Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

(2.6)

где Qжi– заданная годовая добыча жидкости, тыс.м3; ti– время, начиная с первого года прогнозного периода (i=1,2,…,n), годы; Qнi-1– накопленная добыча нефти в (i-1) году, тыс.м3.

Затем рассчитываются годовые отборы воды, обводненность продукции, темпы отбора и другие показатели разработки на период прогноза.

Извлекаемые запасы нефти (в тыс.м3), которые без учёта экономических показателей могут быть добыты из пласта при существующей системе и технологии разработки, согласно модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева обратны по величине коэффициенту В, определяемому по формуле (2.4).

Согласно модели Г.С.Камбарова, характеристика вытеснения строится в координатах QнQж – Qж и на поздней стадии разработки представляет собой прямую линию, описываемую уравнением:

Для расчета показателей разработки на перспективу предварительно также определяются коэффициенты А и В методом средних по трем точкам прямой:

, (2.7)

. (2.8)

При заданной годовой добыче жидкости рассчитываются годовые отборы нефти на прогнозный период:

. (2.9)

Обозначения те же, что и в формуле (2.6).

Затем рассчитываются годовые отборы воды, обводненность продукции, темпы отбора и другие показатели разработки на период прогноза.

Извлекаемые запасы нефти (в тыс.м3), которые могут быть добыты из пласта при существующей системе и технологии разработки без учёта экономических показателей, согласно модели Г.С.Камбарова численно равны коэффициенту А, определяемому по формуле (2.4).

В основу расчета положены фактические данные об изменении годовых и накопленных отборов нефти и воды за 2012-2014 г.г. (см. табл. 2.9). Обводненность в этот период существенно превышала 60%, что является одним из условий получения достоверных результатов. Предполагается, что дальнейшая разработка пласта будет осуществляться действующим фондом скважин (17 единиц без отключения) при постоянном отборе жидкости, который поддерживается на уровне 1024 тыс.м3.

2.6.1 Расчет по модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева

Общий вид характеристики вытеснения представлен на рис. 2.10.

---

Потенциальные извлекаемые запасы нефти пласта Д1 (без учета экономических показателей) равны:

.

,

где ρпов – плотность нефти в поверхностных условиях; b – объемный коэффициент нефти.

Годовой отбор нефти на первый прогнозный год:



Годовые отборы нефти по другим годам прогнозного периода рассчитываются аналогично.

Расчеты остальных показателей выполнены с использованием программной оболочки Excel. Результаты расчета прогнозных показателей разработки на перспективный период приведены в табл.2.10

Конечный КИН, который может быть достигнут при «бесконечной промывке» пласта, составляет по модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева 0,301. Это намного меньше утвержденного показателя (0,329).

К 2066 г. согласно прогнозу с использованием модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева дебит одной добывающей скважины по нефти снизится до 0,2 т/сут. К этому времени обводненность добываемой продукции пласта В1 достигнет рентабельной в 99%, разработка прекратится по экономическим соображениям, к этому моменту будет извлечено 7564,9 тыс.т нефти. степень выработки утвержденных извлекаемых запасов составит 67,6% при текущей обводненности продукции 99%, текущий КИН 0,301

2.6.1 Расчет по модели Г.С.Камбарова

Общий вид характеристики вытеснения представлен на рис 2.11








Потенциальные извлекаемые запасы нефти (без учета экономических показателей) равны:

.

---

.

Годовой отбор нефти на первый прогнозный год:



Годовые отборы нефти по другим годам прогнозного периода рассчитываются аналогично.

Расчеты остальных показателей выполнены с использованием программной оболочки Excel. Результаты расчета прогнозных показателей разработки на перспективный период приведены в табл. 2.11.

Конечный КИН, который может быть достигнут при «бесконечной промывке» пласта, составляет по модели Г.С. Камбарова 0,289. Это немного меньше утвержденного показателя (0,316).

К 2063 г. согласно прогнозу с использованием модели Г.С. Камбарова дебит одной добывающей скважины по нефти снизится до 0,2 т/сут. К этому времени из пласта В1 будет извлечено 6350,6 тыс.т нефти, обводненность достигнет предела рентабельности (99%). Степень выработки утвержденных извлекаемых запасов составит 64,9% при текущей обводненности продукции 99%, текущий КИН 0,289

Таким образом, при существующих темпах отбора жидкости и обводнения продукции проектный КИН не будет достигнут. По наиболее оптимистичному варианту разработка пласта завершится к 2063 году, при этом утвержденные извлекаемые запасы будут выработаны только 64,9%.

Для достижения проектного КИН необходимо планировать мероприятия по ограничению водопритока и адресному воздействию на слабо выработанные интервалы и зоны пласта с учетом реологических особенностей фильтрации.

---

2.7 Оценка эффективности сложившейся системы разработки и рекомендации по ее регулированию

Сложившаяся система разработки не способствует полной выработке остаточных извлекаемых запасов, о чем свидетельствуют расчеты, выполненные по эмпирическим методикам.

С целью повышения эффективности процесса разработки и вовлечения в разработку неохваченных процессом вытеснения участков залежи, рекомендуются следующие мероприятия:

бурение горизонтального ствола из добывающей скважины № 109 - в 2016 г. и четырех боковых стволов: из добывающих скважин №№ 105 (пласта Д3vr) и 129 - в 2017 г., добывающей скважины №  123 (пласта ДI/) - в 2025 г. и добывающей скважины № 126 (пласта ДI/)– в 2037 г.;

бурение горизонтальной скважины № 150 в 2018 г., зависимой от бурения БГС из скважины 109;

перевод на пласт ДI/ добывающей скважины № 126 в 2018 г.;

перевод на пласт Д3vr добывающей скважины № 108 в 2024 г.;

проведение РИР с целью ликвидации заколонныхперетоков в добывающих скважинах №№ 126 и 129 в 2015 г. и № 138 в 2016г.

С целью снижения обводненности добывающих скважин предлагается использовать полимерные материалы - кремнийорганические соединения, а именно составы «Акор», разработанные в ОАО «НПО «Бурение».

Учитывая то, что пласт ДI характеризуется хорошими коллекторскими свойствами и активной связью с пластовой водонапорной системой предлагается отказаться от предусмотренного базовым вариантом бурения нагнетательных скважин и осуществлять разработку залежи на естественном режиме. Планируемая в рамках второго варианта программа ГТМ обеспечивает удовлетворительное энергетическое состояние залежи на протяжении всего срока разработки.

После реализации мероприятий эксплуатационный фонд будет состоять из восьми добывающих скважин (в том числе одной горизонтальной). Разработка залежи предполагается на естественном упруговодонапорном режиме. Плотность сетки составит 14,8 га/скв.

Таким образом, в целом по Восточному месторождению к реализации предлагаются следующие мероприятия:

бурение горизонтальной скважины – 1;

бурение горизонтальных стволов – 1;

бурение боковых стволов – 4;

проведение ГРП – 4;

перевод скважин на другие пласты под добычу – 3;

перевод пьезометрической скважины под закачку – 1;

---

приобщение пластов – 2;

РИР по устранению заколонныхперетоков – 5;

ОПЗ с целью ограничения водопритока – 45;

обработки углеводородными растворителями – 8;

выравнивание профиля приемистости - 8.

2.8 Мероприятия по регулированию и контролю за разработкой

Контроль за разработкой Восточного месторождения осуществлялся в целях:

- оценки эффективности применяемой системы;

-оценки эффективности отдельных технологических мероприятий по регулированию выработки запасов нефти;

-оценки эффективности новых технологий, применяемых на залежах нефти;

-получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию;

В процессе контроля за разработкой изучаются:

- динамика текущей и накопленной нефти, воды и газа, а также динамика закачки рабочих агентов;

- охват запасов нефти разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по пластам с оценкой степени охвата пластов заводнением;

- энергетическое состояние пластов, динамика пластового и забойного давлений;

- изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

- техническое состояние эксплуатационных колонн;

- изменение физико-химических свойств добываемой жидкости;

- характеристики вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.

В процессе разработки Восточного месторождения в скважинах проводились замеры пластового и забойного давления, дебитов нефти, жидкости, газа, обводненности, отбор и химический анализ проб нефти, гидродинамические исследования с целью определения ФЕС и продуктивных характеристик, исследования за изменением параметров при работе технологического оборудования, оценка качества цементирования и технического состояния эксплуатационных колонн.

На текущем этапе разработки необходимо дополнительно уделять таким видам исследований, замер температуры пласта, отбор керна из новых скважин, исследование проб нефти и воды, проведение гидродинамических исследований для определения текущего пластового давления и ФЕС призабойной зоны скважин.

---