авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование разработки туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии

-- [ Страница 2 ] --

Диссертантом, методом сопоставления динамики основных технологических показателей разработки Туймазинского месторождения в зависимости от выработки запасов (от текущего КИН), установлено следующее:

1. На этапе до КИН=0,4 основные технологические показатели разработки имели благоприятную динамику: при максимальных темпах отбора нефти текущая обводненность возрастала умеренными темпами и в конце периода составила 50-70%. Суммарный водонефтяной фактор (ВНФ) не превышал 0,4. Добыча жидкости увеличивалась пропорционально росту фонда скважин. Фонд добывающих скважин приближался к максимуму и стабилизировался, а фонд нагнетательных скважин нарастал. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин плавно уменьшалось с 20:1 до 5:1. Максимальный темп отбора нефти технологически возможен до КИН 0,40.

2. После КИН=0,4:

- темпы отбора нефти резко падают из-за высоких темпов обводнения, несмотря на продолжающийся рост отбора жидкости, стабильный (до самого последнего этапа) фонд добывающих и нарастающий фонд нагнетательных скважин, резко растет ВНФ.

3. С достижением КИН 0,56 по DI и 0,48 по DII интенсивно снижается отбор жидкости, т.к. среди остановленных высокообводненных скважин преобладали самые продуктивные скважины. «Лавинообразное» снижение фонда добывающих и нагнетательных скважин и резкое уменьшение отбора жидкости на последнем этапе (в течение 11-15 лет) представляют собой незакономерное явление и связано с хозяйственной (экономической) неустойчивостью переходного периода. В этот период единственным положительным фактором явилось снижение текущей обводненности (с 98 до 95%).

Геолого-промысловый анализ показал, что разрезание залежей горизонтов DI и DII на блоки разработки себя оправдало. Первоначально запроектированная плотность сетки скважин 20 га/скв. себя также оправдала. В гидродинамическом отношении наиболее благоприятными для “подпитки” в процессе разработки от соседних блоков являются II, IV, VI, VII, IX, блоки горизонта DI и III, IV блоки горизонта DII. Соответственно, их текущая нефтеотдача 0,718-0,908 по DI и 0,595-0,615 по DII. По блокам DI - IV, VI, VII и I, II, III - DII пробурены сверхуплотняющие скважины и боковые стволы. По водонефтяным участкам текущий КИН имеет значения 0,151-0,417 по горизонту DI и 0,177 (V блок) по горизонту DII. Диссертантом выявлены четкие зависимости коэффициентов нефтеотдачи от плотности сетки скважин по блокам горизонтов DI и DII. Полученные зависимости весьма выражены и подтверждают вывод: при уплотнении сетки с 40 до 20 га/скв рост КИН достигает с 0,1 до 0,6-0,7. При дальнейшем уплотнении рост КИН не существенный – кривая имеет пологий характер с выходом на насыщение в области оптимальных значений плотности сетки скважин. Оптимальная плотность для терригенного девона составляет 18-20 га/скв.

По результатам бурения новых скважин подтверждена неравномерная выработка терригенных девонских пластов по разрезу и площади. В 69,3% случаев вскрыт полностью промытый разрез горизонтов DI и DII. Во вскрытом разрезе, состоящем из 3-12 водо- и нефтенасыщенных пропластков горизонтов DI и DII, адресная перфорация пропластков (мощностью 1-4,0м) с повышенной текущей нефтенасыщенностью эффективна независимо от их положения в вертикальном разрезе.

Приведенные результаты позволили диссертанту получить для терригенного девона статистическую зависимость начального дебита нефти от текущей нефтенасыщенной толщины для скважин, пробуренных на завершающей стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Указанная зависимость служит ориентиром для зарезки боковых стволов (БС).

Данными геофизических исследований и результатами опробования оценочных скважин, пробуренных на завершающей стадии, доказана неравномерная выработка запасов по разрезу в зонах форсированного отбора жидкости. На образцах керна (135 шт.) оценочных скважин (2065 и 2066) изучалось влияние отложений асфальто-смолистых веществ (АСВ) на проницаемость коллекторов пашийского и муллинского горизонтов. По основной массе исследованных образцов величина снижения проницаемости за счет отложений АСВ незначительна и составляет 0,1-6,9 % от значения абсолютной проницаемости. Анализ данных величин снижения проницаемости и величин остаточной нефтенасыщенности этих образцов показал, что снижение проницаемости за счет отложений АСВ на выработку запасов не повлияло.

