4.2 Выбор расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к проекту разработки Северо-Даниловского месторождения», утвержденного ЦКР со следующими основными положениями и технологическими показателями (протокол №4538 от 19.03.2009 г.):

Утвержденный вариант разработки предусматривает:

• выделение одного объекта разработки, объединяющего пласты П₁, П₂, Т₁ и КВ;

• очагово-избирательная система заводнения;

• плотность сетки - 19 га/скв;

• бурение 60 эксплуатационных скважин, расположенных в предполагаемых зонах расширения контуров нефтеносности, в т.ч. 29 зависимых скважин;

• фонд скважин:

всего – 474,

добывающих - 250,

нагнетательных – 124,

зависимых - 29,

другие категории – 71;

• первоначальное бурение уплотняющих скважин (намеченных в варианте 3) на одном опытном участке, по результатам эксплуатации которых, принять решение о целесообразности перехода на III вариант разработки;

• при освоении уплотняющих скважин, для выделения невыработанных интервалов пластов, проводить импульсный нейтронный каротаж, вскрытие пласта проводить сверлящим перфоратором ПС-112;

• проектные уровни добычи:

нефти – 1313 тыс.т (1993 г),

жидкости 4236 тыс.т (1997 г),

закачки воды – 5164 тыс.м³ (1996 г);

• проектный коэффициент нефтеизвлечения по категории С₁ – 0.390 (извлекаемые запасы 19587 тыс.т), по категории С₂ – 0.323 (извлекаемые запасы 33 тыс.т).

Проект разработки месторождения составлен на геологические запасы нефти 50271 тыс.т (больше утвержденных ГКЗ на 3.9%), извлекаемые запасы по рекомендованному варианту – 19620 тыс.т (больше утвержденных ГКЗ на 8.6%), коэффициент извлечения нефти в проектном документе 0.390, вместо утвержденного 0.373.

Целью данной работы является совершенствование технологии разработки и определение объемов бурения по месторождению, в связи с уточнением геологического строения и расширения контуров нефтеносности, в результате чего геологические запасы месторождения увеличились относительно утвержденных ГКЗ на 28.6% (14358 тыс,т) и составляют 64629 тыс.т

В результате расширения контуров нефтеносности около 15% нефтенасыщенной площади месторождения оказалась не разбуренной, в основном это краевые зоны и участки между зонами выклинивания пластов.

Накопленная добыча нефти месторождения по состоянию на 1.10.2009 г (22793 тыс.т) превысила извлекаемые запасы ГКЗ на 4736 тыс.т (26.2%), извлекаемые запасы проектного документа на 3173 тыс.т (16.2%).

Коэффициенты нефтеизвлечения по пластам Северо-Даниловского месторождения, утвержденные ГКЗ (П₁-0.409, П₂-0.217, Т₁-0.2, КВ-0.3), на уровне коэффициентов, принятых по аналогичным объектам Шаимского района..

Выработка запасов месторождения идет так же, как по аналогичным пластам района, поэтому следует ожидать аналогичных показателей по степени извлечения запасов (рис.5.16). Исходя из этого, геологические запасы месторождения представляются заниженными.

Рис. 4.16 - Характеристики вытеснения по пласту П месторождений Шаимского района

Для оценки добывных возможностей, исходя из особенностей геологического строения продуктивных пластов и состояния разработки, в работе рассмотрены 3 технологических варианта разработки.

Во всех вариантах сохраняются утвержденные проектные решения:

- объединение пластов в один эксплуатационный объект;

- размещение скважин по 9-ти точечной системе с расстоянием между скважинами 500 м.

Для всех вариантов остается неизменным:

• Программа работ, направленная на интенсификацию добычи нефти и повышение КИН, которая включает:

- ввод из консервации добывающих и нагнетательных скважин;

- дострел неперфорированных интервалов;

- проведение ГРП в низкопродуктивных интервалах добывающих скважин;

- изоляция высокообводненных интервалов добывающих скважин

и высокопроницаемых в нагнетательных;

- обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин;

- оптимизация работы механизированных скважин.

• Отключение добывающих скважин при обводненности продукции 98% или дебите нефти <= 0/5 т/сут.

• Забойное давление в добывающих скважинах:

- с обводненностью продукции > 80% ниже давления насыщения на 20% (8.8 МПа),

- с обводненностью продукции от 60 до 80% ниже давления насыщения

на 15% (9.4 МПа),

- с обводненностью продукции от 40 до 60% ниже давления насыщения на 10% (9.9 МПа).

Варианты различаются следующим образом:

Вариант 1 – базируется на реализованной, в соответствии с проектным документом системой разработки и заводнения и предполагает бурение 26 эксплуатационных скважин, расположенных в зонах повышенной плотности текущих запасов

Вариант 2 – дополнительно к решениям варианта 1 предусматривает переход на очагово-избирательную систему заводнения с раздельной закачкой воды в пласты в зонах повышенной плотности текущих подвижных запасов

Вариант 3 – базируется на решениях варианта 2, кроме того, предлагается забуривание вторых стволов в зонах с повышенной плотностью текущих запасов

4.3 Сопоставление технологических показателей вариантов разработки.

Технологические показатели вариантов разработки

В целях оценки добывных возможностей на основе проведенного анализа разработки месторождения рассмотрены 3 варианта технологии разработки:

Вариант 1. В основе варианта сформированная система разработки со следующими проектными решениями:

• один объект разработки, объединяющий пласты П₁, П₂, Т₁ и КВ;

• система заводнения незавершенная очагово-избирательная;

• плотность сетки 19 га/скв;

• давление на забое добывающих скважин:

с обводненностью продукции > 80% ниже давления насыщения на 20% (8.8 МПа),

с обводненностью продукции от 60 до 80% ниже давления насыщения на 15% (9.4 МПа),

с обводненностью продукции от 40 до 60% ниже давления насыщения на 10% (9.9 МПа).

• бурение 26 добывающих скважин с размещением по сетке 500х500 м (с 2008 г);

• отключение добывающих скважин при обводненности 98% или дебите нефти <=0.5 т/сут;

• соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин 1:3;

• ввод из консервации, пьезометра и бездействия:

добывающих скважин – 17 скв.;

нагнетательных скважин – 13 скв.;

• дострел неперфорированных интервалов – 35 скв.;

• проведение ГРП в низкопродуктивных интервалах добывающих скважин – 21 скв.;

• изоляция высокообводненных интервалов добывающих скважин и высокопроницаемых в нагнетательных – 103 скв.;

• обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин – 101 скв.;

• оптимизация работы механизированных скважин - 42 скв.

Фонд скважин всего 480, в т.ч добывающих 276, нагнетательных – 91, в консервации – 50, контрольных – 25, ликвидированных – 38 скважин.

Извлекаемые запасы нефти по варианту составляют 32967 тыс.т (рис. 5.17 ), КИН – 0.510, обводненность продукции 97.6%, проектный срок разработки 67 лет.

Проектные уровни:

• добыча нефти 833.9 тыс.т (темп отбора 4%);

• добыча жидкости 8551 тыс.т;

• закачка воды 10159 тыс.м³.

О

Рис. 4.17 - Основные технологические показатели разработки. Вариант 1

жидаемый коэффициент нефтеизвлечения по реализуемой в данном варианте системе разработки (0.510), больше утвержденного ГКЗ (0.373).

Вариант 2. Базируется на проектных решениях варианта 1 и предусматривает формирование очагово-избирательной системы заводнения, для чего под нагнетание переводятся 16 добывающих скважин, в т.ч. 11 действующих, 3 пьезометрических и 2 законсервированных скважины, расположенные в зонах повышенной плотности текущих запасов, количество скважин для бурения 26 единиц.

Соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:2.5.

Вариант включает все геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи нефти, предусмотренные в варианте 1:

• ввод из консервации, пьезометра и бездействия:

добывающих скважин – 24 скв.;

нагнетательных скважин – 14 скв.;

• дострел неперфорированных интервалов – 35 скв.;

• проведение ГРП в низкопродуктивных интервалах добывающих скважин – 21 скв.;

• изоляция высокообводненных интервалов добывающих скважин и высокопроницаемых в нагнетательных – 98 скв.;

• обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин – 95 скв.;

• оптимизация работы механизированных скважин – 42 скв.

Фонд скважин всего 480, в т.ч добывающих 268, нагнетательных – 107, в консервации – 46, контрольных 21, ликвидированных – 38 скважин.

Проектные уровни:

• добыча нефти 850.3 тыс.т (темп отбора 3.8%);

• добыча жидкости 9472.9 тыс.т;

• з

  

  Рис.4.18 - Основные технологические показатели разработки. Вариант 2

  акачка воды 11249 тыс.м³.

Ожидаемый коэффициент нефтеизвлечения по реализуемой в данном варианте системе разработки (0.509) ниже, чем в варианте 1 на 0.1%, больше утвержденного ГКЗ (0.373).

Вариант 3 На базе решений по системе разработки месторождения, принятых в варианте 2, предлагается забуривание вторых стволов в зонах с повышенной плотностью текущих запасов, что позволит повысить коэффициент извлечения нефти за счет увеличения коэффициента охвата (20 вторых стволов бурятся из добывающих скважин, в т.ч. 14 из действующих, 3 из контрольных, 2 из пьезометрических и 1 из действующей нагнетательной), бурение основного фонда скважин переносится на 2006 г (количество скважин для бурения – 26 ед., количество скважин для очагового заводнения – 16 ед).

Соотношение фонда нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:2.6.

Вариант включает все геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи нефти, предусмотренные в варианте 2:

• ввод из консервации, пьезометра и бездействия

добывающих скважин – 29 скв.;

нагнетательных скважин – 14 скв.;

• дострел неперфорированных интервалов – 33 скв.;

• проведение ГРП в низкопродуктивных интервалах добывающих скважин – 27 скв.;

• изоляция высокообводненных интервалов добывающих скважин и высокопроницаемых в нагнетательных – 93 скв.;

• обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин – 92 скв.;

• оптимизация работы механизированных скважин – 36 скв.

Фонд скважин всего 480, в т.ч добывающих 274, нагнетательных – 106, в консервации – 43, контрольных – 19, ликвидированных – 38 скважины.

Извлекаемые запасы нефти по варианту составляют 33073 тыс.т (табл. 4.12, рис. 4.19 ), КИН – 0.512, обводненность продукции 95.9%, проектный срок разработки 67 лет.

Проектные уровни:

• добыча нефти 850.3 тыс.т (темп отбора 2.6%);

• добыча жидкости 9544 тыс.т;

• з

  

  Рис. 4.19 - Основные технологические показатели разработки. Вариант 3

  акачка воды 11353 тыс.м³.

Ожидаемый коэффициент нефтеизвлечения по реализуемой в данном варианте системе разработки (0.512) выше, чем в варианте 2 на 0.3%.

Сопоставление технологических вариантов разработки

В результате совершенствования системы разработки месторождения, предусмотренного в вариантах, достигнуты следующие коэффициенты нефтеизвлечения и извлекаемые запасы:

	КИН	Извлекаемые запасы, тыс.т
Вариант I	0.510	32967
Вариант II	0.509	32875
Вариант III	0.512	33073

Полученные коэффициенты нефтеизвлечения по всем технологическим вариантам больше числящегося на балансе РГФ (0.448) и утвержденного ГКЗ (0.373).

Организация очагово-избира-тельной системы заводнения (вариант 2) интенсифицировало добычу нефти, но не увеличила извлекаемые запасы и коэффициент нефтеизвлечения.

В результате бурения 20 вторых стволов (вариант 3) получено 1310 тыс.т нефти, 65.5 тыс.т на один ствол.

На рисунке 4.20 приводится динамика накопленной добычи нефти по вариантам разработки, в таблице 4.12 сопоставление технологических показателей вариантов разработки.

Рис.4.20 - Динамика накопленной добычи

нефти по вариантам разработки

Таблица 4.5 - Технологические показатели вариантов разработки

Показатели	Варианты
	1	2		3
1.Проектный уровень добычи нефти , тыс.т	833.9	850.3		850.3
2.Год выхода на проектный уровень	2012	2012		2012
3.Проектный уровень добычи жидкости , тыс.т	8551	9473		9544
4.Проектный уровень закачки воды , тыс.м3	10159	11249		11353
5.Накопленная добыча нефти, тыс.т
за 10 лет	5693		5977	6317
за 20 лет	7748		8047	8559
за проектный срок разработки	9956		9863	10062
за весь срок разработки	32967		32875	33073
6.Накопленная добыча жидкости, тыс.т
за 10 лет	70382		77865	77397
за 20 лет	99016		117027	117080
7.Извлекаемые запасы нефти на 1 добыв. скважину, тыс.т	98.7		103.4	103.7
8.Накопленная закачка, млн.м3
за 10 лет	83689		92432	92057
за 20 лет	117611		138468	138776
9.Фонд скважин, всего:	480		480	480
в т.ч добывающих	276		268	274
нагнетательных	91		107	106
10.Фонд скважин для бурения, всего:	26		26	46
в т.ч добывающих	26		26	26
нагнетательных	-		-	-
11. Вторые стволы	-		-	20
12. Средняя обводненность к концу разработки,%	97.6		96.3	95.9
13. Коэффициент нефтеизвлечения за проектный период, д.ед	0.510		0.509	0.512

С

Рис.4.21 Характеристики вытеснения

по вариантам разработки

опоставление характеристик вытеснения по вариантам разработки и фактическому отбору приведено на рисунке 4.21, из сопоставления видно, что расчетные характеристики вытеснения по вариантам близки.

Сопоставление утвержденного ГКЗ и РГФ коэффициентов нефте-извлечения с расчетными коэффи-циентами нефтеизвлечения по вариантам разработки месторождения приведены в таблице 4.13

Таблица 4.6 - Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов нефтеизвлечения

ГКЗ			РГФ			Вариант
Запасы, тыс.т		КИН, д.ед.	Запасы, тыс.т		КИН, д.ед.	Геол. запасы, тыс.т	1		2		3
геологич.	извлек.		геологич.	извлек.			Извлек. запасы, тыс.т	КИН, д.ед.	Извлек. запасы, тыс.т	КИН, д.ед.		Извлек. запасы, тыс.т	КИН, д.ед.
48372	18057	0.373	51629	23139	0.448	64629	32967	0.510	32875	0.509		33073	0.512

Рекомендовать к утверждению 3 вариант со следующими основными проектными решениями:

• объединение пластов П₁, П₂, Т₁ и КВ в один эксплуатационный объект;

• размещение 26 новых скважин по 9-ти точечной системе с расстоянием между скважинами 500 м в зонах с повышенной плотностью текущих запасов;

• забойное давление в добывающих скважинах:

- с обводненностью продукции > 80% ниже давления насыщения на

20% (8.8 МПа),

- с обводненностью продукции от 60 до 80% ниже давления насыщения

на 15% (9.4 МПа),

- с обводненностью продукции от 40 до 60% ниже давления насыщения

на 10% (9.9 МПа);

• переход на очагово-избирательную систему заводнения с раздельной закачкой воды в пласты в зонах повышенной плотности текущих подвижных запасов (16 скважин);

• забуривание вторых стволов в зонах с повышенной плотностью текущих запасов (20 стволов);

• программа работ, направленная на интенсификацию добычи нефти и повышение КИН, которая включает:

- ввод из консервации, пьезометра и бездействия добывающих и нагнетательных скважин;

- дострел неперфорированных интервалов;

- проведение ГРП в низкопродуктивных интервалах добывающих скважин;

- изоляция высокообводненных интервалов добывающих скважин

и высокопроницаемых в нагнетательных;

- обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин - 92;

- оптимизация работы механизированных скважин.

Фонд скважин всего 480, в т.ч добывающих 274, нагнетательных – 106, в консервации – 43, контрольных – 19, ликвидированных – 38 скважины.

Проектные уровни:

• добыча нефти 850.3 тыс.т (темп отбора 2.8%);

• добыча жидкости 9544 тыс.т;

• закачка воды 11353 тыс.м³.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ разработки Северо-Даниловского месторождения показал, что месторождение находится в стадии падающей добычи нефти. Запроектированная рядная система разработки в настоящее время расформирована, закачка осуществляется в отдельные очаги. Обводненность достигает 95,8%. 18% фонда находится в бездействии.

В результате рассмотрения всех технологических вариантов совершенствования наиболее эффективным является вариант №3. Ожидаемый КИН по реализуемой в данном варианте системе разработки составит 0.512. Накопленная добыча нефти за 10 лет 6317 тыс. т

На бурение и обустройство потребуются капитальные вложения в размере 759.4 млн.руб. Экономически обоснованный период разработки 44 года. К концу этого срока объем добытой нефти составит 9757.9 тыс.т, предприятие получит чистый дисконтированный доход в размере 6200.9 млн.руб. Извлекаемые запасы нефти за рентабельный срок составят 32769.3 тыс.т

Руководитель: 99