Файл: Анализ эффективности применения гтм на ОреховоЕрмаковском месторождении по дисциплине Проектирование техники и технологии добычи нефти по разделу Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт.docx

Глубинные пробы пластовых флюидов отбирались в процессе опробывания и ранней стадии эксплуатации продуктивных пластов пробоотборниками типа ВПП-300, а тае же ИМСП-20. Исследования глубинных проб нефти проводились на установке УИПН300 ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

Результаты лабораторных экспериментов из ТО для двух параллельных проб (№ 1 и № 2), отобранных в скв. 354 (инт. перф. 2503-2521) на глубине 2000 м 8.02.2011 г., близки. Однако в растворенном газе содержится повышенное содержание диоксида углерода (после однократного разгазирования около 20% об., в результате ступенчатой сепарации – 25-28 % об.), вследствие чего давление насыщения пластовой нефти существенно снижается.

Поэтому на данном этапе изученности свойства пластовой нефти залежи в районе скв. 354 приняты по аналогии со свойствами пластовой нефти основной залежи ЮВ₁¹.

Принятые значения свойств нефти и растворенного газа продуктивного пласта ЮВ₁¹ Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения представлены в таблицах 1.1 – 1.2

На Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения гидрогеологические исследования проведены в шести скважинах (шесть объектов), по которым изучались пластовые воды юрского водоносного комплекса. Юрский водоносный комплекс подразделяется на нижнесреднеюрский и верхнеюрский водоносные подкомплексы. К самой верхней части подкомплекса приурочены пласт ЮВ₁¹ и горизонт ЮВ₁² (таблица 1.1), продуктивные на Орехово-Ермаковском месторождении.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти

Наименование	Пласт ЮВ11
	Количество исследованных		Диапазон изменения	Принятое среднее значение
	скважин	проб
Пластовое давление, МПа	4	15	24.6-25.9	25.2
Температура пластовая, оС	4	15	83-106	101
Давление насыщения газом при пластовой температуре, МПа	4	15	5.0-11.6	11
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	4	15	61-140	114
Объёмный коэффициент при однократном разгазировании по ступеням промысловой сепарации, д.ед.	4	15	1.275-1.531	1.371
Плотность сепарированной нефти при стандартных условиях по данным однократного разгазирования, кг/м3	4	15	833-852	839
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании по ступеням промысловой сепарации, м3/т	4	15	61-138	111
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании по ступеням промысловой сепарации, д.ед.	4	15	1.275-1.471	1.311
Плотность разгазированной нефти при стандартных условиях по данным дифференциального разгазирования по ступеням промысловой сепарации, кг/м3	4	15	820-837	828
Плотность нефти при пластовых условиях, кг/м3	4	15	634-720	708
Динамическая вязкость нефти при пластовых условиях, мПа*с	4	15	0.84-1.20	0.85
Изотермический коэффициент сжимаемости (объёмная упругость) при пластовых условиях, (1/МПа)*104	4	15	14.1-24.4	18.5
Коэффициент растворимости газа в нефти по данным однократного разгазирования, м3/(м3*МПа)	4	15	8.63-10.97	8.66
Коэффициент растворимости газа в нефти по данным дифференциального разгазирования по ступеням промысловой сепарации, м3/(м3*МПа)	4	15	8.11-10.81	8.32
Плотность растворенного газа по данным однократного разгазирования, кг/м3	4	15	1.107-1.547	1.387
Плотность растворенного газа по данным дифференциального разгазирования по ступеням промысловой сепарации, кг/м3	4	15	0.977-1.202	1.095

---

Свойства пластовых вод по подсчетным объектам Ореховской площади приняты по аналогии с результатами исследований пробы воды из скв. 371 Ермаковской площади. Соответствующие сведения о химическом составе и физических свойствах пластовых вод систематизированы в таблице 1.2
Таблица 1.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной
и пластовой нефти (% мол.)

Наименование	Пласт ЮВ11
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
Двуокись углерода	4.08	0.05	4.55	0.04	2.1
Азот+редкие	0.81	0	0.91	0	0.42
в т.ч. гелий	-	-	-	-	-
испметан	56.46	0.23	63.9	0.05	29.17
этан	8.24	0.25	8.98	0.42	4.32
пропан	15.33	1.74	13.24	4.19	8.32
изобутан	2.77	0.83	1.72	1.65	1.68
н. бутан	7.79	3.43	4.5	6.37	5.52
изопентан	1.81	2.08	0.74	2.78	1.85
н. пентан	2.04	3.58	0.92	4.55	2.9
гексаны	0.65	7.83	0.54	8.87	8.3
гептаны + высшие (С7+)	0.06	79.98	-	71.1	35.45
Молекулярная масса	33.3	192	26.3	180	111
Плотность газа, кг/м3	1.39		1.095
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.	1.15		0.909
Плотность нефти, кг/м3		839		828	708

---

---

2 Текущее состояние разработки

2.1 Характеристика состояния разработки месторождения в целом

В целом по Орехово-Ермаковской площади рекомендуемый вариант характеризуется по категории ВС₁+С₂ (на полное развитие) следующими основными положениями и технико-экономическими показателями:

• 
  Проектный фонд скважин – 212 ед., в т.ч. добывающих – 139 ед. (из них 50 ГС), нагнетательных – 66 ед., водозаборных – 4 ед.; [8].
  
• 
  Фонд к бурению – 139 ед., в т.ч. добывающих – 83 ед. (из них 50 ГС), нагнетательных – 56 ед.;. [8].
  
• 
  Реализация мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов включает:
  

• 
  бурение боковых горизонтальных стволов – 11 скв.-опер.;
  
• 
  перевод с другого объекта – 11 скв.-опер.;
  
• 
  РИР – 45 скв.-опер.;
  
• 
  ГРП – 70 скв.-опер.;
  
• 
  оптимизация режима работы скважин – 254 скв.-опер.;
  
• 
  проведение ОПЗ на добывающих и нагнетательных скважинах – 75 скв.-опер.;
  
• 
  применение мероприятий по ВПП на нагнетательных скважинах– 282 скв.-опер.
  

• 
  Накопленные показатели по Ореховской площади: добыча нефти – 7 146 тыс.т, добыча жидкости – 53 118 тыс.т, закачка воды – 59 461 тыс.м³, добыча растворенного газа – 792.3 млн.м³;
  

• 
  Достижение утвержденного КИН – 0.242. [8].
  
• 
  
  

2.2 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта

Залежь пласта ЮВ₁¹ Ореховской площади была открыта в 1976 г. по результатам бурения поисковой скв. 351, из которой при опробовании интервала 2510-2517 м был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 31.3 м³/сут на 8 мм штуцере.

За историю разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения было выполнено три проектных документа.

2000 г. – компанией «МД СЕЙС Интернейшнл Лтд.» была выполнена работа – «Проект пробной эксплуатации Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения», которая ТКР была принята как «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения» (протокол ТКР по ХМАО от 9.08.2000 г. № 167) сроком на 5 лет со следующими проектными решениями:

– объект разработки ЮВ₁;

– система разработки – площадная пятиточечная;

– расстояние между скважинами – 500 м.

– проектный фонд скважин (на период ППЭ) – 11 ед.

Основные технологические показатели Технологической схемы опытно-промышленной разработки на 2001-2005 гг. представлены в таблице 2.1

---

Таблица 2.1 - Основные технологические показатели Технологической схемы опытно-промышленной разработки на 2001-2005 гг.

Показатели/годы	2001	2002	2003	2004	2005
Добыча нефти, тыс. т	2,9	2,8	19,6	27,3	26,8
Добыча жидкости, тыс. т	3	2,9	20,2	28,5	28,9
Закачка воды, тыс. м3	-	-	8,5	23,3	22,7

В течение 2001-2002 гг. программой опытно-промышленной разработки были предусмотрены работы по расконсервации трех поисково-разведочных скв. 351, 352, 356 с проведением ГРП, проведение комплекса исследовательских работ.

В 2001 г. были выполнены работы по расконсервации скв. 351 и 352 с проведением в них гидроразрыва пласта. В 2001-2003 гг. эксплуатация этих скважин осуществлялась в зимний период, при этом скв. 351 проработала 10 месяцев, скв. 352 – 4 месяца.

В 2001 г. из скв. 351 и 352 добыто 3148 тонн нефти, что незначительно (на 8%) превысило проектный уровень. Уровень добычи нефти в 2002 году по этим скважинам увеличился более чем в 2 раза и составил 6385 тонн. Превышение над прогнозным уровнем добычи составило 123%. Более высокие показатели по добыче нефти обусловлены превышением дебита нефти новых скважин. [6].

С 2002 г. планировалось начало строительства нефтепровода и ДНС.

В 2003 г. предусматривался ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию.

Участок опытно-промышленной разработки располагался в районе куста № 2 (район между поисково-разведочными скв. 352 и 356) и состоял из трех элементов площадной обращенной пятиточечной системы.

Также в целях отработки технологий разработки низкопроницаемых коллекторов в скв. 112 и 131 планировалось бурение горизонтальных стволов длиной 250-300 м, в добывающих и нагнетательных скважинах предполагалось проведение гидроразрыва пласта.

В 2003 г. отставание фактической добычи нефти от проектной стало практически пятикратным, что объясняется отсутствием ввода 8 скважин из эксплуатационного бурения.

За время работы скв. 351 добыто 13.2 тыс.т нефти со средним дебитом 65 т/сут, при этом значение обводненности варьировало от 2.1 до 6.1%.

---