В третьей главе выполнено исследование эффективности бурения боковых стволов (БС) на завершающей стадии разработки Туймазинского месторождения. Диссертантом произведен анализ по геолого-промысловым данным всех боковых зарезок. По терригенному девону боковые стволы классифицированы по группам и ранжированы по их эффективности. Первые БС здесь были пробурены полвека назад, но тогда они имели другую технологическую направленность – исправление технического состояния неудачного основного ствола.

Зарезка боковых стволов осуществляется на основные объекты разработки: горизонты DIV, DIII, DII, DI, Dфмс, СТ, CVI. По состоянию на 01.01.2006г пробурено 162 боковых ствола. Введено в эксплуатацию 144. Накопленная добыча нефти по всем БС составляет 652,8 тыс.т., жидкости 4149,1 тыс.т., накопленный ВНФ 5,4 т/т. По текущим результатам на один БС приходится 4,3 тыс.т. накопленной нефти.

В работе Н.Х. Габдрахманова показана эффективность бурения БС на Туймазинском нефтяном месторождении на турнейский ярус «поскольку другие методы заводнения не давали существенных результатов».

На пласт DIV пробурено 8 БС, добыто 167,3 тыс.т. нефти. Накопленный водонефтяной фактор 3,5 т/т. В среднем на 1 скважину с БС добыто 20,9 тыс.т. нефти, что свидетельствует о высокой эффективности бурения БС, которые вскрывали ранее не дренируемые запасы нефти. По остальным объектам эффективность БС ниже, чем по DIV.

Основным условием эффективной разработки залежей нефти является достоверность информации о характере заводнения и распределения текущих запасов нефти. Соответственно, от этого зависит геолого-гидродинамическое обоснование азимута (направления) проводки БС. Работами Ибрагимова И.Г., Хисамутдинова Н.И., Гильмановой Р.Х. др. указывается, что рентабельность врезки второго ствола определяется «правильностью выбора направления врезки, которое должно соответствовать направлению максимального возрастания нефтенасыщенности от ствола» на основе оценки выработки запасов нефти по результатам математического моделирования. Диссертантом уточнена методика оценки эффективности ФОЖ, зарезки БС, уплотнения сетки скважин и размещения боковых, горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью. Первоначально на стадии проектирования боковых стволов геологическое обоснование направления (азимута) на горизонты DI и DII было упрощенным. Геологический разрез продуктивного горизонта скважины, где намечается зарезка БС, сопоставлялся с разрезами окружающих скважин. Предпочтение отдавалось направлению к тем (2-3) скважинам, где разрез заметно изменяется. С гидродинамической точки зрения рассматривались накопленные и текущие показатели участка разработки. Наличие литологических зон слияния и замещения, обширные водонефтяные зоны залежей нефти терригенного девона в ряде случаев привели к образованию конусов воды и ускоренному обводнению продукции скважин. Обусловленная этим «рассеянность» остаточных запасов нефти существенно осложняет выбор участков для зарезки боковых стволов. Математическое моделирование и результаты анализа бурения более 2000 скважин и 100 боковых стволов на терригенный девон позволили автору выделить на карте остаточных запасов участки с повышенной нефтенасыщенностью и зоны со слабо дренируемыми запасами. При моделировании корректировались поля распределения проницаемости, скин-фактор на участках проведения гидроразрывов, использовались модифицированные относительные фазовые проницаемости на участках проведения форсированного отбора жидкости. По результатам моделирования осуществлен выбор азимута более 70 БС, бурения 90 новых скважин, рекомендован ввод 39 бездействующих и перевод 30 скважин на горизонты DI и DII. Эффективность применения уточненной методики подтверждена результатами бурения БС в 2006 году (скв.1719).





В следующем разделе изложены результаты изучения влияния ФОЖ на характер обводнения скважин и на нефтеотдачу.

Критерии выбора скважин для анализа ФОЖ следующие: дебит жидкости перед форсированием не менее 50т/сут., обводненность продукции не менее 50%, кратность увеличения дебита жидкости в процессе форсирования не менее 1,5; учтены скорости фильтрации, градиенты давления и остаточные запасы нефти на начало нагнетания и отбора. По приведенным критериям из нефтяного фонда горизонтов DI и DII выбрано 199 скважин.

При оценке эффективности форсирования использованы следующие параметры:

- Кж - кратность увеличения отбора жидкости:

, (1)

где qж ср – средний суточный дебит жидкости за период форсирования;

qж 0 – средний суточный дебит жидкости до форсирования

- Кн - кратность изменения среднего дебита нефти:

(2)

где qнср, qн0 –средние суточные дебиты нефти для тех же периодов.

- - отношение кратности изменения дебита нефти к кратности увеличения отбора жидкости:

, (3)

При этом считается, что скважины имеют высокую эффективность форсирования, если соблюдается условие:

1, Кн > 1. (4)

Если соблюдается условие:

< 1, Кн 1, (5)

то скважины имеют удовлетворительную эффективность форсирования, и если соблюдается условие:

< 1, Кн < 1, (6)

то в скважинах отрицательные результаты форсирования. Применение данных параметров принято на основании ранее проводимых анализов ФОЖ в работах В. Ф.Усенко, В.Р. Еникеева, Хисамутдинова Н.И. По приведенным выше критериям, выделены три группы скважин. По первой группе (77 скв.) процесс оказался высокоэффективным, по второй группе (102 скв.) процесс был эффективным. По третьей группе (20 скв.) ФОЖ дал наименее эффективный результат. Прирост дебита нефти не пропорционален приросту дебита жидкости. По первой группе прирост дебита нефти выше прироста дебита жидкости, а по второй и, особенно по третьей группе – наоборот.

Проведен анализ форсированного отбора жидкости по периодам эксплуатации скважин. Первый - период работы скважин обводненностью 50-85%, второй – обводненностью 85,1-95% и третий – обводненностью более 95%. По периодам определены накопленная добыча нефти, водонефтяной фактор (ВНФ) по каждой группе скважин и продолжительность эксплуатации на этапе форсирования. Накопленная добыча нефти 1-ой группы скважин DII в первом периоде эксплуатации 66,1 тыс.т., DI – 99,8 тыс.т., 2-ой группы 28 тыс.т. и 38,5 тыс.т. соответственно. Скважины работают 1,5-3,6 года.



Накопленный ВНФ за период составляет 3,0 - 3,7 т/т. Накопленная добыча нефти третьей группы DII составляет 32,4 тыс.т. (за 2,2 года), т.е. ее эффективность выше, чем второй группы, DI – 11,1 тыс.т.(за 1,9года). За второй период эксплуатации накопленный ВНФ первой и второй групп (DI и DII) составляет 11,5-12,1 т/т., по третьей группе 13,8-15,6 т/т. соответственно. Накопленная добыча нефти первой и второй групп DII составляет 24,9-37,1 тыс.т., DI 41,6-43,9 тыс.т. Скважины работают 3-5 лет. Третья группа скважин за 2,5 года, отбирает 12,8-19,2 тыс.т. нефти. Первый и второй периоды (5-7 лет) форсированной эксплуатации (до обводненности 95%) приводят по всем группам к ВНФ более 15 т/т. В третьем периоде диапазон изменения добычи нефти по всем группам DII 29,8-40,1 тыс.т., DI 35,6-40,2 тыс.т. Период эксплуатации по всем группам DII изменяется от 10,2 - 12,4 года, DI - от 11,6 до 12,6 года, т.е. практически одинаков. Накопленный водонефтяной фактор по всем группам также одинаков и составляет 39-42,9 т/т. Увеличение отборов жидкости из скважин с высокой обводненностью продукции (98-100%), как правило, приводило только к увеличению отборов воды. В продукции скважин с 100%-ной обводненностью появление нефти не отмечается. Технологическая эффективность форсирования скважин на завершающей стадии низкая это связано с достижением предельно возможных градиентов давления при высокой обводненности продукции скважин. Форсирование в этом периоде приводит к весьма большим отборам воды и накопленному ВНФ.

Выполнен анализ ФОЖ на Абсалямовском (XVIII блок) и Старо-Туймазинском (Х блок) участках с водонефтяными зонами. По блокам с форсированным отбором на одну тонну добытой нефти отобрано почти в два раза больше воды. Накопленная добыча нефти по XVIII блоку выше, а по X – ниже, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ. Суммарный водонефтяной фактор по блокам с ФОЖ почти в два раза больше, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ (таблица 2). Анализ показал: достичь высокий КИН, близкий к коэффициенту вытеснению, возможно при гораздо меньших скоростях фильтрации, тем самым не увеличивая кратность прокачки и кратность промывки.

Таблица 2 - Сравнение показателей разработки по блокам Туймазинского месторождения

Блок Накопленная добыча с начала разработки на 1 скв., тыс.т. Суммарный водонефтяной фактор т/т
нефти жидкости
XVIII 193 2100 9,8
X 96 1086 10,3
XVI 135 879 5,5


Pages:     | 1 || 3 |
 

Похожие работы:







 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.