Якушкинского месторождения
.pdf40
Закачка воды согласно действующему проектному документу не предусматривалась. Фактически в 2017 г.
выполнен перевод под закачку воды скважины 1334.
2.6 Прогноз показателей разработки по методу Камбарова Г.С.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно пользоваться эмпирическими методиками прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют ещё и характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации [9]. Предполагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию.
Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи .
Так, методики Г.С. Камбарова, С.Н. Назарова, А.М. Пирвердяна, А.А. Казакова и т.д. дают удовлетворительные результаты при обводнённости залежей более 70%. [8]
Методики Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова, А. Фореста и т.д. хорошо себя проявили в интервале обводнённости 4070%.
Все расчеты ведутся с использованием ЭВМ.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
41
На основе изучения показателей целого ряда истощенных месторождений была установлена линейная зависимость,
представляющая собой прямую линию, описываемую уравнением [2]
Q |
|
= a − |
в |
|
H |
Q |
|||
|
|
|||
|
|
|
||
|
|
|
ж |
(2.1)
где Qн и Qж – накопленная добыча нефти и жидкости по годам прошедшего периода;
а и в – параметры прямой.
Строим график зависимости Qн∙Qж-Qж и по последним трём точкам прямой определяем коэффициенты а и в.
Исходные данные для определения прогнозных показателей разработки приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3 - Исходные данные для расчета
|
Накопленная |
Накопленная |
|
Годовая |
Годовая |
Годовая |
|
|
Накопленная |
добыча |
добыча |
добыча |
|||
|
добыча |
добыча |
|||||
|
добыча воды |
жидкости в |
нефти в |
воды в |
|||
Год |
жидкости в |
нефти в |
|||||
в пластовых |
пластовых |
пластовых |
пластовых |
||||
|
пластовых |
пластовых |
|||||
|
условиях, м3 |
условиях, |
условиях, |
условиях, |
|||
|
условиях, м3 |
условиях, м3 |
|||||
|
|
м3 |
м3 |
м3 |
|||
|
|
|
|
||||
2016 |
454555,4 |
276901,3 |
177654,1 |
18178,6 |
5061,0 |
13117,6 |
|
2017 |
483665,7 |
284574,7 |
199091,0 |
29110,3 |
7673,4 |
21436,9 |
|
2018 |
512863,0 |
290474,1 |
222388,8 |
29197,2 |
5899,4 |
23297,9 |
Предполагается, что разработка пласта будет осуществляться действующим фондом скважин (8 единиц) при постоянном отборе жидкости, который поддерживается на уровне 2018 г., т.е. 32,2 тыс.м3 в пластовых условиях. Для расчетов начальные геологические запасы нефти пласта приняты равными 1823 тыс. т. Расчет продолжаем до достижения обводненности 98 %.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Задаваемый годовой отбор жидкости по годам прогнозного периода в пластовых условиях, м3
Q |
жi |
= 29197,2 |
|
|
Расчет.
1. Определяем коэффициенты a и b по трем последним точкам прямой методом средних [3]:
|
|
|
|
(Q |
ж |
Q |
н |
) |
3 |
+ (Q |
ж |
Q |
н |
) |
2 |
− 2(Q |
ж |
Q |
н |
) |
|||||
|
|
|
a = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
+ Q |
|
|
|
− 2Q |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж3 |
ж 2 |
|
ж1 |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
b = а Q |
|
|
−Q |
Q |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ж3 |
|
|
|
ж3 |
н3 |
|
|
||||
a = |
512863·290474,1+ 483665,7·284574,7 - 2·454555,4·276901,3 |
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
512863 + 483665,7 - 2·454555,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 398985,5 |
м |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
42
(2.2)
(2.3)
12 |
м |
3 |
b = 398985,5·512863512863·290474,1 = 0,056 10 |
|
2. Определяем годовую добычу нефти в пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданном годовом отборе жидкости:
Q |
|
= a − |
|
b |
|
|
− Q |
|
нi |
|
|
|
|
нi−1 |
|||
|
Q |
|
+ Q |
|
t |
|
||
|
|
ж3 |
жi |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
3. Определяем добычу попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода:
Qвi = Qжi −Qнi
4. Определяем среднегодовую обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях [3]:
(2.4)
(2.5)
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
|
Q |
|
|
B = |
вi |
100% |
|
Q |
|||
|
|
||
|
жi |
|
43
(2.6)
5. Рассчитываем накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода:
Qнi+1 = Qнi + Qнi+1
Q |
вi+1 |
= Q |
вi |
+ Q |
вi+1 |
|||
|
|
|
|
|||||
Q |
жi+1 |
= Q |
жi |
+ Q |
жi+1 |
|||
|
|
|
|
|
||||
6. Определяем годовые темпы отбора нефти и жидкости от начальных извлекаемых условиях по годам прогнозируемого периода [3]:
(2.7)
(2.8)
(2.9)
запасов нефти в пластовых
|
|
= |
Q |
нi |
100% |
|
|
нi |
|
|
|
||
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изв |
|
||
|
|
= |
Q |
жi |
100% |
|
|
жi |
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изв |
|
||
(2.10)
(2.11)
7. Рассчитаем коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозируемого периода:
|
|
= |
Q |
нi |
|
нi |
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бал |
|
Значение Qбал примем равными 2134694 м3.
