разработки пласта Утевского месторождения
.pdf
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
1-й проектный год:
17449052 ∆ н1 = 5201 − 6701,5 + 499,8 1 − 2597,0 = 180,7
2-й проектный год:
17449052 ∆ н2 = 5201 − 6701,5 + 499,8 2 − 2777,7 = 157,3
Добыча попутной воды по годам прогнозного периода (тыс. т):
Qв |
i |
= Qж |
i |
− Qн |
i , |
|
|
|
|||
где Qжi = годовая добыча жидкости = const. |
|
|
|
|
|
1-й проектный год: |
|
|
|
|
|
∆Qв1 = 499,8-180,7 = 319,1
2-й проектный год:
∆Qв2 = 499,8-157,3 = 342,5
Определяем среднегодовую обводнённость добываемой жидкости, %:
|
|
QВ |
|
В |
= |
i |
100% |
i |
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
1-й проектный год:
В1 = 319,1/499,8∙100 = 63,8%
2-й проектный год:
51
(2.5)
(2.6)
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
52
Рассчитываем накопленные отборы нефти Накопленные отборы нефти, тыс.т
В2 = 342,5/499,8∙100 = 68,5%
Qн |
|
и жидкости |
Qж |
по годам |
|||
|
iпп |
iпп |
|||||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Qн |
iпп |
= |
Qн |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
прогнозного периода (тыс. т):
3 |
+ |
Qн |
i |
, |
|
||||
|
|
|
1-й проектный год:
Qн1нак = 2597,0 + 180,7 = 2777,7
2-й проектный год:
Qн2нак = 2777,7+ 157,3 = 2934,9
Аналогично рассчитываются накопленные отборы воды и жидкости:
Накопленные отборы жидкости
Qж |
= Qж + Qж |
|
iпп |
3 |
i |
(2.7)
(2.8)
1-й проектный год:
Qж1нак = 6701,5+ 499,8= 7201,3
2-й проектный год:
Qж2нак = 7201,3+ 499,8= 7701,1
Рассчитываем годовые темпы отборов нефти Тн от начальных извлекаемых запасов по годам прогнозного периода
(%):
Консорциум « Н е д р а »
Тн = |
Qн |
i |
100% |
|
|||
|
|
||
i |
Q |
|
|
|
|
|
|
|
изв. |
|
|
1-й проектный год:
Тн1 = 180,7 / 5794 ∙ 100 = 3,1%
2-й проектный год:
Тн2 = 157,3 / 5794 ∙ 100 = 2,7%
Определяем коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозного периода (доли единиц):
|
Qн |
|
Котд = |
iпп |
|
Q |
||
|
||
|
бал |
53
(2.9)
(2.10)
где Qбал – начальные балансовые запасы нефти, тыс. т
1-й проектный год:
Котд1 = 2777,7/ 12762 = 0,218
2-й проектный год:
Котд2 = 2934,9/ 12762 = 0,230
Расчет приведен на 15 лет.
По результатам проведенных расчетов, значение извлекаемых запасов нефти (коэффициент А) составило 5201 тыс.т
при утвержденных 5794 тыс.т. По расчету конечный КИН, который может быть достигнут при бесконечной промывке пласта, составляет по методике Г.С.Камбарова 0,408, что ниже утвержденного значения 0,454.
Таблица 2.4
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
54
Расчет показателей разработки пласта О-2 Утевского месторождения (метод Г.С.Камбарова)
|
Годовая добыча, тыс.т |
Обвод- |
Накопл. добыча, тыс.т |
Темп |
Степень |
КИН от |
||||
Год |
ненность |
отбора |
отбора |
утв. |
||||||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
, % вес. |
|
|
НИЗ, % |
НИЗ, % |
запасов |
|
|
нефти |
воды |
жидкости |
нефти |
жидкости |
|||||
|
|
|
|
|
||||||
2017 |
180,7 |
319,1 |
499,8 |
63,8 |
2777,7 |
7201,3 |
3,1 |
47,9 |
0,218 |
|
2018 |
157,3 |
342,5 |
499,8 |
68,5 |
2934,9 |
7701,1 |
2,7 |
50,7 |
0,230 |
|
2019 |
138,1 |
361,7 |
499,8 |
72,4 |
3073,0 |
8200,9 |
2,4 |
53,0 |
0,241 |
|
2020 |
122,2 |
377,6 |
499,8 |
75,5 |
3195,3 |
8700,7 |
2,1 |
55,1 |
0,250 |
|
2021 |
108,9 |
390,8 |
499,8 |
78,2 |
3304,2 |
9200,5 |
1,9 |
57,0 |
0,259 |
|
2022 |
97,7 |
402,1 |
499,8 |
80,4 |
3401,9 |
9700,2 |
1,7 |
58,7 |
0,267 |
|
2023 |
88,1 |
411,6 |
499,8 |
82,4 |
3490,1 |
10200,0 |
1,5 |
60,2 |
0,273 |
|
2024 |
79,9 |
419,9 |
499,8 |
84,0 |
3570,0 |
10699,8 |
1,4 |
61,6 |
0,280 |
|
2025 |
72,8 |
427,0 |
499,8 |
85,4 |
3642,7 |
11199,6 |
1,3 |
62,9 |
0,285 |
|
2026 |
66,6 |
433,2 |
499,8 |
86,7 |
3709,3 |
11699,4 |
1,1 |
64,0 |
0,291 |
|
2027 |
61,1 |
438,7 |
499,8 |
87,8 |
3770,4 |
12199,2 |
1,1 |
65,1 |
0,295 |
|
2028 |
56,3 |
443,5 |
499,8 |
88,7 |
3826,7 |
12698,9 |
1,0 |
66,0 |
0,300 |
|
2029 |
52,0 |
447,8 |
499,8 |
89,6 |
3878,7 |
13198,7 |
0,9 |
66,9 |
0,304 |
|
2030 |
48,2 |
451,6 |
499,8 |
90,3 |
3926,9 |
13698,5 |
0,8 |
67,8 |
0,308 |
|
2031 |
44,8 |
454,9 |
499,8 |
91,0 |
3971,8 |
14198,3 |
0,8 |
68,5 |
0,311 |
|
Годовая добыча нефти в 2031 году 44,8 тыс.т, годовая добыча воды 454,9 тыс.т. Накопленная добыча нефти в 2031
г. достигнет 3971,8 тыс.т, жидкости 14198,3 тыс.т. Обводненность добываемой продукции достигнет в 2031 г.- 91,0%.
Степень выработки извлекаемых запасов составит 68,5%. Темп отбора от НИЗ будет равен 0,8%.
Предельно рентабельная обводненность 98% достигается в 2062 г.
Консорциум « Н е д р а »
55
Как видно, утвержденное значение КИН невозможно достичь при существующей системе разработки, что говорит о ее неэффективности. Без применения каких-либо методов повышения эффективности разработки, достичь утвержденное значение КИН будет проблематично. Необходимо применение методов, направленных на увеличение охвата пласта разработкой и повышения КИН.
2.1.5 Существующие методы повышения КИН
С учетом особенностей геологического строения коллектора пласта О-2 Утевского поднятия, физико-химической характеристики насыщающих флюидов, а также режима работы залежи и скважин, для обеспечения рациональных темпов отбора продукции рекомендуются следующие методы воздействия на пласт и призабойную зону скважин:
1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из методов, позволяющим увеличить проницаемость призабойной зоны скважин. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора, не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации — с ненарушенной зоной пласта. Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта. В результате кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
56
С целью получения высокой продуктивности скважин пласта О-2 Утевского месторождения, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями на карбонатном коллекторе рекомендуется проводить кислотный ГРП.
Кислотный разрыв — это метод стимуляции скважин, суть которого заключается в закачке в карбонатные пласты кислоты (обычно соляной) под давлением, достаточным для возникновения искусственных или раскрытия существующих естественных трещин. По мере продвижения кислоты вдоль трещины происходит растворение поверхности трещины. В силу того, что кислота протравливает карбонатную породу неравномерно, созданные проводящие каналы обычно сохраняются при закрытии трещины, поэтому не требуется ее закрепление расклинивающим агентом.
2. Эффективным методом увеличения дебитов скважин является обработка их призабойных зон (ОПЗ) как наиболее уязвимого места в системе пласт – скважина. Превалирующим видом ОПЗ скважины являются модификации кислотных обработок (КО). Подробно кислотное воздействие рассмотрено в литературном обзоре дипломной работы.
Для большей глубины воздействия на карбонатный коллектор широко применяют так называемые большеобъемные селективные кислотные обработки (БСКО). Обработка ведется при давлении ниже давления гидроразрыва пласта.
Селективная кислотная обработка позволяет блокировать наиболее проницаемые слои ПЗП гелеобразующим составом;
избирательно воздействовать кислотной композицией на пропластки с наименьшей проницаемостью; более эффективно расходовать кислотную композицию; предотвратить увеличение притока воды в скважину за счет вовлечения в эксплуатацию нефтенасыщенных, ранее не работаюших пропластков; уменьшить неоднородность ПЗП по
Консорциум « Н е д р а »