Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 222
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.2. Анализ текущего состояния разработки Мишкинского месторождения.
Процесс разработки верейского объекта оценивается как низкоэффективный. Основными причинами являются:
1. Геолого-физические. Изменение геолого-физических характеристик пласта, приведшее к уменьшению запасов нефти по сравнению с представленными в технологической схеме и определившее низкую продуктивность скважин. Более высокая зональная и послойная неоднородность, обширные ВНЗ, слабая активность законтурной области, невысокие ФЕС объекта обуславливают низкие темпы разработки при интенсивном обводнении добывающих скважин.
2. Технологические. Запроектированная ранее система заводнения является недостаточно эффективной ввиду изначально низкого соотношения нагнетательных и добывающих скважин и неудачного уплотнения по принципу создания площадного тринадцатиточечного элемента. Охват заводнением по площади очень низкий, вытеснение нефти водой протекает весьма неэффективно.
3. Дефицит пробуренного фонда. Более 30 % запасов промышленных категорий не вовлечены в разработку (наличие природоохранных зон, обширных ВНЗ и зон с нефтенасыщенной толщиной менее двух метров).
Состояние разработки башкирского объекта оценивается как низкоэффективное. Основными причинами являются:
1. Уменьшение запасов нефти в сравнении с предполагаемыми на стадии составления технологической схемы. Разработка объекта протекает в более сложных геологических условиях, высокая зональная и послойная неоднородность, невысокие ФЕС объекта обуславливают низкие темпы разработки при интенсивном обводнении добывающих скважин.
2. Дефицит закачки. Наблюдается низкий охват объекта заводнением по площади и разрезу, когда прорыв воды происходит по отдельным наиболее проницаемым прослоям, обеспечивая вытеснение нефти вдоль линий тока на небольшой площади.
При сравнительно небольшой выработке запасов достигнут высокий процент обводненности. Основной дефицит закачки и более низкие пластовые давления наблюдаются в элементах, которые разбурены на Мишкинском месторождении по более плотной сетке скважин. Запроектированная система заводнения является недостаточно эффективной (низкое соотношение нагнетательных и добывающих скважин в зонах реализации площадной тринадцатиточечной системы заводнения).
Основные направления по повышению эффективности разработки башкирской залежи должны быть связаны с мероприятиями по снижению обводненности и вовлечением в разработку недренируемых или слабодренируемых участков залежи и продуктивных пластов.
В целом по текущему состоянию разработки яснополянского объекта можно сделать следующие выводы:
1. Разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных, при одинаковой обводненности.
2. В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,274, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения.
3. Фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой ниже проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно, выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением.
Текущее состояние разработки турнейского объекта можно характеризовать как удовлетворительное. Реализованы практически все проектные решения в области размещения скважин. Существенный рост добычи нефти и жидкости на турнейском объекте и превышение проектных показателей связаны, прежде всего, с осуществлением горизонтального бурения. Применение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы добычи нефти.
Характеристика фонда скважин приведена в табл. 4.
Таблица 4.
2.2.1. Сравнение утверждённых и фактических показателей разработки.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки турнейского объекта.
Таблица 5.
