

тектонический фактор является основополагающим в процессе формирования отложений осадочного чехла и образования в них зон, перспективных для поиска углеводородов.

Рисунок 3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез юрских отложений Ем-Ёговской площади

На Ем-Ёговской площади разрез тюменской свиты на полную толщину вскрыт большинством пробуренных скважин за исключением тех, которые закладывались целевым назначением на викуловский горизонт. Толщина свиты изменяется от 0 м (скв.7г) до 150-200 м (скв. 505г, 602г).

В разрезе тюменской свиты выделяется три подсвиты: нижняя (пласты ЮК7-9), средняя (пласты ЮК5-6) и верхняя (пласты ЮК2-4).

Верхняя подсвита (пласты ЮК2-4) представлена чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов. В подошве пачки преобладают песчано-алевритовые разности пород. В средней части доля глинистых пород увеличивается, количество и толщина песчаных слоев уменьшается. Выше по разрезу переслаивание пород становится более ритмичным и наблюдается незначительное увеличение толщины линз и прослоев песчаников.

Песчаники и алевролиты полимиктовые мелкозернистые, плотные, серые и светло-серые с обильными включениями углистого детрита на плоскостях напластования.

Аргиллиты серые, прослоями до темно-серых, часто алевритистые, плотные, слюдистые, часто известковистые.

Для пород верхней пачки характерно наличие плоскостей оползания и смятия осадков, наблюдаются ходы илоедов. В верхней части встречаются остатки плохо сохранившейся фауны пелеципод. Батский возраст отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами, выделенными в разрезах скважины 10г Ем-Ёговской площадей.

С кровлей отложений тюменской свиты связан отражающий горизонт Т.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Согласно карте нефтегазогеологического районирования (под ред. Шпильмана А.В., 2013 г.) исследуемая территория расположена в центральной части Красноленинского свода и находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Красноленинской нефтегазоносной области ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (рисунок 6) Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Под ред. Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова, В.Н. Гончаровой, В.Г. Елисеева, В.И. Карасева, А.Г. Мухера, Г.П. Мясниковой, Е.А. Теплякова, Ф.З. Хафизова, А.В. Шпильмана, В.М. Южаковой. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с..

Промышленная нефтегазоносность площади установлена в породах верхней части доюрского основания (кора выветривания), отложениях шеркалинской (ЮК10-11), тюменской (ЮК2-9), абалакской (ЮК1), тутлеймской (пласт ЮК0) и викуловской (пласты ВК1-3) свит.

Рисунок 5 - Фрагмент тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (под ред. Нестерова И.И., 1990 г.)

Рисунок 6 - Фрагмент карты нефтегеологического районирования территории Ханты-Мансийского автономного округа (под ред. Шпильмана А.В., 2001 г.)

Стоит отметить, что в пределах Красноленинского свода существует несколько нефтематеринских толщ. Так по результатам исследований Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири: монография / В.И. Исаев, Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, М.Я. Кузина, Л.К. Кудряшова, О.Г. Сунгурова. - Томск: ТПУ, 2014. -112 с, проведенных совместно с автором диссертации, к нефтематеринским толщам, активно реализующим свой генерационный потенциал, по содержанию и распределению УВ отнесены нижняя часть тюменской свиты и тутлеймские аргиллиты. Миграция из низов тюменской свиты происходит как в нижележащие доюрские отложения, так и в вышележащие пласты, заполняя углеводородами юрский комплекс до абалакской свиты. Выше абалакского флюидоупора в юрской зоне нефтепроявлений начинает доминировать органика тутлеймской свиты Лобова, Г.А., Коржов, Ю.В., Кудряшова, Л.К. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений по данным гравиразведки и геохимии (Тюменская область) / Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, Л.К. Кудряшова // Известия ТПУ. - 2014. - Т. 324. - №1. - С. 65-72..

По глубине положения тутлеймская свита вошла в главную зону нефтеобразования. Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (пласт ВК1). Однако, непосредственное примыкание к материнским отложениям пластов абалакской свиты и верхней подсвиты тюменской свиты содействовало миграции нефти и в ловушки этих пластов (Ю1, Ю2-5) Хуснуллина, Г.Р., Биркле, Е.А., Лебедев, А.И. Гранулометрический анализ песчаников викуловской свиты (апт, нижний мел) Красноленинского месторождения (Западная Сибирь) / Г.Р. Хуснуллина, Е.А. Биркле, А.И. Лебедев // Литосфера. - 2012. - №6. - С. 90-99..

Отложения тюменской свиты (пласты ЮК2-9) выявлены на всей территории Красноленинского месторождения и вскрыты в интервале глубин от 2210 м (Ем- Ёговская площадь) до 2611 м (Талинская площадь).

Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Коллекторы крайне не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, подвержены выклиниванию, литологическому замещению непроницаемыми разностями пород (рисунок 7).

Рисунок 7 - Геологический профиль по линии скважин 141г-418г Ем-Ёговской площади

Песчаные пласты преимущественно малой толщины (до 4 м), реже средней (4-10 м) и в единичных случаях более 10 м, весьма сложной конфигурации, которые распределены по площади без видимой ЮК 3аимосвязи со структурными элементами. Размеры песчаных тел колеблются от 0.2 х 1.6 км до 19.1 х 9.5 км. Строение песчаных тел и связанных с ними залежей по продуктивным пластам мозаичное. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины пластов ЮК2-9 изменяются от 0.4 м до 16.4 м, составляя в среднем 5-6 м.

Дебиты нефти в отдельных скважинах достигают 57.6 м /сут (скв. 12) - 96 м /сут (скв. 50) на 8 мм штуцере. В большинстве же скважин тюменской свиты и PVT-свойства пластовых флюидов Ем-Ёговского ЛУ получены низкодебитные притоки нефти (от долей м /сут до 3-5 м /сут).

Основные характеристики пластов-коллекторов тюменской свиты и свойства их пластовых флюидов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры

ЮК2-5

ЮКб-9

Абсолютная отметка кровли, м

2189-2261

2326-2422

Тип залежей

пластовый, литологически экранированный

Тип коллектора

поровый

Площадь нефтеносности,10 м

31966-830451

284699-621239

Средняя общая толщина, м

65,9

39,6

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

15,3

9,52

Коэффициент песчанистости, ед

0,25

0,19

Коэффициент расчлененности, ед

11,0

5,0

Средний коэффициент проницаемости,10- мкм

0,8

0,8

Средний коэффициент пористости, д.ед

0,13-0,14

0,014-0,015

Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, ед

0,52

0,58

Начальная пластовая температура,0С

99

Начальное пластовое давление, МПа

23,9

Давление насыщения нефти газом, МПа

14,0

Газосодержание,м3/т

171

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

0,691

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

832,0

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

0,54

Объемный коэффициент нефти, ед

1,35

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3

977

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с

0,32

Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)

0,2

0,9

Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.

0,465

0,516

Тип залежи пластовый литологически экранированный. На севере и востоке залежь осложнена зонами выклинивания коллектора и выходом палеозойского основания в районе скважин 1274, 7г, 586г, 1001г. Залежь чисто нефтяная.

Все залежи пластов тюменской свиты также тектонически экранированы на северо-востоке, т.е. отделены зоной разломов от водоносных пластов Талинского месторождения (скв.515г и 122г) Кудряшова, Л.К. Изучение литолого-фациальной модели для увеличения нефтеотдачи залежи на примере песчаных пластов тюменской свиты Красноленинского месторождения / Л. К. Кудряшова // Развитие минерально- сырьевой базы Сибири: от В.А. Обручева, М.А. Усова, Н.Н. Урванцева до наших дней: Материалы I Всероссийской геологической молодежной школы. - Томск, 2013. - С. 88-91..

Покрышкой для залежей нефти тюменской свиты служат глинистые породы абалакской свиты.

В общем объеме запасов нефти категории ВС1 по месторождению на долю ЮК2-5 приходится 103847 тыс.т или 24.7% начальных геологических и 24823 тыс.т или 21.1% начальных извлекаемых запасов нефтиАвторский надзор за выполнением «Технологической схемы разработки Красноленинского месторождения в границах Ем-Ёговского лицензионного участка»: отчет о НИР / В.М. Хомик, Т.Э. Шиляева, В.И. Саунин, П.Н. Федоров, В.З. Сухер, А.В. Карасев и др. - Тюмень, 2009..

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки Ем-Ёгского месторождения

На Ем-Ёгском месторождении, в разработке находятся объекты ВК1-3, ЮК1, ЮК2-5, ЮК6-9. При этом основная добыча ведется из объекта ВК1-3.

По состоянию на 01.01.2010 г. в целом по месторождению добыто 20357 млн.т нефти или 71,4% извлекаемых запасов, текущий КИН достиг 22%, накопленная добыча жидкости составила 103,047 млн.т, накопленная закачка воды составляет 40,297 млн.м3, в том числе теплоносителя - 26,973 млн.м3..

Эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных. Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.

Система ППД организована только на II объект. До 01.07.2003г. осуществлялась циклическая закачка пара и воды по технологиям ИДТВ(П), ТЦВП, утвержденным технологической схемой 1991г. С 01.07.2003г., применение этих технологий прекращено по экономическим причинам; организуется закачка сточной и теплой воды с температурой на забое не менее 35 ?С с реконструкцией КНС, ДНС и системы обвязки УПГ.

Динамика технологических показателей разработки месторождения характеризуется ростом добычи нефти, жидкости и закачки воды. За последние пять лет добыча нефти увеличилась на 9%, добыча жидкости и закачка воды возросла более чем вдвое. Рост показателей по месторождению обусловлен увеличением темпов освоения объектов тюменского и яснополянского горизонтов, а также интенсификацией добычи жидкости на викуловском ярусе. Несмотря на сокращение числа действующих скважин на месторождении (на 27% за пять лет), с применением методов и технологий регулирования разработки удалось повысить производительность действующих скважин, что и обеспечивает прирост добычи нефти по месторождению. Текущие дебиты нефти действующего фонда в среднем соответствуют начальному периоду освоения месторождения, текущие дебиты жидкости (в среднем) максимальны за весь период разработки.

Показатели разработки Ем-Ёгского месторождения главным образом определяются показателями разработки абалакского яруса. На этом объекте в 2009 г. добыто 80% всей годовой добычи нефти; 96% годовой добычи жидкости и 99,7% годовой закачки воды месторождения. При этом на объекте задействовано 77% действующего нефтяного фонда и 98% действующего нагнетательного фонда месторождения. Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям абалакского яруса можно говорить о четвертой (завершающей) стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции.

Объекты тюменского горизонта и тутлеймского яруса характеризуются второй стадией - роста показателей разработки обусловленных освоением новых участков залежей. Обобщая в целом показатели разработки Ем-Ёгского месторождения кратко можно выделить следующее. Проектный фонд эксплуатационных скважин (нефтяных и нагнетательных) пробурен на 90%. Почти в полной мере реализована проектная система размещения скважин на основном объекте ВК1 абалакского яруса. В меньшей степени (на 60%) от проектного фонда пробурено скважин на нижнем объекте ЮК2 тутлеймского яруса, содержащего 9% геологических и 6% извлекаемых запасов нефти. Верхний объект ЮК6 (тюменского горизонта) практически не освоен. В его разработке принимало участие 20% от проектного фонда, ввиду того, что проектными решениями объект должен осваиваться выполнившими свое целевое назначение скважинами абалакского яруса..

Характеристика основных показателей разработки Ем-Ёгского месторождения приведены в таблице 3.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Согласно проектным решениям Технологической схемы разработки 1991 г., эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных. Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.

Разбуривание месторождения было начато в 1984 г. В первые годы (1984 - 1986 гг.) месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1985-1988 гг., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. В 2007-2014 гг. новые скважины в эксплуатацию не вводились.

С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовали 868 скважин, закачка воды осуществлялась в 180 скважин, из которых 179 первоначально отрабатывались на нефть. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован почти полностью - на 90%. Под закачкой находилось 70% от проектного числа нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2014 на месторождении пробурено 916 скважин (24 разведочных), в том числе, согласно проектному назначению, 637 добывающих, 243 нагнетательных и 36 специальных. Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Характеристика фонда скважин Ем-Ёгского месторождения по состоянию на 01.01.2014г

Наименование

Характеристика фонда скважин

Месторождение

ВК 1

ВК 2

Юк 2

Вк 3

Юк 4

Фонд

добывающих скважин

Пробурено

8

584

1

42

из них разведочные

8

11

3

Возвращено с других горизонтов

94

1

Всего

102

668

1

42

В том числе:

Действующие

84

337

26

из них фонтанные

ЭЦН

103

2

ШГН

84

234

24

Бездействующие

7

60

6

В консервации

10

144

8

Переведены под закачк\-

5

Контрольные, пьезометрические

1

19

Переведены на другие горизонты

94

1

Ликвидированные

7

1

Пеоеведены в водозаборные Гспециальный бонд4)

2

1

Фонд

нагнетательных

скважин

Пробурено

243

ВозЮК 2ащено с других горизонтов

3

Переведены из других категорий фонда

4

Всего

3

247

В том числе:

Под закачкой

3

138

Бездействующие

13

В консервации

В отработке на нефть

83

Переведены на другие горизонты

3

Ликвидированные

10

Фонд

специальных скважин

Пробурено

1

14

4

1

Переведены из других категорий фонда.

4

1

ВозЮК 2ащено с других горизонтов

5

Всего

1

18

6

4

1

В том числе:

Контрольные; пьезометрические

15

Переведены под закачкч-

1

Переведены на другие горизонты

1

4

Поглашаюшие

6

1

Водозаборные

2

Ликвидированные

Всего

Пробурено

9

841

1

46

1

Большая часть фонда пробурена на месторождении ВК 2, наиболее крупный и освоенный объект месторождения. Показатели добычи и закачки этих скважин определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения.

На дату анализа добывающий фонд месторождения состоит из 712 скважин (включая 83 проектных нагнетательных скважины, находящихся в отработке на нефть), в том числе 447 действующих, 73 бездействующих, 162 в консервации, 20 контрольных и 10 ликвидированных.

Среди добывающих скважин пробурены 4 горизонтальных и 18 боковых стволов. Доля действующего фонда в целом по месторождению составляет 64% от всех добывающих скважин за исключением ликвидированных. Доля пассивного фонда (бездействующие, законсервированные и контрольно-пьезометрические) составляет 36% Из 247 пробуренных и переведенных под закачку нагнетательных скважин на дату анализа в нагнетательном фонде числилось 164 скважины, в том числе 141 под закачкой, 13 бездействующих и 10 ликвидированных. Доля пассивного фонда от числа дееспособных (оборудованных под нагнетание воды за исключением ликвидированных) нагнетательных скважин на месторождении не превышает 8%. В отработке на нефть находятся 83 нагнетательные скважины. Из общего числа потенциальных нагнетательных скважин месторождения 155 (на 30 кустах) оборудованы паропроводами. Под закачкой теплоносителя в пласт на дату анализа находились 87 скважин или 56% от обустроенных.

Специальный фонд скважин состоит из 40 скважин, в том числе 17 контрольных, 20 поглощающих, 2 водозаборных и 1 ликвидированной.

Основными способами эксплуатации действующих нефтяных скважин на месторождении являются установки ЭЦН и ШГН. При этом доля ЭЦН составляет 35% (151 скважин), доля ШГН 65% (349 скважины) действующих скважин. Большая часть накопленной добычи нефти получена за счет ЭЦН (78%) и около 22% за счет ШГН. За декабрь 2010 г. скважины, оборудованные ЭЦН, добыли 56% нефти и 65% воды от всей добычи на месторождении.

Структура действующего добывающего фонда по способам эксплуатации представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Накопленная добыча нефти, жидкости и обводненность продукции по способам добычи.

Интегральный показатель

Пласт

Способ эксплуатации

ШГН

ЭЦН

Итого

Накопленная добыча нефти по способам эксплуатации, тыс.т

ВК 1

4779

14099

18878

ВК 2

506.0

-

506.0

ВК 3

703

270

973

Месторождение

5988

14369

20357

Доля накопленной добычи нефти

ВК 1

96.59

3.41

100

ВК 2

100

-

100

ВК 3

94.76

5.24

100

Месторождение

96.58

3.42

100

Накопленная добыча жидкости по способам эксплуатации, тыс.т

ВК 1

54367.6

9785.3

64152.8

ВК 2

472.5

-

472.5

ВК 3

8136

333117

1345.8

Месторождение

56097.1

9874.0

65971.1

Доля накопленной добычи жидкости

ВК 1

84.75

15.25

100

ВК 2

100

-

100

ВК 3

93.40

6.60

100

Месторождение

85.03

14.97

100

Обводненность по способам эксплуатации, %

ВК 1

70

94

74

ВК 2

45

-

45

ВК 3

56

65

56

Месторождение

70

94

73

За исторический период разработки месторождения максимальные значения средних дебитов нефти и жидкости на скважину составлявшие 12,7 т/сут и 19,1 т/сут, соответственно, отмечались в первые годы, когда на месторождении работали не более 50 скважин. В дальнейшем по мере разбуривании месторождения значения средних дебитов нефти и жидкости уменьшались. Минимальное значение среднего дебита нефти - 2,9 т/сут было отмечено в 2000 г. В последующие годы, с увеличением дебитов жидкости возрастали и дебиты по нефти. В 2010 г. средние значения этих параметров составили: 4,5 т/сут и 49,5 т/сут соответственно. По скважинам эксплуатируемым ЭЦН средние дебиты составляли: по нефти - 6,9 т/сут; по жидкости - 160 т/сут. По скважинам эксплуатируемым ШГН средние дебиты составляли: по нефти - 3,6 т/сут; по жидкости - 17,5 т/сут. Основная часть бездействующего (97%) и законсервированного (73%) нефтяного фонда выведены из эксплуатации в период с 2006 по 2014 гг.

Анализ показателей эксплуатации неработающего фонда на дату остановки показал что, все скважины были остановлены с дебитом нефти менее 2 т/сут и большая часть этих скважин (84%) была обводнена свыше 90%. Таким образом, пассивный фонд скважин месторождения характеризуется низкой продуктивностью. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует применения современных технологий по восстановлению подземного оборудования скважин и технологий по воздействию на пласты с целью изоляции водопритоков и интенсификации отборов нефти.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

2.3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Проектным документом на разработку месторождения является «Технологическая схема разработки Ем-Ёгского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт». Проект составлен коллективами специалистов НПО «Союзтермнефть», ВНИПИтермнефть (г. Тюмень). Документ рассмотрен и принят ЦКР Минтопэнерго РФ в 1993 г. (протокол № 1537 от 13.05.1993 г).

Месторождение разрабатывалось в соответствии с решениями данной Технологической схемы. Однако не все проектные решения удалось реализовать на практике в полной мере.

Фактические объемы добычи нефти, жидкости, закачки воды и теплоносителя отставали от намеченных Технологической схемой, начиная с 1992 г. В 1999 г. протоколом ЦКР №2378 от 29.07.1999 г. были утверждены скорректированные уровни добычи нефти по месторождениям ОАО «ТНК-Нягань» согласно работе «Анализ разработки и прогноз технологических показателей разработки по месторождениям ОАО «ТНК-Нягань» на лицензионный период». Корректировка прогнозных технологических показателей разработки Ем-Ёгского месторождения произведена на основе фактических показателей достигнутых по месторождению к тому моменту времени. Проектные показатели 1999 г. отличались от показателей Технологической схемы 1991 г. и предполагали уменьшение темпов разработки Ем-Ёгского месторождения, обусловленное фактической ситуацией сложившейся на месторождении в то время. В связи с этим, в настоящей работе, в качестве проектных показателей использовались показатели, определенные в работе 1999 г. согласно протокола ЦКР №2378 от 29.07.99 г. Результаты сопоставления проектных и фактических показателей по месторождению в целом приведены в таблице 6. Также динамика основных показателей разработки Ем-Ёгского месторождения представлены на рисунках 8,9. За рассматриваемый период 2006-2014 гг. отмечается превышение фактических показателей над проектными, за исключением количества действующих скважин. Накопленные (с начала разработки) и текущие (годовые) показатели добычи нефти, жидкости и закачки рабочих агентов, дебиты и приемистость скважин, обводненность, все эти параметры по факту превысили прогнозные оценки. Так, текущий годовой отбор жидкости в 2014 г. превысил проектные значения в три раза, добыча нефти - в два раза. При этом фактический фонд добывающих скважин на 16% меньше проектного. Повышенные темпы отборов обеспечены большей производительностью скважин по факту, чем планировалось ранее. Текущие дебиты скважин по нефти выше проекта почти в 2,5 раза, а по жидкости - в четыре раза.

Таблица 6 - . Результаты сопоставления проектных и фактических показателей

№

Показатели

Ед. измер.

2006

2008

2010

2012

2014

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

1

Добыча нефти

тыс.т.

533,8

628,8

481,5

620,5

434,8

651,6

392,7

697,7

364,2

710,8

2

Ввод новых добывающих скважин

шт.

0,0

0

0

0

0

0

0

0

2,0

0

3

в т.ч. из эксплуатационного бурения

шт.

0,0

0

0

0

0

0

0

0

2,0

0

4

Выбытие добывающих скважин

шт.

13,0

55

11

16

11

62

11

32

15,0

19

5

Фонд добывающих скважин на конец года

шт.

628,0

670

617

568

606

568

593

504

580

489

6

Действующий фонд добывающих скважин на конец года

шт.

599,0

556

589

535

578

481

566

455

553

447

7

Ввод нагнетательных скважин

шт.

11,0

9

6

0

6

5

6

0

6

18

8

Выбытие нагнетательных скважин

шт.

5,0

3

5

1

5

5

3

10

3

26

9

Фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

126

109

127

99

128

127

131

125

134

135

10

Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

122,0

83

123

66

124

78

127

83

130

109

11

Дебит скважин по жидкости

т/сут

11,5

16,0

11,1

20,6

11,0

25,7

11,2

38,7

11,8

49,5

12

Обводненность продукции скважин

%

77,9

81,2

78,9

83,7

80,4

85,4

82,4

88,6

84,1

90,8

13

Дебит скважин по нефти

т/сут

2,5

3,0

2,3

3,4

2,1

3,8

2,0

4,4

1,9

4,5

14

Приемистость нагнетательных скважин

м3/сут

54,9

65,4

50,6

62,6

49,1

75,0

48,9

132,6

53,6

115,5

15

Добыча жидкости

тыс.т.

2 413,5

3 339,9

2 283,4

3 815,1

2 220,6

4 454,6

2 230,3

6 139,3

2 291,2

7751,3

16

Добыча жидкости с начала разработки

тыс.т.

41 584,1

43 097,8

43 867,5

46 913,0

46 088,1

51 367,5

48 318,4

57 506,8

50 609,6

65258,1

17

Добыча нефти с начала разработки

тыс.т.

14 675,8

14 858,5

15 157,3

15 478,9

15 592,1

16 130,5

15 984,8

16 828,2

16 349,0

17539,0

18

Коэффициент нефтеотдачи

%

17,8

17,9

18,4

18,6

18,9

19,4

19,4

20,3

19,9

21,1

19

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов

%

51,4

51,8

53,1

54,0

54,7

56,2

56,0

58,7

57,3

61,1

20

Темп отбора извлекаемых запасов

%

1,9

2,2

1,7

2,2

1,5

2,3

1,4

2,4

1,3

2,5

21

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов

%

3,7

4,3

3,3

4,5

3,1

4,9

2,9

5,6

2,8

6,0

22

Закачка рабочего агента

тыс.м3

2 327,2

1 736,7

2 211,2

1 604,1

2 164,3

1 829,9

2 188,8

3 972,9

2 457,1

3944,2

23

Закачка рабочего агента с начала разработки

тыс.м3

26 584,8

24 946,1

28 796,0

26 550,2

30 960,1

28 380,1

33 148,9

32 353,0

35 606,0

36297,3

24

Закачк атеплоносителя (проект 91г)

тыс.м3

4 600,0

1 205,0

4 600,0

1 350,0

4 600,0

1 006,0

4 600,0

1 850,0

4 600,0

1849,0

25

Закачка пеплоносителя с начала разработки

тыс.м3

28 456,0

18 768,0

33 056,0

20 118,0

37 656,0

21 123,0

42 256,0

22 973,0

46 856,0

24822,0

26

Компенсация отбора закачкой: текущая

%

103,7

56,5

102,3

46,0

103,1

45,1

104,1

71,7

114,0

56,7

27

с начала разработки

%

66,2

60,6

68,1

59,4

69,7

58,2

71,3

59,6

73,2

59,3

Рисунок 8 - Основные показатели разработки Ем-Ёгского месторождения (дебит,фонд)

Рисунок 9 - Основные показатели разработки Ем-Ёгского месторождения (дебит,фонд)

Фактические накопленные показатели добычи нефти и жидкости в 2002 г. превышали проектные на 1-3%, но уже в 2006 г. разница составляла 7% по нефти и 30% по жидкости. В целом по месторождению добыто нефти 17,5 млн.т, жидкости - 65,3 млн.т. Уровень среднегодовой обводненности, достигший в 2014 г. - 90,8% превысил прогнозируемый - 84,1%.

Фонд действующих нагнетательных скважин в период 2011 - 2013 гг. был ниже проектного, несмотря на тенденцию его увеличения. Так в 2011 г. фонд нагнетательных скважин под закачкой составлял только 83 скважин( проект 116) , но уже в 2013 г фонд нагнетательных скважин под закачкой составлял 107 (проект 125). При этом, начиная с 2010 г., объемы годовой закачки агентов по факту стали превышать проектные. Это было вызвано необходимостью компенсировать возрастающие отборы жидкости. Превышение фактических показателей разработки над проектными отмечено по всем трем объектам разработки Ем-Ёгского месторождения.

Таким образом, можно констатировать, что реальное состояние разработки Ем-Ёгского месторождения существенно отстает от проектных показателей Технологической схемы 1991 г., но превышает показатели принятые по протоколу ЦКР №2378..