Все рассчитанные технологические показатели за перспективный период внесем в табл. 2.5.
Таблица 2.4 - Технологические показатели разработки за перспективный период
(2.12)
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
44
|
Добыча нефти в |
|
Добыча |
Обводнен |
Темп отбора от |
|
||||
|
жидкости в |
начальных |
|
|||||||
|
поверхностных |
ность |
|
|||||||
|
поверхностных |
извлекаемых |
КИН, |
|||||||
Годы |
условиях, тыс.т |
весовая, |
||||||||
условиях, тыс.т |
запасов, % |
д.ед. |
||||||||
|
|
|
% |
|||||||
|
за |
накоплен |
за |
|
накоплен |
нефти |
дид-кости |
|
||
|
|
|
|
|||||||
|
год |
ная |
год |
|
ная |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2019 |
4,99 |
253,05 |
32,2 |
|
539,3 |
84,5 |
1,5 |
7,3 |
0,139 |
|
2020 |
4,48 |
257,53 |
32,4 |
|
571,7 |
86,2 |
1,3 |
7,3 |
0,141 |
|
2021 |
4,05 |
261,58 |
32,5 |
|
604,3 |
87,6 |
1,2 |
7,3 |
0,143 |
|
2022 |
3,67 |
265,25 |
32,7 |
|
636,9 |
88,8 |
1,1 |
7,3 |
0,146 |
|
2023 |
3,34 |
268,59 |
32,8 |
|
669,7 |
89,8 |
1,0 |
7,3 |
0,147 |
|
2024 |
3,06 |
271,65 |
32,9 |
|
702,6 |
90,7 |
0,9 |
7,3 |
0,149 |
|
2025 |
2,81 |
274,47 |
33,0 |
|
735,6 |
91,5 |
0,8 |
7,3 |
0,151 |
|
2026 |
2,59 |
277,06 |
33,1 |
|
768,7 |
92,2 |
0,8 |
7,3 |
0,152 |
|
2027 |
2,40 |
279,46 |
33,1 |
|
801,8 |
92,8 |
0,7 |
7,3 |
0,153 |
|
2028 |
2,22 |
281,68 |
33,2 |
|
835,0 |
93,3 |
0,7 |
7,3 |
0,155 |
|
2029 |
2,07 |
283,75 |
33,3 |
|
868,3 |
93,8 |
0,6 |
7,3 |
0,156 |
|
2030 |
1,93 |
285,67 |
33,3 |
|
901,6 |
94,2 |
0,6 |
7,3 |
0,157 |
|
2031 |
1,80 |
287,47 |
33,4 |
|
935,0 |
94,6 |
0,5 |
7,3 |
0,158 |
|
2032 |
1,69 |
289,16 |
33,4 |
|
968,4 |
94,9 |
0,5 |
7,3 |
0,159 |
|
2033 |
1,58 |
290,74 |
33,4 |
|
1001,8 |
95,3 |
0,5 |
7,3 |
0,159 |
|
2034 |
1,49 |
292,23 |
33,5 |
|
1035,3 |
95,6 |
0,4 |
7,3 |
0,160 |
|
2035 |
1,40 |
293,64 |
33,5 |
|
1068,8 |
95,8 |
0,4 |
7,3 |
0,161 |
|
2036 |
1,32 |
294,96 |
33,5 |
|
1102,3 |
96,1 |
0,4 |
7,3 |
0,162 |
|
2037 |
1,25 |
296,21 |
33,6 |
|
1135,9 |
96,3 |
0,4 |
7,3 |
0,162 |
|
2038 |
1,19 |
297,40 |
33,6 |
|
1169,5 |
96,5 |
0,3 |
7,3 |
0,163 |
|
2039 |
1,12 |
298,52 |
33,6 |
|
1203,1 |
96,7 |
0,3 |
7,3 |
0,164 |
|
2040 |
1,07 |
299,59 |
33,6 |
|
1236,7 |
96,8 |
0,3 |
7,3 |
0,164 |
|
2041 |
1,01 |
300,60 |
33,6 |
|
1270,3 |
97,0 |
0,3 |
7,3 |
0,165 |
|
2042 |
0,97 |
301,57 |
33,7 |
|
1304,0 |
97,1 |
0,3 |
7,3 |
0,165 |
|
