Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

Таблица 2.9 - Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 1-го блока

Дата	Скв.	Способ экспл	Мероприятие	Доп. добыча нефти, т
1999	39	ШГН	ДОСТРЕЛ (ГПП).СКВ. НСКО	640
1999	54	ШГН	ДОСТРЕЛ. ПЕРЕСТРЕЛ. МНОГОЦИК ЛОВАЯ МСКВ, УОС	95
			Итого:	735
2003	39	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	359
2003	54	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	300
			Итого:	659
2009	67	ликв	РЕПЕРФОРАЦИЯ.СКР	10
2009	67	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	0
			Итого:	10
2010	67	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	226
2010	39	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-1.5/2.0	199
			Итого:	425
2011	54	нагн	ГРП реперфорация

Несмотря на невысокие отборы жидкости, уже в начальный период эксплуатации в скважинах отмечается резкое снижение пластового давления. В связи со снижением пластового давления и невысокой производительностью добывающего фонда в скважину 14, затем в скважину 61 организована закачка воды.

Для более полной оценки сложившегося состояния разработки выполним расчет запасов нефти залежи методом матбаланса, в качестве контрольного.

Исходя из фактической удельной добычи нефти q_уд. на 1 МПа снижения пластового давления за период разработки на упругом режиме

---

, можно подсчитать геологические запасы нефти по формуле С.Д. Пирсона:

Q_н.г. = q_уд. / в (2.1)

где: q_уд. – удельная добыча нефти, тыс.т;

Q_н.г. – начальные геологические запасы нефти, тыс.т;

в^* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа¹.

В лаборатории исследования пластовых флюидов БелНИПИнефть для каждой ступени снижения пластового давления экспериментально рассчитаны коэффициенты сжимаемости нефти, которые были использованы при вычислении величин эффективных коэффициентов сжимаемости пластовой системы в^* по приведенной ниже формуле:

в^* = в_{н *} S_н + в_{в *} (1 - S_н) + [(1 - m) / m] _* в_породы, (2.2)

где: в_в, в_породы – коэффициенты сжимаемости, соответственно, воды и породы, МПа^-1;

S_н – коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;

m – коэффициент пористости коллектора, доли ед.

Согласно рисунку 2.20 расчет выполнен в интервале снижения давления от 34,8 МПа до 29,6 МПа.



Рисунок 2.20– График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 1-го блока



Рисунок 2.21 – Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 39

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 34,8 МПа до 29,6 МПа согласно рис.2.25. составляет 0.001238 МПа^-1.

По литературным источникам, коэффициент сжимаемости породы принят равным коэффициенту сжимаемости зерен известняка- 0,000025 МПа¹.

Пластовые воды межсолевых отложений Соколовского месторождения относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа (по Сулину), поэтому коэффициент сжимаемости пластовой воды для всех условий принимаем соответствующим этому типу рассолов, считая его постоянным и равным 0,00035 МПа^-1.

Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов

обводненность продукции составляет 10,2%.

Залежь нефти елецкого горизонта второго блока

Разработка залежи нефти елецко-задонского горизонта 2-го блока начата в июле 1976 г. фонтанной скв.36 с начальным дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление – 35,3 МПа.

---

Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рисунках 2.22.-2.23 видно, что в начальный период разработки (1976-1979 гг.) годовые темпы отбора нефти от НИЗ были достаточно высокие и составляли 6,0-8,3%. В этот период залежь разрабатывалась одной скважиной 36. За четыре месяца из залежи отобрали 73 тыс. т нефти, что составляет 24,8% от начальных извлекаемых запасов.

За весь период разработки залежь эксплуатировалась скважинами 36, 50, 60, 66, 68, 36s2.



Рисунок 2.22 - График разработки елецкого горизонта 2-го блока



Рисунок 2.23 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 2-го блока
Для поддержания добычи и восстановления дебита за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из скважины 36 был пробурен боковой ствол. Общая эффективность работ составила 782 т.

Таблица 2.10 - Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 2-го блока

Дата	№ скв	Способ экспл	Вид работ	Эффективность т
1998	66	ШГН	ДОСТРЕЛ ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП	162
1998	65	нагн	ПРИОБЩЕНИЕ ИНТЕРВАЛА, НТЕНСИФИКАЦИЯ	0
1998	68	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕНИЕМ	644
			Итого:	806
2001	66	ШГН	СМЕНА НВ-44/НВ-32 С ДОГЛ.	370
			Итого:	370
2002	60	конт	УВЕЛИЧЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ.	0
			Итого:	0
2003	36	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	306
2003	36	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5	231
2003	66	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	13
			Итого:	550
2004	66	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5	464
2004	68	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	369
			Итого:	833
2005	66	ШГН	СМЕНА НВ-32/НВ-38	242
2005	68	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-1.5/2.0	174
			Итого:	416
1998	66	ШГН	ДОСТРЕЛ ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП	162
2006	65	нагн	КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ. ЗАМЕНА Ф/А	0
2006	68	ШГН	СМЕНА НВ-32/НВ-38	1249
			Итого:	1249
2008	36	конт	БУРЕНИЕ НОВОГО СТВОЛА	1013
2008	66	ШГН	СМЕНА НВ-38/НВ-44	532
			Итого:	1545
2010	36	ШГН	СМЕНА ЧИСЛА КАЧАНИЙ N-4/6	0

---

В марте 1992 года после снижения давления в скважинах до 15-17 МПа организована закачка воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65.

С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года переведена под нагнетание скважина 60. В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65.
За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов. На упругом режиме из залежи отобрано 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ.

На графике разработки елецко-задонской залежи 2-го блока (рисунок 2.24) видно, что максимальный годовой отбор нефти (17,7-24,4 тыс. т) был достигнут в первый год разработки. В последующем начальные дебиты нефти вновь вводимых добывающих скважин 36s2, 50, 60, 66, 68 не превышали 8-10 т/сут. и к увеличению добычи нефти не привели.



Рисунок 2.24 - График зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 2-го блока

Расчет балансовых запасов нефти выполнен методом материального баланса в интервале снижения давления от 35,4 МПа до 22,2 МПа (рисунок 2.25).



Рисунок 2.25 - Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления по скважине 36

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в интервале давлений от 35,3 МПа до 22,2 МПа составляет 0.00124 МПа^-1 (рисунок 2.26).



Рисунок 2.26 - Динамика показателей разработки воронежского горизонта западного блока

На 1.01.2012 года из залежи отобрано 249 тыс.т нефти или 84,4% начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции составляет 26%. Залежь находится на IV – ой стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы нефти на блоке составляют 46 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы нефти на 1 скважину добывающего фонда - 23 тыс. т. Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 36-165,3 тыс. т или 66,4% всей добычи из залежи.

Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.

Залежь нефти воронежского горизонта западного блока

---

Добыча нефти из залежи нефти воронежского горизонта западного блока осуществлялась с декабря 1973 г. одной добывающей скважиной 13. Начальный дебит нефти составил 59,5 т/сут. Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления. В первые годы разработки темпы выработки запасов нефти от начальных извлекаемых запасов достигали 22% (рис. 2.38). С 1973 по 1977 год из залежи отобрали около 67% начальных извлекаемых запасов (27,4 тыс. т).

К августу 1974 года пластовое давление с начального 37,4 МПа снизилось до 22,8 МПа что ниже давления насыщения (24,7 МПа), дальнейшая разработка продолжилась на режиме растворенного газа. С октября 1978 г. в связи со снижением пластового давления до 19,55 МПа (накопленная добыча нефти на эту дату составила 29,45 тыс. т нефти) дебит скважины не превышала 0,2-5 т/сут безводной нефти.

31.12.1986 г. по техническим причинам скважина 13 выбыла из добывающего фонда и ликвидирована.
Всего скв.13 добыто 32,8 тыс. т нефти (80,1% от НИЗ), достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,158 при проектном – 0,2.

Из вышеизложенного следует: как таковой системы разработки на залежи не сложилось, добыча нефти из залежи осуществлялась одной добывающей скважиной 13 на упругом режиме с переходом на режим растворенного газа.

Разработка залежи неэффективна, так как не организована система ППД.

---