Следствием отставания фактических показателей от намеченных в Технологической схеме 1991 г. стало невыполнения решений по разбуриванию надгоризонта ЮК 6, отставание в количестве действующего фонда скважин по основному объекту разработки месторождения (ЮК 1), не полное выполнение решений по масштабам и качеству применения тепловых методов воздействия.

Среди причин превышения приятных в 1999 г скорректированных прогнозных показателей является широкомасштабное применение гидродинамических методов воздействия на пласты с целью интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи пластов.

2.3 Анализ выработки запасов абалакского яруса (пласт ВК1)

Для характеристики выработки запасов нефти пластов по разрезу были обработаны результаты 457 исследований потокометрии по 299-ти скважинам за период с 2010 по 2014 гг.. Анализ проводился по пластам объекта ВК1, продуктивным пачкам объекта, с выделением результатов самостоятельного и совместного вскрытия пластов в добывающих и нагнетательных скважинах.

В общем, доля работающих толщин по скважинам изменяется от 3 до 100%, составляя в среднем 36% по добывающим скважинам и 54% по нагнетательным. Наиболее лучшими значениями коэффициента работающих толщин характеризуется средняя часть продуктивного разреза. Кр.т. по пласту ВК1(6) составляет 36% и 57%, соответственно.

Продуктивные пласты ВК1(1-5) кровельной части объекта (верхняя пачка) подключаются в работу в среднем на 35% в добывающих скважинах и 36% в нагнетательных. Самые низкие значения Кр.т. отмечены в нижнем пласта ВК1(7), относящимся к нижней продуктивной пачке: 32% и 48%, соответственно.

Дальнейшее изучение выработки запасов нефти многопластового объекта ВК1 абалакского яруса проводилось на основе данных геолого-гидродинамического моделирования фактической истории разработки объекта. Текущее распределение запасов нефти по ячейкам фильтрационной модели позволяет численно оценить выработку запасов нефти по элементам геологического разреза

В подтверждении результатов промыслово-геофизических исследований скважин и выводов специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть» данные моделирования также характеризуют выработку запасов нефти средней пачки более быстрыми темпами, чем в кровельной или подошвенной части объекта. По состоянию на 1.01.2014 г. от НИЗ отобрано: по верхней пачке - 45%; по средней - 85%; по нижней - 60% (перетоки между пачками не учитывались). При этом, годовые темпы отбора от НИЗ по пачкам составляют: 2,2%, 3,1% и 0,8%, соответственно.

С учетом более активной выработки запасов нефти по средней пачке объекта ВК1, структура текущих запасов по разрезу стабилизировалась. На дату анализа остаточные запасы нефти по рассматриваемым пачкам распределены более равномерно, чем вначале.

В верхней пачке сосредоточено 34% остаточных запасов нефти объекта; в средней - 39%; и в нижней - 27%. Характеризуя распределение остаточных запасов нефти объекта ВК1 по площади залежи в целом, можно отметить, повышенную их концентрацию в северной части залежи (см приложение 1). Именно в северной части площади объекта, объемы накопленной закачки рабочих агентов минимальны по сравнению с центральной частью, запас которой выработаны в большей степени. Если говорить о текущей выработке элементов, то 31% элементов, покрывающих 31% площади объекта и содержащих 35% начальных балансовых запасов имеют текущий КИН ниже 0,2. В то же время около 19% элементов с площадью 17% и НБЗ - 11% имеют текущую выработку выше утвержденной.

Таким образом, имеются значительные области, вырабатываемые без видимого участия теплоносителя. С другой стороны выработка по разрезу идет крайне не равномерно, немногим, превышая в среднем треть толщины. Негативным фактором, повлиявшим на полноту выработки запасов нефти объекта, стало раннее выбытие скважин из эксплуатации, чем это предусмотрено проектными показателями.

Тем не менее, наряду с общим отставанием, фактических темпов выработки запасов нефти объекта ВК1 в целом, от намеченных в Технологической схеме, ряд элементов системы разработки, где тепловые методы реализованы в полномасштабных объемах, характеризуется повышенной выработкой запасов нефти, достигнув значений КИН - 0,44, при утвержденном 0,392.

Таблица 7 - Основные показатели разработки и выработки запасов нефти, по состоянию на 2014 г.

Объект

Год начала добычи

Год начала закачки

Фонд добывающих скважин

Фонд нагнетательных скважин

Среднегодовой дебит на одну скважину

Приемис-тость одной нагнетатель-ной скважины в 2009 г., м3/сут

С начала разработки

в т.ч. горизонтальных

в т.ч. ЗБС

в т.ч. переведен-ные с других горизонтов

в т.ч. из системы ППД

Скважины, участвовавшие в совместной эксплуатации

Среднегодовой действовавший в 2014 г.

С начала разработки

в т.ч. из добычи

Среднегодовой действовавший в 2014 г.

нефти, т/сут

жидкости, т/сут

ВК 1

1984

2005

109

-

-

94

-

-

90

3

-

3

2,9

5,1

97,1

ВК 2

1986

1983

816

3

15

6

-

-

375

180

179

135

4,7

61,5

115,5

ВК 3

1982

-

47

1

2

2

-

-

28

-

-

-

7,6

19,0

-

ЮК 3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Месторождение

1986

1983

868

4

17

-

-

-

489

180

179

135

4,5

49,5

115,5

Объект

НБЗ, тыс. т

Утвержденный КИН, %

Текущий КИН, %

НИЗ, тыс.т

Отбор НИЗ, %

Темп отбора от НИЗ в 20 г, %

Добыча нефти

Добыча жидкости

Обводненность продукции, %

Закачка рабочих агентов, тыс.м3

Компенсация отбора закачкой , %

Годовая 2014 г., тыс.т

Накопленная, тыс.т

Годовая 2014 г., тыс.т

Накопленная, тыс.т

годовая 2014 г.

накопленная

годовая 2014 г.

накопленная

ВК 1

11 027

14,8

2,3

1 637

15,4

4,8

92

506

135

463

41,9

12

12

7,7

2,3

ВК 2

64 556

39,2

25,9

25 290

66,0

2,2

502

18 878

8 092

71 115

92,4

3 932

36 286

59,0

61,0

ВК 3

7 509

23,3

7,7

1 748

33,1

3,8

102

973

167

1 331

59,7

-

-

-

-

ЮК 3

174

16,7

-

29

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Месторождение

83 092

34,5

21,1

28 690

61,1

2,5

711

17 539

7 751

65 258

90,8

3 944

36 297

58,0

60,3

2.4 Конструкция и оборудование скважин (необходимость данного раздела согласовывает с руководителем)

Настоящую работу проведем на примере месторождения ВК 3 ОАО «ТНК Нягань».

Систематическое ведение работ по гидродинамическим и термометрическим исследованиям паронагнетательных и добывающих скважин осуществлялась службами ОАО «ТНК Нягань» и разовые по заданиям отраслевыми специализированными организациями (НПО Союзтермнефть, Тюменским отделом ВНИИ и др.).

Порядок исследований и методика обработок результатов исследований отвечал требованиям «Методического руководства по применению комплекса гидротермодинамических, гидрохимических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для контроля за разработкой нефтяных месторождений при тепловых методах воздействия на пласт» (РД 39-0148290-201-85). Методического руководства по применению комплекса гидротермодинамических, гидрохимических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для контроля за разработкой нефтяных месторождений при тепловых методах воздействия на пласт» (РД 39-0148290-201-85). Результаты гидродинамических исследований обрабатывались машинным способом по программам, составленным НГДУ «ВК 3». Весь фонд Ем-Ёгского месторождения механизирован. Имеется информация о 2373 исследованиях методами КПД, КВД, КПУ и КВУ на скважинах Ем-Ёгского месторождения за период с 1986 по 2005г., из которых 1230 признаны корректными. Количество исследованных скважин достигало свыше 200 в год (22% общего фонда скважин), в среднем составляя около 70 скважин/год. В 2004-2015г. объемы исследований скважин гидродинамическими методами сократились до 20 скважин в год.

Результаты интерпретации данных ГДИ по абалакскому ярусу приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Результаты гидродинамических исследований скважин Абалакского яруса

Наименование

количество

Интервал

Среднее

скважин

измерений

изменения

значение

Начальное пластовое давление, МПа

12,5

Начальная пластовая температура, оС

28

Добывающий фонд

Дебит жидкости, м3/сут

527

1096

0,1

143,9

5,6

Обводненность, %

527

1096

0,0

98,0

35,3

Продуктивность, т/(сут*МПа)

443

807

0,0

68,3

1,5

Гидропроводность, м2*м*10-12/(Па*с)

Призабойная зона пласта

527

1096

0,0

365,2

9,6

Удаленная зона пласта

443

807

0,1

244,8

9,1

Пьезопроводность, 10-4м2/с

Призабойная зона пласта

527

1096

0,2

1719,6

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены