Особенность разработки месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Таблица - Динамика коэффициентов использования и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин по 13 горизонту.

Динамика основных показателей разработки 13 горизонта.

Основные показатели разработки по горизонту за последние 5 лет приведены в таблице 3.6 и на рис 3.2. Как видно из таблицы 3.7 на 01.01.05г. из горизонта добыто 71,1 млн.т нефти и 162, 5 млн.т жидкости. Отобрано 43 % балансовых запасов и 67,4 % - извлекаемых. Обводненность нефти составляет 75 %.

Годовой отбор нефти по горизонту вырос с 0,999 млн.т в 2001 г. до 2,229 млн.т в 2005 г. при стабильном газовом факторе - 40 м3/т. Добыча жидкости соответственно составляла 3,6 млн.т в и 9,0 млн.т. Увеличение годовых отборов нефти произошло, в основном, за счет ввода новых пробуренных эксплуатационных скважин, а также за счет проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. Всего за анализируемый период вступило в эксплуатацию 155 новых скважин, и перевели из ППД 15 скважин. Дополнительная добыча составила 1,112 млн. т нефти.

Среднесуточный дебит нефти по скважинам горизонта также растет постепенно с 4 т/сут в 2000г. до 7,25 т/сут в 2004г. Обводненность продукции увеличилась с 72% до 77 %. Максимальное значение наблюдается в 2002г. и составляет 77 % и к концу 2004 г. снизилось до 75 %.

Закачка воды в продуктивные пласты горизонта началась в 1967 году. Всего с начала разработки закачано 278,6 млн. м3 воды. За анализируемый период закачка воды увеличилась с 6761 тыс.м3 до 14205 тыс.м3, что связано с ростом количества нагнетательных скважин с 200 до 330 и увеличением средней приемистости с 108 м3 /сут до 138 м3 /сут. Текущая компенсация за последние пять лет изменяется от 144% до 169%.

Темпы отбора от начальных балансовых и извлекаемых запасов изменяются от 0,43 до 0,95 % и от 0,95 до 2,11 % соответственно. Текущая нефтеотдача возросла с 27,6 до 30,4 %.

Таблица - Динамика основных показателей разработки 13 горизонта.

1. Анализ выработки запасов нефти из пластов

В истории разработки месторождения по кривым, характеризующим динамику основных показателей во времени отмечается ряд периодов, среди которых можно выделить определяющие периоды разработки, отличающимися динамикой показателей и условиями разработки.

Для анализа выработки запасов месторождения Узень по фактическим показателям были построены графики: динамика добычи нефти, жидкости, закачки воды, обводненности, В таблице 3.7 и по рисунку 3.2 можно проследить состояние выработки запасов по горизонтам за разные периоды.

Первые три периода охватывают временной интервал с 1965г. по 1975г. и характеризуется нарастающей добычей нефти. В конце этого периода в 1975г. был достигнут максимальный за все время разработки Узени годовой уровень добычи нефти - 15811 тыс.т в год. Текущая нефтеотдача в конце 1975г. достигла 9% при обводненности 25,4%. Как видно из таблицы, удельные вовлеченные запасы по нефти и по жидкости на одну скважину были самыми высокими за все время разработки месторождения. Общий объем вовлеченных в разработку запасов нефти приблизился к 233 млн.т (24% от геологических запасов нефти), по жидкости - к 455млн.т.

Следующие 4 периода (IV-VII) характеризуются устойчивым падением добычи нефти и жидкости, за исключением V периода, кода отмечается рост добычи жидкости. IV-VII периоды характеризуются значительным темпом падения добычи. Падение в IV периоде самое чувствительное для дальнейшей жизни месторождения, так как произошла потеря добычи с 15811 тыс.т в год до 10043 тыс.т. Причиной падения добычи послужили технологические обстоятельства. Среди которых: разукрупнение объектов в нагнетательных скважинах, резкое увеличение приемистости, резкий рост объемов закачиваемой вода- достижение текущей компенсации 153-130%, а накопленная компенсация впервые превысила 100-110%, катастрофические прорывы воды и др.

Падение добычи в VII периоде, как отмечалось выше, связано с развалом СССР. Текущая нефтеотдача в конце VII периода достигла 26% при обводненности 66,8%. Предшествующие этому временному отрезку периоды падения добычи нефти V и VI явились самыми эффективными за весь период разработки с точки зрения достижения максимального вовлечения запасов нефти в активную разработку. Так вовлеченные в разработку запасы нефти достигли максимального значения- 320 млн.т, что соответствовало возможной нефтеотдаче - 33%. Восстановился темп разбуривания месторождения, наблюдается рост закачки воды с 36049 тыс.м3 в 1980г. до 41024 тыс.м3 в 1986г. В этот период на месторождении был выполнен значительный объем работ по совершенствованию системы разработки, разукрупнению объектов эксплуатации, испытанию и внедрению методов повышения нефтеотдачи и т.п. В конце VI периода падения добычи началось уменьшение добывающего и нагнетательного фонда скважин (при значительном снижении объемов бурения скважин, наметилось хроническое отставание по восстановлению выбывшего фонда скважин), начала падать закачка воды. VII период характеризуется увеличивающимся падением добычи нефти с 7453 тыс.т в 1989г до 2532 тыс.т в 1996 г. Резко уменьшился фонд действующих добывающих и нагнетательных скважин. В IX период, назовем его реабилитационным, добыча начала нарастать и с минимального уровня 2532 тыс.т в 1996г. достигла 5604 тыс.т в 2004г. Фактически полностью восстановлен фонд действующих добывающих и нагнетательных скважин, который даже превысил максимальный фонд за всю историю разработки месторождения, достигнутый в 1988г.

В 2005году, отнесенному к последнему X периоду, отмечается некоторая стабилизация добычи нефти и даже ее падение. На конец 2005г. достигнута текущая нефтеотдача 30%. В активную разработку вовлечены 333 млн.т.

Отмеченное замедление темпов прироста добычи в последний год объясняется исчерпанием возможности ввода скважин за счет капитальных и подземных ремонтов и практически полным восстановлением работоспособности существующего фонда скважин,что приведет к последующей стабилизации добычи нефти на месторождении Узень или падению.

1.1 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Для увеличения охвата разработкой запасов нефти в разные годы предлагались новые технологии.

Технологии разработки месторождения и их эффективность.

Из новых технологий, предусмотренных проектом разработки, на месторождении внедрялись:

ступенчатое термальное заводнение - СТЗ (осуществлялось на 42 полях).

фигурное заводнение ФЗ (реализовывалось на 11 полях).

площадное заводнение на низкопродуктивные зоны (на 7 участках).

В связи с неустойчивостью экономической ситуации технико-экономическая оценка эффективности внедрения новых технологий оказалась неоднозначной. При сохранении старой системы финансирования, экономический эффект от внедрения новых технологий в 1993г. должен был быть в 7 раз выше рассчитанного в соответствии с новыми требованиями; тогда его величина вполне сопоставима с результатами за 1990-1992гг.

По состоянию на 01.01.94г. новыми технологиями было охвачено около половины фонда добывающих скважин месторождения. Суммарная добыча нефти со всех площадей, на которых внедряются новые технологии, в 1993г. составила 1540,2 тыс. т или 40,6 % добычи с месторождения.

На участках, где система была сформирована в соответствии с проектными требованиями, внедрение новых технологий происходило достаточно успешно.

Таблица - Добыча нефти за счет внедрения новых технологий на месторождении Узень, разработанных ВНИИнефть.

1.2 Обоснование принятых расчётных геолого-физических моделей пластов

Обоснование расчётных моделей пластов и методы расчета технологических показателей разработки

В основу расчетной модели, принятой для прогноза показателей разработки, положена схема слоисто- и зонально-неоднородного пластах мeтoдикa является опробированной на многих месторождениях Мангышлака и Казахстана. Обоснование расчетной модели для горизонтов 13-18 месторождения Узень проводилось на основании прямых определений по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин таких параметров модели, как W- доля неколлектора по площади обособленных пластов и слоев, V2- зональная неоднородность по удельной продуктивности на единицу толщины пластов между соседними скважинами, V2я- неоднородность сетки скважин по языкообразованию, Кср- среднее значение коэффициента продуктивности скважин, Кср.пр- среднее значение коэффициента проницаемости, шаг хаотического изменения коллекторских свойств пластов d.

1.3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчётных вариантов разработки

I - 13+14 горизонты; II - 15+16 горизонты; III - 17 горизонт;

IV - 18 горизонт.

В соответствие с приказом Миннефтепрома по нормативным дкументам от 12.12.1977г. было принято решение о проведении изоляционных работ по разукрупнению объектов в нагнетательных и добывающих скважинах. В качестве эксплуатационных объектов принят каждый продуктивный горизонт:

I - 13 горизонт; II - 14 горизонт; II - 15 горизонт; IV - 16 горизонт;

V - 17 горизонт; VI - 18 горизонт.

Учитывая продолжительность и стадию разработки месторождения, степень выработки запасов нефти горизонтов, обосновываются в качестве самостоятельных эксплуатационных объектов, как и прежде, каждый продуктивный горизонт - с 13 по 18.

Однако, предлагается в пределах существующих эксплуатационных объекто выделить в пределах основного свода так называемые технологические объекты разработки (ТОР).

Такой подход обоснован тем, что, во-первых, такие объекты уже реально существуют на отдельных участках залежей, во-вторых, выделение ТОР будет экономически оправдано для реализации различных подходов выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки месторождения.

1. Технологические объекты категории 1 (ТОР 1) - песчаные «тела»

Практически на каждом горизонте (для пачек) с использованием имеющейся информации по всем скважинам были выделены русловые и рукавообразные песчаные тела. Участки залежей, представленные песчаными «телами», оконтурены и подвергнуты анализу с точки зрения выработки в них запасов, состояния системы воздействия в них и неодходимости ее оптимизации и доукомплектовывания.

2. Технологические объекты категории 2 (ТОР 2) - участки в пределах блоков со средне- и высокопроницаемыми коллекторами

Кроме песчаных тел, развитие пластов с высоко- и средне- проницаемыми коллекторами, практически характерны во всех блоках для пачки Б (пласты с б4 по б7) и пачки В 14 горизонта; для пачки Б 15 горизонта; пачки 1 16 горизонта; в 17 горизонте - большая часть пачки А и часть пачки Б.

3. Технологические объекты категории 3 (ТОР 3) - участки с пластами, обладающими низкопроницаемыми коллекторскими свойствами

Такие объекты были выделены на участках залегания невырабатываемых или слабо вырабатываемых пластов 13+14 горизонтов, 15+16 горизонтов. Эти участки на сегодня практически не разбурены сеткой скважин.

Таблица - Начальные геологические запасы по пачкам горизонтов и по каждому ТОР.

2.1 Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважини и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров

В водонефтяной зоне нефтенасыщенная толщина, вскрывшие которую добывающие скважины вступят в эксплуатацию с обводненностью продукции, равной предельной, определялась по формуле:

hнмин = hэфВНЗ / (1 + А2 / (1 - А2) * овнз,

где hэфВНЗ - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина водонефтяной зоны;

овнз - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и воды в пластовых условиях для водонефтяной зоны;

А2 - предельная обводненность продукции скважин.

Предельная обводненность продукции скважины определяется из формулы:

А = А2 / ((1 - А2) * овнз + А2),

где А - расчетная предельная доля воды.

Расчетная предельная доля агента определяется с учетом предельно допустимой стоимости добычи тонны нефти (Спр), нормативов текущих экономических затрат на одну работающую скважину (Зт*) и единицу текущего дебита жидкости (Зт**) и амплитудного дебита на скважину (qo'):

А = 1 - (Зт* + Зт*** qo'* (1 + в) * овнз) / (Cпр * qo'+ Зт*** qo' * (овнз - 1).

Для условий месторождения Узень Зт* = 0,0614 млн.$/скв.год, Зт** = 2,29 $/т, Спр = 247,2 $/т, в - доля посторонней воды в продукции скважины из-за негерметичности скважины, принята равной 0,1.

В таблице 4.1 для рекомендуемого варианта приведены минимальные толщины для размещения скважин в водонефтяной зоне для различных значений со средней эффективной водонасыщенной толщиной водонефтяной зоны.

Таблица 4.1 - Минимальные толщины для размещения скважин.

2.2 Технологические показатели вариантов разработки

Технологические показатели по рекомендуемому варианту разработки в целом и по каждому из основных и возвратных объектов приведены в таблицах 4.2-4.5.

Расчеты технологических показателей проводились с использованием созданных и адаптированных к фактическому состоянию разработки гидродинамических моделей 3D по 13, 14 горизонтам, а также с использованием аналитической методики, на основе которой КазНИПИмунайгаз разработан программный комплекс «ПРОЕКТ». Аналитическая методика использовалась для контроля модельных расчетов, а в некоторых случаях и как основная расчетная методика.

Для примера в таблицах 4.6 - 4.7 приведены основные прогнозные технологические показатели разработки по результатам моделирования объектов. На рисунках 4.1 - 4.2 приведены результаты сопоставления годовой и накопленной добычи нефти по горизонтам и в целом по всем горизонтам, подсчитанные с помощью гидродинамических моделей и аналитической методики для базового варианта и варианта 4а.

В таблицах 4.8 - 4.11 и приведено сопоставление накопленной добычи нефти, подсчитанной разными методами для двух вариантов. Как видно, накопленные отборы нефти, полученные с помощью гидродинамического моделирования по базовому варианту несколько выше, чем по аналитической методике, а по 4а варианту они отличаются незначительно. Расхождение составляет всего 0,8% по базовому варианту и (-0,1) % - по варианту 4а, что позволяет говорить о надежности прогнозирования суммарной накопленной добычи по месторождению и, таким образом, конечного КИН.

Рисунок 4.1 - Сравнение модельных отборов нефти с расчетными. Горизонты 13+14. Вариант базовый.

Рисунок 4.2 - Сравнение модельных отборов нефти с расчетными. Горизонты 13-18. Вариант базовый (включая купола).

Рисунок 4.3 - Сравнение модельных отборов нефти с расчетными. Горизонты 13+14. Вариант 4а.

Рисунок 4.4 -Сравнение модельных отборов нефти с расчетными. Горизонты 13-18 (включая купола). Вариант 4а.

Таблица - Сравнение расчетной и модельной суммарной добычи нефти по объектам по базовому варианту.