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

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.

.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(t), где t-отношение накопленной добычи жидкости к начальным балансовым запасам. Использование параметра t 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 t 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

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

Коэффициент заводнения рассчитывался индивидуально для каждой скважины по формуле

Кзав.= åQн/Qподв, (2.1)

где åQн - накопленная добыча нефти по каждой скважине;

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

После оценки коэффициента заводнения рассчитывались остаточные нефтенасыщенные толщины для каждой добывающей скважины по формуле

h_ост. = h_нач.*(1 - К_зав.*К_охв.), (2.2)

и нагнетательной скважины по формуле

h_ост. = h_нач.*(1 - К_охв.), (2.4)

где h_нач. - начальная нефтенасыщенная толщина.

Перечисленные параметры определялись на 1.01.2000 года, и по результатам вычислений были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин пласта АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10 и ЮВ1, карты текущей нефтенасыщенности, структура запасов, послужили основой определения местоположения зон наибольшей концентрации остаточных запасов нефти по объектам эксплуатации Мыхпайской месторождения. Это показывает, что извлечение остаточных запасов без проведения геолого-технических мероприятий не представляется возможным.

Выводы к главе 2

) Состояние разработки Мыхпайского месторождения определяется как сложное, характеризующееся высокой обводненностью продукции Существенная доля (41,3%) скважин эксплуатируется с обводненностью свыше 90%.

) В настоящее время почти половина фонда (53%) от всего количества скважин, находится в бездействии. 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%.

) Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин, начиная с 1992 г был ниже проектного (от 0,89 до 0,77), что обусловлено значительным количеством простаивающего и бездействующего фонда по причине ожидания ремонта, отсутствия насосного оборудования.

) В 2000 году темп отбора сократился вдвое относительно проектного и составил всего лишь 0,7%. Низкие темпы отбора свидетельствуют о недостаточной эффективности реализуемой на месторождении системы разработки.

Очевидно, что сложившиеся тенденции добычи нефти не позволяют достичь проектного уровня нефтеизвлечения в пределах реально достижимого срока. В связи с этим особую важность приобретают методы, позволяющие интенсифицировать слабодренируемые запасы нефти. Такими методами, как показывает опыт, могут являться физико-химическое воздействие на пласт через систему нагнетательных скважин.

3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЫХПАЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

.1 Краткая характеристика способов увеличения нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении

Ранее на Мыхпайском месторождении проводились испытания нескольких технологий, направленных на уменьшение опережающего прорыва воды по наиболее высокопроницаемым участкам нефтяного пласта. К их числу можно отнести проведенные в 1982 закачки полимер-дисперсных систем (ПДС). К сожалению, авторы этих технологий использовали в качестве полимерного компонента полиакриламид, растворы которого, как известно, подвержены термической деструкции. По-видимому, это и явилось причиной не вполне удовлетворительных результатов.

Выполненные в 1995-1996гг. обработки нагнетательных скважин волокнисто-дисперсными системами (ВДС) подтверждают, что использование составов, устойчивых к воздействию высоких температур, характерных для юрских отложений Западной Сибири, более эффективно. Технология увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов высокообводненных послойно-неоднородных пластов с применением волокнисто-дисперсной системы заключается в последовательно - чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины. Древесная мука, поступающая в высокопроницаемые прослои неоднородного пласта, благодаря наличию на своей поверхности тончайших волокнистых ответвлений - фибрилл, за счет сил физического взаимодействия закрепляется на стенках пор. Более мелкие частицы глины, при нагнетании их вслед, задерживаются фибриллами древесной муки, в результате чего образуется стойкая к размыву структурированная волокнисто-дисперсная система и уменьшается сечение промытых каналов породы пласта. С течением времени древесная мука и глина предельно набухают, усиливая закупоривающий эффект.

В 1995 г. обработали пять нагнетательных скважин, дополнительная добыча нефти составила 8336 т. В 1996 г. от внедрения данной технологии дополнительно добыли 9702 т. нефти, обрабатывалось восемь скважин. Итого за два года прирост в добыче нефти составил 18038 т. (таблица 3.1).

В 1998г. было проведено испытание технологии биополимерного воздействия на нефтяной пласт применительно к условиям Мыхпайского месторождения. Отличительная особенность этого промыслового эксперимента заключалась в одновременном воздействии, практически, на весь пласт. Закачка полимерной композиции в пласт позволило за короткий срок обработать около 30 нагнетательных скважин и охватить воздействием значительную часть месторождения. Заводнением были охвачены 36 нагнетательных скважин, прореагировали 65. В результате обработки было получено 59,8 тыс. т нефти, в среднем 1661 т. на одну скважино-обработку. Есть основания считать, что такая технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин, так как обеспечивает саморегулируемое поступление изолирующего состава в пласт через систему ППД. Саморегулирование достигается тем, что количество биополимерной композиции попадающей в пласт из линии ППД через конкретную нагнетательную скважину, очевидно, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее, высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество тампонирующего материала, чем в нефтенасыщенные и малодренируемые зоны. Эффективность проведенных в 1998 году биополимерных обработок оценивалась специалистами отдела ПНП ОАО «Нижневартовскнефтегаз», продолжительность положительного воздействия по их оценке превысила 1,5 года. В результате применения этих двух технологий дебит нефти увеличился с 8 т/сут до 12,5 т/сут. По результатам проведенных мероприятий было решено продолжить применение методов нефтеотдачи пластов на основе полимеров.