Файл: 1 Геологический раздел 5 1Общие сведения о Вишенском месторождении 5.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 78
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
История проектирования разработки
За весь срок разработки было составлено пять проектных документов:
1. «Технологическая схема разработки Вишенского месторождения», выполнена ОАО «ВНИИнефть» в 1995 году. Представленная работа на рассмотрение ЦКР Минтопэнерго не представлялась.
2. Анализ состояния и прогноз технико-экономических показателей разработки лицензионных объектов ОАО «Ульяновскнефтеотдача» в 1999 г. (ОАО «ВНИИнефть»). В данном технологическом документе были проведены расчеты по добыче нефти на перспективу, утвержден ЦКР Минтопэнерго (Протокол ЦКР №2476 от 28.10.1999г.).
3. Технологическая схема разработки в 2001 г. выполнена институтом ТатНИПИнефть (протокол ЦКР Минэнерго России № 2737 от 25.10.2001 г.).
4. «Дополнение к Технологической схеме разработки Вишенского нефтяного месторождения», проект выполнен ЗАО «ВолгоградНИПИнефть» в 2008 году и утвержден ТО ЦКР Роснедр по УР (Протокол №255 от 10.04.2008 г.).
5. «Дополнение к Технологической схеме разработки Вишенского нефтяного месторождения», выполнен ЗАО «ИНКОНКО» в 2011 году и утвержден ЦКР Роснедр по УВС (Протокол №5296 от 22.12.2011 г.) со следующими основными положениями:
- выделение трех объектов разработки – пласты А3+А4, Б1+Б2 и С1t;
- разработка всех объектов на естественном режиме;
- система размещения скважин избирательная, расстояние между скважинами 150-300 м;
- общий фонд – 18 добывающих скважин (все в пределах ЛУ);
- фонд для бурения – 10 добывающих, в т.ч. четыре горизонтальных;
- бурение шести боковых стволов (в т.ч. один за пределы ЛУ);
- накопленная добыча нефти – 937 тыс.т (в т.ч. в пределах ЛУ – 892 тыс.т);
- достижение КИН в целом по месторождению – 0.362. [7-9]
2 Технологический раздел
2.1 Текущее состояние разработки месторождения
Месторождение открыто в 1980 году, введено в разработку в 1986 году.
На 01.01.2013 г. пробуренный фонд - двенадцать скважин, 10 скважин находятся в действующем добывающем фонде, две скважины находятся в освоении после бурения. В разработке находятся пласты А3, А4, Б1+Б2, C1t. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Разработка пластов ведется без применения системы ППД [6].
Характеристика фонда скважин приведена в Приложении 3.
На дату составления проектного документа в целом по месторождению добыто 332 тыс.т нефти и 662 тыс.т жидкости. Текущий КИН по месторождению 0.120 (по категории С1) при утвержденном 0.353. Отбор от НИЗ составил 34% при обводненности продукции 46.4%.
На первом этапе разработки в период с 1986 по 1996 гг. месторождение разрабатывалось одной скважиной (№12), которая работала со стабильным дебитом от 5 до 10 т/сут безводной нефти. В 1997 г. были введены в эксплуатацию из бурения еще две скважины (№8, 17), за счет которых уровни добычи выросли и поднялись с 3.3 до 7.7 тыс.т. За последующие пять лет наблюдается неуклонный рост добычи, которая в 2002 г. достигла максимума 18.0 тыс.т, в связи с выводом из бурения в 2000-2001 гг. еще пяти скважин (№61, 62, 63, 64, 65). При этом выросла и обводненность с 6.6% до 35.2%. На протяжении последующих пяти лет добыча нефти держалась практически на одном уровне при росте обводненности с 38.9% до 48.1%. В 2008 и 2010 гг. было проведено несколько удачных ГТМ, связанных с оптимизацией работы скважин и реперфорациями, которые позволили поднять уровень добычи до 19.6 тыс.т. Существенный рост уровней добычи нефти начался в 2011 г., что совпадает с возобновлением бурения и вводом новых скважин. В 2012 г. фонд добывающих скважин увеличился до 12 и был достигнут максимальный годовой отбор нефти 68.1 тыс.т, при обводненности 46.4% [2-6].
В 2012 г. добыча нефти составила 68.1 тыс.т, добыча жидкости составила 127.2 тыс.т, обводненность достигла 46.4%. Средний дебит нефти составил 15.6 т/сут, жидкости – 29.2 т/сут. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти в 2012 г. составил 7.0%, от текущих – 9.5%.