| № | Показатели разработки | Ед.изм. | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 |
| 1 | Добыча нефти, всего | тыс.т | 640.8/288.8 | 644.7/259.9 | 648.5/277.4 | 652.1/288.3 | 642.3/301.3 |
| 300.3 | 289.5 | 280.4 | 284.7 | 334.6 | |||
| 2 | в том числе: из переходящих скважин | тыс.т | 604.8/288.8 | 608.7/259.9 | 612.5/272.6 | 629.5/272.3 | 642.3/285.3 |
| 298.3 | 283.4 | 264.0 | 278.8 | 327.0 | |||
| 3 | новых скважин | тыс.т | 36.0/0.0 | 36.0/0.0 | 36.0/4.8 | 22.6/16.0 | 0.0/16.0 |
| 2.0 | 6.1 | 16.4 | 5.9 | 7.6 | |||
| 4 | за счет методов повышениянефтеотдачи (БГС) | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 0.00 | 2.69 | 10.58 | 14.03 | 12.76 | |||
| 5 | Накопленная добыча нефти | тыс.т | 9878/7571 | 10522/7831 | 11171/8146 | 11823/8434 | 12465/8735 |
| 7579 | 7868 | 8148 | 8433 | 8768 | |||
| 6 | в т.ч. за счет методов повышения нефтеотдачи (БГС) | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 0.00 | 2.69 | 13.27 | 27.30 | 40.06 | |||
| 8 | Коэффициент нефтеизвлечения | % | 10.4/8.0 | 11.1/8.3 | 11.8/8.6 | 12.5/8.9 | 13.1/9.2 |
| 8.0 | 8.3 | 8.6 | 8.9 | 9.2 | |||
| 9 | Темп отбора от нач.утвержд.извл. зап. | % | 2.0/0.9 | 2.0/0.8 | 2.0/0.9 | 2.0/0.9 | 2.0/0.9 |
| 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | 1.1 | |||
| 10 | Темп отбора от тек.утвержд.извл. зап. | % | 2.9/1.2 | 3.0/1.1 | 3.1/1.2 | 3.3/1.2 | 3.3/1.3 |
| 1.2 | 1.2 | 1.2 | 1.2 | 1.5 | |||
| 11 | Обводненность среднегодовая (по весу) | % | 70.0/70.5 | 71.2/72.2 | 74.1/77.1 | 76.2/77.3 | 78.1/78.1 |
| 75.0 | 76.1 | 78.9 | 80.6 | 76.6 | |||
| 12 | Добыча жидкости, всего | тыс.т | 2136/979 | 2239/935 | 2504/1210 | 2740/1271 | 2933/1374 |
| 1199.0 | 1210.7 | 1328.8 | 1469.9 | 1431.0 | |||
| 13 | В том числе: фонтан | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| 14 | ЭЦН | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 44.1 | 60.6 | 153.7 | 284.6 | 261.6 | |||
| 15 | ШГН | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 1152.7 | 1145.1 | 1168.8 | 1183.3 | 1169.4 | |||
| 16 | УЭДН | тыс.т | - | - | - | - | - |
| 2.2 | 4.9 | 6.3 | 2.0 | 0.0 | |||
| 17 | Накопленная добыча жидкости | тыс.т | 19558/13728 | 21797/14663 | 24301/16437 | 27041/17708 | 29973/19082 |
| 14016 | 15227 | 16555 | 18025 | 19456 | |||
| 18 | Закачка рабочего агента | тыс.м3 | 2587/953 | 2706/907 | 3012/1330 | 3284/1334 | 3504/1354 |
| 1215 | 1262 | 1291 | 1493 | 1507 | |||
| 19 | Накопленная закачка | тыс.м3 | 25519/17368 | 28225/18275 | 31237/20203 | 34520/21537 | 38024/22891 |
| | | | | | |||
| | | | | | |||
| 17612 | 18874 | 20165 | 21658 | 23165 | |||
| 20 | Компенсация отборов жидкости в пл. усл. | % | 115/99 | 115/99 | 115/108 | 115/103 | 115/97 |
| 103 | 106 | 99 | 104 | 108 | |||
| 21 | Накопленная компенсация | % | 120/118 | 119/117 | 119/118 | 119/117 | 118/116 |
| 120 | 119 | 118 | 117 | 117 | |||
| 22 | Среднее давление на устье нагнетательных скважин | МПа | 10.0/10.0 | 10.0/10.0 | 10.0/10.0 | 10.0/10.0 | 10.0/10.0 |
| 8.8 | 8.4 | 7.9 | 8.1 | 9.0 | |||
| 23 | Пластовое давление | МПа | 12.1/12.1 | 12.1/12.1 | 12.1/12.1 | 12.1/12.1 | 12.1/12.1 |
| 11.9 | 11.8 | 11.8 | 11.8 | 11.9 | |||
| 24 | Газовый фактор | м3/т | 16.4/16.4 | 16.4/16.4 | 16.4/16.4 | 16.4/16.4 | 16.4/16.4 |
| 17.4 | 18.4 | 19.4 | 20.4 | 21.4 | |||
| 25 | Коэффициент использования фонда добывающих скважин | д.е. | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 |
| 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.8 | 0.8 | |||
| 26 | Коэффициент эксплуатации добывающих скважин | д.е. | 0.9/0.9 | 0.9/0.9 | 0.9/0.9 | 0.9/0.9 | 0.9/0.9 |
| 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | |||
| 27 | Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин | д.е. | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 | 1.0/1.0 |
| 0.8 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | 0.9 | |||
| 28 | Плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин | 104м2/скв | 22/22 | 22/22 | 22/22 | 22/22 | 22/22 |
| 22 | 22 | 22 | 22 | 22 | |||
| 29 | Удельные остаточные балансовые запасы на 1 скв. добыващего фонда | тыс.т/скв. | 169/238 | 145/237 | 128/212 | 118/208 | 117/203 |
| 224 | 216 | 204 | 198 | 195 | |||
| 30 | Эксплуатационное бурение, всего | тыс. м | 101/0 | 101/0 | 101/8 | 63/12 | 0/13 |
| 0 | 0 | 7 | 0 | 6 | |||
| 31 | Ввод добывающих скважин | шт. | 75/0 | 75/0 | 75/6 | 47/10 | 0/10 |
| 4 | 14 | 27 | 14 | 8 | |||
| 32 | Выбытие добывающих скважин | шт. | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/2 | 0/2 |
| 1 | 2 | 5 | 2 | 2 | |||
| 33 | в том числе под закачку | шт. | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/2 | 0/2 |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| 34 | Фонд добывающих скважин на конец года | шт. | 504/367 | 580/367 | 656/408 | 703/416 | 703/424 |
| 390 | 402 | 424 | 436 | 442 | |||
| 35 | в т.ч. нагнетательных в отработке | шт. | 0/6 | 0/6 | 0/4 | 0/4 | 0/4 |
| 4 | 4 | 4 | 4 | 5 | |||
| 36 | Механизированных | шт. | 504/367 | 580/367 | 656/408 | 703/416 | 703/424 |
| 390 | 402 | 424 | 436 | 442 | |||
| 37 | Новых | шт. | 75/0 | 75/0 | 75/6 | 47/9 | 0/10 |
| 4 | 14 | 27 | 14 | 8 | |||
| 38 | Перевод скважин на мех. добычу | шт. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| 39 | Ввод нагнетательных скважин | шт. | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/2 | 0/2 |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| 40 | Выбытие нагнетательных скважин | шт. | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 | 0/0 |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| 41 | Действ.фонд нагн.скважин на конец года | шт. | 148/120 | 148/120 | 148/129 | 148/131 | 148/133 |
| 125 | 128 | 124 | 129 | 128 | |||
| 42 | Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти | т/сут | 4.0/2.5 | 3.5/2.3 | 3.1/2.2 | 2.8/2.2 | 2.7/2.3 |
| 2.5 | 2.3 | 2.2 | 2.2 | 2.9 | |||
| 43 | по жидкости | т/сут | 13.4/8.5 | 12.0/8.2 | 11.8/9.4 | 11.8/9.7 | 12.2/10.3 |
| 9.8 | 9.7 | 10.4 | 11.4 | 12.5 | |||
| 44 | Среднесуточный дебит одной новой скважины по нефти | т/сут | 3.0/0.0 | 3.0/0.0 | 3.0/10.0 | 3.0/10.0 | 0.0/10.0 |
| 4.8 | 4.5 | 4.7 | 2.6 | 17.6 | |||
| 45 | по жидкости | т/сут | 3/0 | 3/0 | 3/10 | 3/10 | 0/10 |
| 7.8 | 14.5 | 10.7 | 11.9 | 22.0 | |||
| 46 | Среднеуточная приемистость нагнетательной скважины | м3/сут | 50/23 | 53/22 | 59/29 | 64/29 | 68/29 |
| 32 | 30 | 31 | 35 | 35 | |||
| 47 | Среднее давление на забоях добывающих скважин | МПа | 5,6-8/5,6-8 | 5,6-8/5,6-8 | 5,6-8/5,6-8 | 5,6-8/5,6-8 | 5,6-8/5,6-8 |
| 4.8 | 5.1 | 3.8 | 3.8 | 4.6 |
1377/939 _ тех.схема / авторский надзор.
981 фактические показатели
Забойное давление по действующему фонду изменялось от
1 МПа до 11 МПа, составляя в среднем 3,5 МПа. По большинству добывающих скважин (90%) фактические забойные давления гораздо ниже проектных значений (5,6-8 МПа). Давление насыщения нефти газом составляет 7,81 МПа. Высокие темпы обводнения скважин свидетельствуют о нецелесообразности снижения забойных давлений по объекту ниже рекомендуемого значения.
Давление на устье нагнетательных скважин изменяется от 6,9 МПа до 13,7 МПа, составляя в среднем 8,3 МПа против 10 МПа по проекту. Приемистость скважин изменяется от 2 м3/сут до 280 м3/сут, в среднем составляя 34,3 м3/сут. Пластовое давление в среднем по залежи составляет 11,9 МПа, что близко к проектному значению – 12,1 МПа.
Несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно. Проектный баланс отбора жидкости и закачки воды достигается за счет перекачки воды в отдельные нагнетательные скважины. Из 133 площадных элементов в 73 накопленная компенсация отборов жидкости закачкой превышает проектную (118%), в ряде элементов она превышает 150%. Несмотря на это, существенного роста пластового давления не отмечается.
2.2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения.
В настоящее время все эксплуатационные объекты Мишкинского месторождения находятся в третьей стадии разработки /6, 7/, характеризующейся падающей добычей нефти и прогрессирующим обводнением.
Разработка месторождения ведется удовлетворительными темпами.
Так как бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов производилось в основном на турнейском объекте, в результате чего сформировалась система разработки, то целесообразно будет привести данные именно по этому объекту.
На 01.01.2009 средний дебит действующих скважин составил по нефти – 5,8 т/сут, по жидкости – 47,0 т/сут, средняя обводненность – 87,6%. Максимальный дебит по нефти 43,0 т/сут (скважина 1301), по жидкости – 419,3 т/сут (скважина 1385).
На 01.01.2009 на турнейском объекте Мишкинского месторождения пробурено 50 горизонтальных скважин и 97 боковых горизонтальных стволов. Всего горизонтальными скважинами добыто 1397,7 тыс.т нефти (17,1% от общей добычи), в том числе в 2008 году – 81,9 тыс.т нефти (19,3% от общей добычи). Скважинами с боковыми горизонтальными стволами добыто 1456,5 тыс.т нефти (17,8%), в том числе в 2008 году 243,4 тыс.т нефти (57,4%) (рис.). Всего ГС и БГС добыто 2854,2 тыс.т нефти (34,9%), в 2006 году – 325,3 тыс.т (76,7%). Все это свидетельствует о том, что в настоящее время основную долю в добыче нефти по турнейскому объекту обеспечивают горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы. Среднегодовой дебит нефти по горизонтальным скважинам в 2008 году составил 5,2 т/сут при обводненности – 87,8%, по БГС – 7,8 т/сут при обводненности – 84,0%. Для сравнения отметим, что средний дебит по вертикальным скважинам в 2008 году – 4,7 т/сут по нефти при обводненности – 83,9%.
Распределение накопленной добычи нефти по скважинам
По состоянию на 01.01.2009 г. доля малодебитных скважин (дебит нефти менее 1 т/сут) на турнейском объекте составляет 15,1% (29 скважин). На их долю приходится 2,3% годовой добычи нефти. Высокодебитными (дебит нефти более 10т/сут) на объекте являются 39 скважин (20,3% действующего фонда). Они отбирают более 50% добываемой нефти.
Организации системы ППД начата в 1975 году. Закачка холодной воды продолжалась до 1981 года, когда в связи с резким увеличением обводненности добывающих скважин она была прекращена на основной части залежи. Значения приемистости нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2009 г. изменяются от 46,4 до 309 м3/сут, составляя в среднем 132,6 м3/сут.
Давление на устье нагнетательных скважин изменяется от 10,0 до 15,3 МПа, составляя в среднем 10,7 МПа. На 01.01.2009 г. накопленная закачка агента в пласт по скважинам изменяется от 3,3 до 635,2 тыс. м3 (по действующим скважинам от 267,6 до 635,2 тыс. м3). Величина накопленной закачки по скважинам определяется в основном временем их работы. Невысокие объемы накопленной закачки (до 100 тыс. м3) относятся к скважинам, которые находились под нагнетанием в течение относительно непродолжительного периода времени, после чего были переведены из нагнетательных в другие категории.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки представлено в табл. 6.
Таблица 6.
2.2.3. Карта текущих отборов
2.2.4. Анализ эффективности реализуемой системы разработки при бурении ГС и БГС.
Бурение горизонтальных скважин на турнейском объекте Мишкинского месторождения началось в 1992 году. В опытном порядке с 1992 по 1994 годы пробурено четыре горизонтальные скважины. С 1995 года горизонтальное бурение внедряется в промышленных объемах на основании утвержденного документа. С 1997 года на объекте началось бурение боковых горизонтальных стволов. На 01.08.2009 г. на турнейском объекте пробурено 50 ГС и 97 БГС.