Курсовая работа: Анализ эффективности проведения геолого-разведовательных работ

Таблица 3.1

Основные проектные и научно-исследовательские документы по Повховскому месторождению

Выделение четырех эксплуатационных объектов БВ₈, Ач, ЮВ₁, ЮВ₂, из них Ач - в качестве объекта ОПР.

3.2 Динамика основных показателей разработки пласта БВ₈.

Для основной залежи объекта БВ₈ - блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением на разбуренной части площади, на новых участках - обращенная семиточечная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м.

Для первой залежи Сардаковской площади - обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 600 м.

Для второй залежи Сардаковской площади - комбинированное заводнение, сочетающее приконтурное заводнение с разрезающим рядом, размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

Для третьей залежи Сардаковской площади - приконтурное заводнение с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

Для второй залежи объекта ЮВ₁ - обращенная семиточечная система разработки в разбуренной части с расстоянием между скважинами 400 м, формирование в восточной части залежи обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

Для седьмой залежи объекта ЮВ₁ - формирование комбинированной трехрядной системы разработки с чередующимися элементами из горизонтальных добывающих и наклонно-направленных скважин, с расстоянием между скважинами 500 м.

Ввод в разработку остальных залежей объекта ЮВ₁ самостоятельными скважинами или скважинами, выполнившими свое назначение на вышележащих объектах, при условии совпадения структурных планов.

Разработка залежи ЮВ₂ на естественном режиме путем углубления двух скважин с объекта ЮВ₁.

По объекту Ач проведение ОПР на второй залежи. Формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинам. В таблице 3.2 показаны соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10.

Таблица 3.2

Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10

Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4%) - ШГН. Доля скважин объекта БВ₈, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации - 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические - 2,8% (85 скважин), ликвидированные - 5,3% (158 скважин). По состоянию на 1.01.2017 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности добываемой продукции

Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин - очаговые, остальные - по первоначальному проекту. По пластам БВ_8-10 и объекту ЮВ₁ - 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ_8-10 - 1: 3; ЮВ₁ - 1: 2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ_8-10 и ЮВ₁.

Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ_8-10 составила в 2015г. 117 %, в 2016г. 110 %, за 2017г. 105,4 %. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа). Горизонт БВ₈ содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987г. и составил 11,4 млн. т (7,5 %) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994г. С 1988г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994г. (43 % от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 - 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта. Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы - 46 %. 13 % от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин - 56 %.

На 01.01.2017 г. с начала разработки по горизонту БВ₈ добыто 149,646 млн.т нефти, жидкости - 206,706 млн.т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин - 56,4 %. Накопленный водонефтяной фактор - 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти - 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,07 %. Степень выработки извлекаемых запасов - 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2017 г.) 912 скважин (67 %) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4 %) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции. Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн. т (52 % от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. - 866 тыс. т (15 % от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70 % составляет уже 1/4 от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции. Для скважин горизонта БВ₈, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67 %) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20 %. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме. В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27 % в 2006 г. до 58 % в 2016г. Горизонт БВ₈ характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17 % скважин добывающего фонда дали 68 % добычи нефти горизонта. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу - 0,409, пятому - 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46 % текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0,190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 - 37 %.

3.3 Контроль за разработкой Повховского месторождения

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляются в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных и технологических мероприятий по её осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтов и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров характеризующих процесс разработки залежи работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

-замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;