Дипломная (вкр): Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

Таблица 1.4

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Выводы к главе 1

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

) 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.

) 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)

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

) 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

.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

.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.