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
45
2043 |
0,92 |
302,49 |
33,7 |
1337,7 |
97,3 |
0,3 |
7,3 |
0,166 |
2044 |
0,88 |
303,37 |
33,7 |
1371,4 |
97,4 |
0,3 |
7,3 |
0,166 |
2045 |
0,84 |
304,20 |
33,7 |
1405,1 |
97,5 |
0,2 |
7,3 |
0,167 |
2046 |
0,80 |
305,01 |
33,7 |
1438,8 |
97,6 |
0,2 |
7,3 |
0,167 |
2047 |
0,77 |
305,77 |
33,7 |
1472,6 |
97,7 |
0,2 |
7,3 |
0,168 |
2048 |
0,73 |
306,51 |
33,7 |
1506,3 |
97,8 |
0,2 |
7,3 |
0,168 |
2049 |
0,70 |
307,21 |
33,8 |
1540,1 |
97,9 |
0,2 |
7,3 |
0,169 |
2050 |
0,68 |
307,89 |
33,8 |
1573,8 |
98,0 |
0,2 |
7,3 |
0,169 |
Проведенные расчеты показали, что при существующей системе и технологии разработки коэффициент извлечения нефти к 2050 году достигнет значение 0,169 при среднегодовой обводненности 98,0%, накопленная добыча нефти составит 307,9 тыс. т., накопленная добыча жидкости 1573,8 тыс. т. Расчеты показывают, что достижение утвержденного значения коэффициента извлечения нефти (0,445) при сохранении существующей системы разработки не возможно.
2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого объекта и рекомендации для его дальнейшей
разработки
По состоянию на 01.01.2019 г. текущие извлекаемые запасы нефти по объекту Б-2 Восточного купола составляют
562,9 тыс.т, обеспеченность запасами при сохранении годовой добычи нефти на уровне 2018 г. составляет 113 лет.
Очевидно, что достижение утвержденного значения КИН (0,445) не возможно при сохранении существующей системы разработки. Проведенные расчеты прогнозных показателей разработки по методу Г.С. Камбарова также свидетельствуют, что при существующей системе и технологии разработки коэффициент извлечения нефти к 2050 году достигнет значение 0,169 при среднегодовой обводненности 98,0%, накопленная добыча нефти составит 307,9 тыс. т.,
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
46
накопленная добыча жидкости 1573,8 тыс. т. Расчеты показывают, что достижение утвержденного значения коэффициента извлечения нефти (0,445) при сохранении существующей системы разработки не возможно.
Процесс выработки запасов нефти залежи протекает не эффективно: текущая обводненность (84,3 %) существенно выше степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти (30,6 %).
Для достижения КИН необходимо проведение мероприятий, направленных на увеличение плотности сетки скважин
– переводы с других объектов, бурение скважин и боковых стволов.
Принимая во внимание выполненный анализ разработки объекта Б2 Восточного купола, а также текущее распределение нефтенасыщенных толщин, полученных по результатам трехмерного гидродинамического моделирования (рис. 2.4), по объекту рекомендуется проведение следующих ГТМ:
бурение бокового ствола - №479 (совместно на пл. Б2+В1) в 2025 г.;
бурение одной добывающей скважины - №655 в 2025 г.;
перевод двух скважин с других объектов в добычу - №544 (с пл. В1) в 2021 г., №545 (с пл. В1) в 2032 г.;
углубление в одной скважине №541 (с пл.А3+А4) в 2037г.;
перевод под закачку скважины - №542 (добывающая) в 2035 г. совместно с пл. В1.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
2
4
6
8
Условные обозначения :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина добывающая, оборудованная ШГН, ЭЦН |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина добывающая пьезометрическая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина нагнетательная в работе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина других пластов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина ликвидированная |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
-- изопахиты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- внешний контур нефтеносности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– лицензионный участок |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-- скважина добывающая, рекомендуемая к переводу на ВЛГ / на НЛГ
-- скважина проектная / проектная других пластов
-- скважина существующая, рекомендуемая к переводу с ВЛГ / с НЛГ
-- скважина, рекомендуемая к бурению бокового ствола
-- скважина, рекомендуемая к переводу под закачку
-- скважина, рекомендуемая к ликвидации
47
В1
652
653 |
654 |
|
А3+А4
В1
В1 
В1 655
Б2+ В1
В1
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
48
Рис. 2.3 – Карта размещения пробуренных и проектных скважин пласта Б-2 (на карте текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на
01.01.2019 г.)
Для интенсификации добычи нефти рекомендуется применять обработки призабойной зоны скважин, которые показали высокую эффективность на рассматриваемом объекте.
Выводы
Разработка объекта Б-2 Восточного купола Якушкинского месторождения осуществляется с 1957 г.
Разбуривание залежи происходило низкими темпами. В течение первых шести лет разработка объекта осуществлялась единственной скважиной 6, введенной из бурения в мае 1957 г. в южной части залежи с дебитом безводной нефти 10 т/сут.
Период добычи безводной нефти продолжался в течение 15 лет до 1971 г. и обусловлен перфорацией в скважинах кровельного участка пласта, а также расположением большинства скважин в купольной части.
В1993 г. был достигнут максимальный уровень добычи нефти, который составил 8,0 тыс.т, что соответствует темпу отбора от НИЗ 1,0 %. При фонде добывающих скважин 8 единиц и обводненности продукции 45,5 %.
В2017 г. с целью поддержания пластового давления организован очаг заводнения – под закачку воды переведена добывающая скважина 1334. Приемистость скважины в первый год эксплуатации составила 58,3 м3/сут, годовая закачка воды – 5,5 тыс.м3.
В2018 г. годовая добыча нефти и жидкости составили соответственно 5,0 тыс.т и 32,2 тыс.т. Темп отбора от НИЗ составил 0,6 % при фонде добывающих скважин 8 единиц и обводненности продукции 84,3 %. Среднесуточный дебит
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
49
добывающих скважин по нефти составил 1,8 т/сут, по жидкости – 11,3 т/сут. Годовая закачка составила 21,3 тыс.м3,
текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 72,8 %.
По состоянию на 01.01.2019 г. накопленная добыча нефти достигла
248,1 тыс.т, что соответствует степени выработки начальных извлекаемых запасов 30,6 %. Текущий КИН равен 0,136
при утверждённом 0,445. Накопленная добыча жидкости зафиксирована на уровне 507,1 тыс.т. За весь период разработки в пласт было закачано 26,7 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 5,2
%.
Согласно сопоставлению проектных и фактических показателей разработка объекта в период 2014-2018 гг. велась с превышением проектного уровня добычи нефти. Причина превышения проектного уровня добычи нефти заключалась в больших фактических дебитах жидкости, что вероятно, стало следствием проведения на скважинах рассматриваемого объекта мероприятий по интенсификации добычи – обработок призабойной зоны, гидравлического разрыва пласта.
По состоянию на 01.01.2019 г. текущие извлекаемые запасы нефти по объекту Б-2 Восточного купола составляют
562,9 тыс.т, обеспеченность запасами при сохранении годовой добычи нефти на уровне 2018 г. составляет 113 лет.
Очевидно, что достижение утвержденного значения КИН (0,445) не возможно при сохранении существующей системы разработки. Проведенные расчеты прогнозных показателей разработки по методу Г.С. Камбарова также свидетельствуют, что при существующей системе и технологии разработки коэффициент извлечения нефти к 2050 году достигнет значение 0,169 при среднегодовой обводненности 98,0%, накопленная добыча нефти составит 307,9 тыс. т.,
накопленная добыча жидкости 1573,8 тыс. т. Расчеты показывают, что достижение утвержденного значения коэффициента извлечения нефти (0,445) при сохранении существующей системы разработки не возможно.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |