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 ||

Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений

-- [ Страница 2 ] --

Результаты полученных значений КИН при степени промывки порового объема 100 % позволили сгруппировать рассмотренные месторождения в 3 основные группы. Выделены объекты, по которым получены значения КИН более 0,6, находящиеся в пределах 0,45-0,6; 0,25 – 0,45.. Установлено, что достигнутое значение КИН связано с особенностями реализуемых систем разработки (системы размещения и плотности сеток скважин, системы воздействия, эффективность систем контроля и регулирования) и геолого-физическими характеристиками залежей.

При увеличении отбора жидкости в диапазоне от 100 до 150% от порового объема увеличение КИН в среднем по анализируемым месторождениям составило +0,06 (11%). Оценка величины прироста нефтеотдачи в диапазоне от 100 до 150% степени промывки порового объема пласта представляет практический интерес, поскольку примерно половина рассматриваемых месторождений и объектов имеет степень промывки от 50 до 100% и достижение проектной нефтеотдачи решается именно в этом диапазоне.

В диапазоне промывки 150-200% от порового объема, отбор извлекаемых запасов составляет 6 – 11 %. Величина прироста КИН в этом диапазоне промывки сопоставима с приростами КИН, получаемыми от применения МУН.

Автором обобщены показатели разработки месторождений с обводненностью 90% и более по 37 месторождениям и объектам (таблица 2).

Таблица 2 – Прирост значений КИН при разработке высокообводненных объектов

объекты Количество объектов Увеличение КИН в диапазоне Прирост добычи за период отбор воды на 1 т нефти
млн.т. %
ОАО “Татнефть” 14 0,020 - 0,058 80,7 6,2 11,1
ОАО “Башнефть” 10 0,031 - 0,113 164,8 22,2 16,3
ОАО “СамараНГ” 7 0,009 - 0,079 17,4 7,3 15,1
Западная Cибирь 6 0,008 - 0,051 154,6 7,4 14,1
ВСЕГО 37 0,020 - 0,113 417,5 9 14,4

За период эксплуатации объектов с обводненностью 90% и более по Арланскому месторождению, например, добыто 109,8 млн.т, что составляет 26,2% от всего накопленного отбора нефти. За этот период (15 лет) коэффициент нефтеизвлечения по Арланской площади увеличился на 46%, по Николо-Березовской на 33,2%, по Ново-Хазинской на 34,8%.

Результаты анализа подтверждают выводы М.М. Ивановой о том, что на этапе эксплуатации залежей с обводненностью 90% и более отбирается в среднем 9% извлекаемых запасов нефти.

Влияние годовых темпов промывки на КИН

Под годовыми темпами промывки порового нефтенасыщенного объема пласта приняты годовые отборы жидкости, в процентах от начальных геологических запасов нефти, приведенным к пластовых условиях.

Максимальные годовые темпы промывки в подавляющем большинстве рассматриваемых в данной работе объектов в основной период разработки составляют 3 - 6% от порового объема. Период снижения темпов промывки своей продолжительностью по месторождениям отличается, однако практически для всех объектов характерно их резкое снижение при отборе 80-85% извлекаемых запасов нефти, что свидетельствует о вступлении месторождения в завершающую стадию разработки.

В таблице 3 представлены результаты исследования показателей разработки месторождений с низкими темпами промывки.

Таблица 3 – Технологические показатели разработки месторождений с темпами промывки пластов менее 1 %

Месторождение объект Годовой темп промывки, % Добыча тыс.т обвод. % ВНФ КИН
нефти воды
Серафимовское, Д1 0,84 90 870 90,6 1,69 0,577
Туймазинское, ДII 0,55 30 880 96,7 3,38 0,483
Мухановское, II объект 0,67 140 660 82,5 1,6 0,434
Мухановское, III объект 0,32 60 470 88,6 0,66 0,53
Зольненское, Б1+Б2 0,41 10 110 91,6 2,36 0,653
Кулешовское, А3 0,49 10 390 97,5 1,19 0,553
Кулешовское, А4 0,63 30 1170 97,5 2,13 0,492
Ярино-Каменолож. ясн. 0,35 70 850 92,4 0,61 0,471
Анастасиевско-Троицкое 0,68 740 410 35,6 0,16 0,559
Западно-Тэбукское 0,8 130 830 86,4 0,84 0,551
Юж.Ромашкинская пл. 0,82 250 2950 92,1 1,4 0,456
Куакбашская площадь 0,48 50 150 75 1,4 0,348
1610 9740 85,8

Методика построения характеристик вытеснения

С целью прогнозирования КИН и изучения влияния годовых темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов были построены характеристики вытеснения в виде зависимостей КИН от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта и темпа промывки порового нефтенасыщенного объема пласта:

 Особенностью этих характеристик вытеснения является то, что на завершающем этапе-7

 Особенностью этих характеристик вытеснения является то, что на завершающем этапе-8

Особенностью этих характеристик вытеснения является то, что на завершающем этапе разработки месторождений кривые зависимости темпа отбора от нефтеизвлечения характеризуется резким падением и, при пересечении с осью КИН, принимает ожидаемую величину коэффициента нефтеизвлечения.

Практически по всем объектам в результате снижения темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов по характеристикам вытеснения можно судить о возможных потерях нефтеотдачи в случае продолжения эксплуатации месторождения без изменений систем разработки. По 30 рассмотренным в работе месторождениям, числящийся на государственном балансе КИН не достигается ввиду недостаточной степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов.

Расчетный объем недобора извлекаемых запасов нефти по этим объектам составил 1805 млн.т нефти или 11,2 % от начальных геологических запасов (НИЗ). На долю месторождений Западной Сибири приходится 1494 млн.т или 14 % от НИЗ.

На рисунке 5 приведен пример оценки потерь коэффициента нефтеизвлечения нефти по пласту АВ2-3 Самотлорского месторождения и величина степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта, необходимая для достижения утвержденого значения КИН – 0,52, определенная равной 400 %.

  Пример оценки потерь нефтеизвлечения и прогноз КИН в зависимости от-9

Рисунок 5 – Пример оценки потерь нефтеизвлечения и прогноз КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщеного объема пласта

Для оценки геолого-промысловых факторов, оказавших наибольшее влияние на КИН при 100 % степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов, построены графики значений КИН в зависимости от вязкости, проницаемости, расчлененности, нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины и комплексного параметра, учитывающего перечисленные величины. На основе проведенного анализа установлено, что наиболее высокую сходимость значений имеет зависимость КИН от подвижности нефти.

Сопоставительный анализ достигнутых величин КИН в зависимости от подвижности нефти позволил сгруппировать рассматриваемые месторождения в 22 группы, которые в зависимости от расчлененности пластов позволяют объединить полученные значения КИН в 3 укрупненные группы (рисунок 6).

Рисунок 6 – Прогнозные значения КИН в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов

В главе IV представлены результаты практического использования предложенного метода экспертной оценки проектных документов и в качестве примера приведено экспертное заключение автора работы на проектные документы по разработке среднекаменноугольной газонефтяной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и Новопортовского нефтяного месторождения. В экспертизе автором отмечено, что проектирование разработки и прогнозирование КИН выполнены с необоснованным завышением и занижением степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при организации заводнения.

Автором рассмотрено текущее состояние разработки месторождений ОАО «Сибнефть». По каждому эксплуатационному объекту даны рекомендации о необходимости увеличения коэффициентов использования и эксплуатации скважин с целью восстановления нарушенного баланса добычи нефти и отбора жидкости.

При реализации предложений по восстановлению процессов вытеснения, определены месторождения (таблица 4) имеющие значительные резервы увеличения КИН.

Таблица 4 – Резервы увеличения КИН по месторождениям ОАО «Сибнефть»

Пласт Месторождение Текущая степень промывки, % Резерв увеличения КИН, %
БС10-2 Карамовское 72,42 до 16
БС11 Холмогорское 62,78 25-30
БС10 Муравленковское 21,82 80-95
БС11 Муравленковское 27,71 41-43
БС7 Суторминское 36,63 до 14
БС9-1 Суторминское 33,7 16-19
БС10-1 Суторминское 15,08 30-40
БС10-2 Суторминское 29 20-28
БС11 Суторминское 20,99 37-78
Западно- Суторминское 24,09 35-40
БС10-2 Западно- Суторминское 25,78 30-38
Вынгапуровское 11,85 40-50

По всем объектам, предполагающим увеличение КИН, предложено осуществить детальный анализ их добывных возможностей, запроектировать системы контроля и регулирования процессов выработки запасов, а также разработать конкретные мероприятия по повышению объемов нефти, добываемой с использованием МУН.

Исходя из физико-химических свойств пластовых флюидов, геологической неоднородности и технологических параметров разработки для данных месторождений автором предложены вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Проведенная работа по прогнозированию КИН на основе обобщения фактических геолого-промысловых характеристик и выявлению закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при вытеснении нефти водой, позволяет сделать следующие выводы:

1. Прогнозирование КИН с использованием различных методов характеризуется расхождением его величин. Основная причина расхождений связана с недостаточной изученностью природных свойств коллекторов и промысловых характеристик разработки залежей.

2. Обобщение и анализ состояния разработки рассматриваемых месторождений с использованием предложенной методики показал, что преждевременное снижение темпов отборов жидкости ведет к снижению проектной нефтеотдачи, разбалансированию систем разработки и ухудшению структуры остаточных извлекаемых запасов нефти. Оценена величина возможных потерь добычи нефти, связанная с низкой эффективностью реализуемых систем разработки, приводящая к снижению проектного значения КИН на 30-35 %.

3. С помощью регрессионного анализа получены закономерности изменения значений КИН, при различных степенях промывки порового объема пласта, отличающиеся между собой:

а) Величиной изменения КИН при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

б) Величиной текущей нефтеотдачи при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.

в) Абсолютными значениями величины степени промывки пласта на завершающей стадии разработки.

г) Значениями изменения КИН за период эксплуатации залежей с обводненностью 90% и более.

д) Годовыми темпами промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при заводнении.

4. Определена степень промывки необходимая для достижения числящихся на государственном балансе значений КИН, которая колеблется в диапазоне от 100 до 150% объема пор пласта. В особых случаях она может быть доведена до 250 – 300 % и более.

5. Системный анализ текущих КИН, достигнутый по длительно разрабатываемым месторождениям позволяет достаточно надежно прогнозировать величину КИН, на основе предложенной палетки, в пределах 0.25-0.45 для месторождений с подвижностью нефти 0.02-0.2; КИН 0.45-0.6 для нефтей с подвижностью 0.2-0.7 и КИН 0.6 и более для месторождений с подвижностью нефти 0.7-0.9. При этом расчлененность пласта изменяется в пределах 4-10; 2-4 и 1.7-2.4 соответственно.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н., Храмов П.Ф., Устимов С.К. Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов на современном этапе развития нефтяной отрасли. /Труды Всероссийского совещания по разработке месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений». г. Альметьевск, 5-9 июля 2000г., Изд-во ОАО «Татполиграф», с. 29 - 35.

2. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Мальцев С.А., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений ОАО «Сибнефть» в связи с прогнозом КИН. /Материалы научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005г.г.». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998, с. 57- 79.

3. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Муслимов Р.Х., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН. /Труды научно-практической конференции посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных месторождений Волго-Камского региона. г. Казань: Изд-во «Новое знание», 1998, с. 37 - 62.

4. Базив В.Ф., Мальцев С.А., Устимов С.К. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости. М.: Нефтяное хозяйство, 1998, №4, с. 25 – 29.

5. Княэев С.В., Кулаков А.И., Трунилина Т.Д., Николаев В.А., Устимов С.К. Предварительная оценка эффективности разработки месторождений совместными предприятиями с иностранными инвестициями /Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 556-576.

6. Устимов С.К., Мальцев С.А. Повышение нефтеотдачи при использовании горизонтального бурения и зарезки боковых стволов. /Труды VII Международной конференции по горизонтальному бурению. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ», РГУНГ им. И.М. Губкина, 2002. с.51-56.

7. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Мальцев С.А., Муслимов Р.Х., Устимов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН. г. Самара: Интервал № 8 (43), ООО «ДСМ», 2002, с. 15 - 24.

Подписано к печати «_____» апреля 2007 г.

Заказ № С 0000

Тираж 120 экз.

Объем 1 уч – изд. Л. Ф - т 60x84/16

Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ»

Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка



Pages:     | 1 ||
 





 
© 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.