 |
РУБРИКИ |
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении |
РЕКЛАМА |
||
|
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождениивизейского яруса на Ельниковском месторождении Рис.7 В среднем карбоне основные запасы промышленных категорий сосредото-чены в пластах П3 подольского горизонта и пласте К4 каширского горизонта. На 01.01.2005 года остаточные извлекаемые запасы по объектам разра-ботки распределены : каширо-подольский - 14 845 тыс. т., визейский - 7 453 тыс. т, турнейский - 1 220 тыс. т. /1/. Распределение запасов нефти по продуктивным пластам каширо-подольского горизонта на Ельниковском месторождении Рис.8 Сравнение начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского месторождения с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2006 г. Рис.9 Накопленная добыча нефти по объектам на 01.01.2006 г. составила: турнейский объект - 45,0 тыс. т; визейский объект - 20928,0 тыс. т; каширо-подольский - 99,0 тыс. т. /1/. Таблица 6 Запасы нефти по объектам
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответ-ствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского ме-сторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-по-дольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные фак-торы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на сте-пень выработки запасов нефти. В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре - яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами. На 01.01.06 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189. Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский - 99,4 тыс.т; визейский - 20927,7 тыс.т; турнейский - 45,2 тыс.т. Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме./1/ 2.2 . Технико-экплуатационная характеристика фонда скважин На конец 2006 года по месторождению пробурено всего 615 скважин. Ос-новной пробуренный фонд скважин приходится на визейский объект разра-ботки. Следующим по значимости является каширо-подольский объект, весь фонд скважин этого объекта был возвращен с нижележащих объектов. В про-цессе разработки месторождения скважины с визейского объекта переводились и на турнейский объект, но, ввиду низких дебитов, практически, все были пере-ведены на каширо-подольский объект. По способу эксплуатации все скважины являются механизированными. Скважины визейского объекта оборудованы ШГН и ЭЦН, каширо-подольский объект, характеризующийся более низкими дебитами по жидкости, эксплуати-руется только ШГН. Средний дебит действующих скважин по месторождению составляет: по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,1 т/сут; средняя обводнен-ность - 82,4%; максимальный дебит по нефти 47,0 т/сут (скв. 3782), по жидко-сти - 383,8 т/сут (скв. 3606). Средняя приемистость нагнетательных скважин - 59,1 м3/сут, максимальная приемистость - 200 м3/сут (скв. 3696 и 3702). На основании проведенного анализа текущего состояния разработки каширо-подольского объекта следует: 1) скважины эксплуатируются с забойными давлениями значительно ниже давления насыщения; 2) при массовом переводе скважин на объект (что происходит в настоящее время) и увеличении отборов нефти без внедрения системы ППД будет происходить значительное снижение пластового давления и ухудшение условий разработки объекта; 3) высокие депрессии на пласт при эксплуатации скважин объекта, разрабатываемого на естественном режиме, могут приводить к преждевременному росту обводненности за счет подстилающей и краевой воды, а также к обводнению скважин из-за перетоков воды вдоль эксплуатационной колонны при некачественном цементировании; 4) при переводе скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов. Разработка визейского объекта осуществляется с 1977 года. В соответствии с утвержденными проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения. Объект находится в III стадии разработки. Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с переводом на возвратные объекты, в основном - каширо-подольский. Основными видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО, вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном фонде (пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС, ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.) позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта позволяет сделать следующие выводы: 1) состояние разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно; 2) запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных; 3) довыработка запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III; 4) рекомендуется проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание). Турнейский объект предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными возвратными скважинами. Всего с начала разработки в эксплуатации на этом объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект. В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки турнейского объекта можно сделать следующие выводы: 1) около 70 % выработанных запасов турнейского объекта приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752); 2) окончательный вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого количества специальных исследований и малого фонда скважин; 3) необходимо проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах, снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований, предусмотренных РД 153-39.0-109-01; 4) рекомендуется увеличение плотности сетки скважин путем перевода с визейского объекта и проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП; 5) эффективность бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения ГТМ. 2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за 2001-2006 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл.. Визейский объект - объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на 1.01.2006 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на 25 % меньше проектного показателя технологической схемы и на 3,6 % меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с «Авторским надзором» (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной. 154 Таблица 7 Сравнение проектных и фактических показателей разработки визейского объекта
Таблица 7 (продолжение)
2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения ГРП - это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность ГТМ оценивается по трём основным характеристикам: 1) прирост дебита нефти после мероприятия; 2) рост обводнённости продукции скважины после мероприятия; 3) длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия. С целью определения эффективности ГТМ, проведённых на Ельниковском месторождении за последние годы, выполнена статистическая обработка дебитов скважин по нефти и жидкости до и после мероприятий. Наиболее востребованными ГТМ являются различные виды воздействия на ПЗП. В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками). Для условий Ельниковского месторождения с высоковязкой нефтью и низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. Мы опираемся также на опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири. Таблица 8 Эффективность ГТМ на добывающем фонде визейского объекта за 2001-2006 г.
|
|
© 2007 |
|