Накопленные на 01.01.2013 г. показатели по добыче нефти и жидкости составляют соответственно 332.0 тыс.т и 662.1 тыс.т. Текущий КИН (по категории С1) по месторождению – 0.120, отбор от извлекаемых запасов – 33.9%. Отметим, что расчеты всех интегральных величин проведены с учетом запасов нового пласта А2 верейского горизонта, посчитанных в ОПЗ 2013 г.
Объект А3+А4 введен в разработку в 1997 году. До 2012 г. он разрабатывался одной скважиной №17, совместно с пластами Б1+Б2 и C1t. В 2012 г. были переведены еще три скважины (№№8, 61, 64). Накопленная за весь период разработки добыча нефти и жидкости составила 16.4 тыс.т и 24.5 тыс.т соответственно. Текущий КИН (по категории С1) составил 0.03 при утвержденном 0.285, отбор от НИЗ 10% при обводненности продукции 25.7%. Средний дебит по нефти 5.5 т/сут, по жидкости 7.4 т/сут. Пластовое давление находится на уровне начального [5,6].
Объект Б1+Б2 введен в разработку в 1986 году. Всего на объект пробурено пять скважин, еще семь скважин были в разное время приобщены с объектом C1t. По состоянию на 01.01.2013 г. в эксплуатационном фонде числится 11 действующих добывающих скважин, из них 6 совместных (№№8, 17, 61, 63, 65, 66), две скважины находятся в освоении после бурения (№№67-2, 67-3). Действующий фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом: 6 скважин оборудованы ЭЦН, пять – ШГН.
Накопленная за весь период разработки добыча нефти и жидкости составила 209 тыс.т и 475 тыс.т соответственно. Текущий КИН (по категории С1) составил 0.148 при утвержденном 0.445, отбор от НИЗ 33% при обводненности продукции 49%. Средний дебит по нефти – 12.4 т/сут, по жидкости – 24.3 т/сут. Среднее пластовое давление снизилось на 10-15% относительно начального.
Объект С1t введен в разработку в 1997 году. На 01.01.2013 г. действующий фонд составляет шесть добывающих скважин, все работают совместно с пластом Б1+Б2. Накопленная за весь период разработки добыча нефти и жидкости составила 106 тыс.т и 162 тыс.т соответственно. Текущий КИН (по категории С1) составил 0.161 при утвержденном 0.229, отбор от НИЗ 70% при обводненности продукции 45%. Средний дебит по нефти – 4.9 т/сут, по жидкости – 8.8 т/сут. Среднее пластовое давление снизилось на 10-15% относительно начального. [7]
На протяжении последних пяти лет разработка Вишенского месторождения осуществляется на основании двух проектных документов.
В 2008 г. фактические уровни добычи нефти оказались на 36% (5 тыс.т) выше проектных, что вызвано проведением нескольких удачных ГТМ, связанных с оптимизацией работы скважин и реперфорациями. Это позволило увеличить дебит нефти (7.1 т/сут вместо 5.2 т/сут), но с другой стороны это сопровождалось существенным увеличением дебитов по жидкости. В связи с существенными отклонениями в 2008 г. было составлено Дополнение к технологической схеме, в рамках которой были скорректированы проектные уровни добычи и объемы бурения.
В 2009 г. существенных отклонений по добыче нефти не отмечается, вместе с тем фактические дебиты по нефти незначительно ниже проектных, но при этом дебиты по жидкости гораздо выше (26.1 т/сут против 10.2 т/сут). В 2010 г. было проведено еще несколько ГТМ, благодаря которым удалось повысить дебит нефти (7.8 т/сут против 5.4 т/сут) и снизить дебит жидкости (25.4 т/сут против 11.2 т/сут). Что привело к тому, что даже при не реализации проектного бурения (не пробурена одна скважина) фактические уровни добычи нефти на 29% (21.6 тыс.т вместо 16.8 тыс.т) превысили проектные. Проектный уровень добычи жидкости оказался превышен в два раза (70.4 тыс.т вместо 35.0 тыс.т). [11]
В 2011 г. была введена в эксплуатацию скважина, благодаря чему было достигнуто проектное количество добывающих скважин. Фактические уровни добычи нефти соответствуют проектным, при этом уровень жидкости ниже проектного на 30%. В 2012 г. вместо запланированного бурения четырех скважин было пробурено три, одна из которых работает совместно на объекты Б1+Б2 и C1t. При этом превышение проектных уровней по нефти несущественно (68.1 тыс.т против 65.4 тыс.т), а обводненность стала ниже (46.6% вместо 67.7%).
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению представлено в Приложении 4.
Карты текущих и накопленных отборов нефти и жидкости приведены на рисунках 11-16.
Мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи проводятся в соответствии с принятыми проектными решениями. Всего от проведения ГТМ за период с 2003 по 2012 гг. дополнительно добыто 26.5 тыс.т нефти. [9]
Рисунок 11 - Карта накопленных отборов жидкости на 01.01.2014 г. Объект А3+А4
Рисунок 12 - Карта текущих отборов жидкости на 01.01.2014 г. Объект А3+А4
Рисунок 13 - Карта накопленных отборов жидкости на 01.01.2014 г.
Объект Б1+Б2
Рисунок 14 - Карта текущих отборов жидкости на 01.01.2014 г. Объект Б1+Б2
Рисунок 15 - Карта накопленных отборов жидкости на 01.01.2014 г.
Объект C1t
Рисунок 16 - Карта текущих отборов жидкости на 01.01.2014 г. Объект C1t
2.2 Принципиальные положения проектного документа
Прогноз технологических показателей выполнен с использованием геолого-технологических моделей. Геологическое моделирование выполнено с помощью программного комплекса Petrel фирмы «Schlumberger». Гидродинамическое моделирование осуществлялось с использованием программных пакетов «Eclipse».
В настоящий момент в разработке находятся все продуктивные пласты месторождения за исключением пласта А2. Учитывая, что с момента составления предыдущего проектного документа прошло всего два года основной задачей данной работы является не пересмотр принятых ранее проектных решений, а вовлечение в разработку запасов новой залежи.
С учетом требований методических рекомендаций по проектированию, на основании имеющихся представлений о геологическом строении месторождения в работе рассмотрен один вариант по объекту C
1t и по два варианта разработки по объектам А2+А3+А4, Б1+Б2 и по месторождению в целом:
Вариант 1 – воспроизводит утвержденный предыдущим проектным документом вариант разработки;
Вариант 2 – проектные решения оптимизируются с учетом текущей выработки запасов и состояния фонда скважин.
Объект А3+А4
Вариант 1 (базовый) – представляет собой реализацию рекомендуемого варианта проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Вишенского месторождения» (2011 г.), который предусматривает следующие мероприятия:
- общий фонд – 11 добывающих скважин;
- перевод пяти скважин с нижележащих объектов (скв.12, 66, 67-2, 67-3, 84);
- бурение пяти боковых стволов из скв. №№ 17, 61, 63, 64, 65;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в трех скважинах (скв.63, 64, 65);
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. проведение ПТОС, СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 64 года;
- накопленная добыча нефти – 206 тыс.т;
- достижение КИН - 0.291, Квыт – 0.400, Кохв – 0.728.
Вариант 2 – представляет собой модификацию базового варианта с учетом текущего распределения остаточных запасов нефти и состояния фонда скважин. В варианте предусматриваются следующие мероприятия:
- общий фонд – 11 добывающих скважин;
- перевод четырех скважин с нижележащих объектов (скв.12, 67-1, 67-2, 67-3);
- бурение четырех боковых стволов из скв.№№ 17, 61, 63, 64;
- оснащение оборудованием для ОРЭ в четырёх скважинах (скв.63, 64, 65, 66);
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. проведение ПТОС, СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 60 лет;
- накопленная добыча нефти – 204 тыс.т;
- достижение КИН – 0.289, Квыт – 0.400, Кохв – 0.723.
Объект Б1+Б2
Вариант 1 (базовый) – представляет собой реализацию рекомендуемого варианта действующего проектного документа (Дополнение к технологической схеме 2011 г.), который предусматривает следующие мероприятия:
- общий фонд – 19 добывающих скважин;
- бурение 7 скважин в 2014-2017 гг. (из них 4 горизонтальных);
- оснащение оборудованием для ОРЭ в трех скважинах (скв.63, 64, 65);
- выполнение различных ГТМ, в т.ч. проведение СКО, ВИР и РИР;
- проектный срок разработки 13 лет;
- накопленная добыча нефти – 662 тыс.т;
- достижение КИН – 0.469, Квыт – 0.601, Кохв – 0.780.
Вариант 2 – представляет собой модификацию базового варианта, в котором было оптимизировано количество и положение новых скважин с учетом выработки пласта по фильтрационной модели, переведена под нагнетание скв.12: