Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка ВКР содержит 106 стр., 23 рис., 31 табл., 14 использованных источников. Демонстрационной графики 7 листов.

Ключевые слова: ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ЗАПАСЫ НЕФТИ, СКВАЖИНА, ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ (ОПЗ), ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП), ОБВОДНЕННОСТЬ, ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ДЕБИТ ЖИДКОСТИ.

В геологической части ВКР рассмотрено геологическое строение Михайловско-Коханского месторождения, коллекторские свойства продуктивного пласта Д-1 Михайловского, Марьевского и Коханского куполов, физико-химические свойства нефти, воды и газа, произведен подсчет запасов углеводородов.

В технико-технологической части приведены: анализ истории и текущее состояние разработки пласта Д-1 Михайловского, Марьевского и Коханского куполов, прогноз показателей разработки и расчёт динамики добычи нефти, периодичность и виды обработок призабойных зон скважин на объекте. Рассмотрены: технология и эффективность для воздействия на пласт в прискважинной зоне. Выполнены: расчет по подбору глубинно-насосного оборудования с оптимизацией режима работы скважины.

Выполнен литературно-патентный обзор на тему: «Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта».

В экономической части представлен расчёт показателей эффективности обработок призабойных зон скважин на эксплуатационном объекте.

нефть газ вода залежь



СОДЕРЖАНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта Д-1

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные положения проектных документов

2.2 Анализ разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации

2.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

2.4 Сложившаяся система разработки и оценка энергетическое состояние залежи

2.5 Анализ выработки запасов

2.6 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

2.7 Специальный вопрос «Анализ эффективности применения ГРП, с целью увеличения дебитов нефти по пласту Д-1 Михайловско-Коханского месторождения»

2.8 Характеристика фонда скважин

2.9 Расчетные методы для определения степени выработки запасов, оценки показателей разработки и прогнозирования дальнейшей разработки месторождения

2.10 Рекомендуемые к внедрению мероприятия для разработки пласта Д-1

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Характеристика показателей экономической эффективности ГТМ

3.2 Расчёт экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В плане расположения Михайловско-Коханское месторождение находится на территории Кинель-Черкасского и Борского районов в 100 км к востоку от областного центра города Самара (см. рисунок 1.1).

Михайловско-Коханское месторождение находится в Поволжском нефтегазоносном районе Средневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Ближайшие крупные разрабатываемые месторождения нефти: Дмитриевское, Подгорненское, Южно-Неприковское, Мухановское, Ново-Ключевское, Уваровское [1].

Транспортные связи района с областным центром осуществляются по железной дороге Самара - Уфа и автомобильной дороге Самара - Отрадный - Похвистнево, III технической категории с асфальтобетонным покрытием проезжей части. Наиболее крупные населенные пункты рассматриваемого района - село Кинель-Черкассы и город Отрадный.

Оба района относятся к сельскохозяйственным и специализируется на выращивании зерновых культур и животноводстве. Промышленный потенциал районов тесно связан с деятельностью АО «Самаранефтегаз».

Район месторождения относится к сейсмически спокойным.

Из полезных ископаемых на территории районов имеются мощные залежи высококачественной глины, которая используется для приготовления глинистого раствора при бурении скважин, хозяйственных нужд.

Михайловско-Коханское газонефтяное месторождение является многопластовым, разрабатывается с 1950 г. Нефтеносность на месторождении установлена в 22 нефтяных и двух газонефтяных залежах, приуроченных к 12 продуктивным пластам [1].



1.2 Орогидрография

В орогидрографическом плане район Михайловско-Коханского месторождения приурочено к северному склону водораздела рек Кутулук и Малый и Большой Кинель. Склон представляет собой полого-падающую на север равнину, которая дренируется этими реками. Рельеф местности относительно спокойный, что обусловлено широким развитием четвертичных отложений, сглаживающих очертания форм рельефа, однако в связи со значительной протяженностью месторождения по широте, колебания абсолютных отметок рельефа довольно значительные: от +60 м до +180 м.

Площадь месторождения расчленена многочисленными оврагами. Основной водной артерией описываемого района является р. Кутулук, протекающая на 7-8 км южнее месторождения в широтном направлении - с востока на запад. Ширина реки в летнее время доходит до 8 м, глубина от 1 до 4 м. В семи километрах к юго-западу расположено Кутулукское водохранилище, являющееся основным источником водоснабжения для бурения.

Влияния разработки Михайловско-Коханского месторождения на р. Кутулук практически нет, так как все речки и овраги, разрезающие территорию в меридиональном направлении, относятся к бассейну реки Малый Кинель, которая протекает на расстоянии до 15 км севернее месторождения [1].

1.3 Стратиграфия

На участке Михайловско-Коханского месторождения геологический разрез представлен девонскими, пермскими, каменноугольными, неогеновыми и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента.

Девонская система представлена средним и верхним отделами, нижний и отдел в разрезе отсутствуют. Средний отдел представлен эйфильским, живетским ярусами. Верхний отдел девона представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус. Состоит из нижнего, среднего и верхнего подъярусов. В составе нижнего подъяруса выделяются пашийский и тиманский горизонты.

Пласт Д-1 приурочен к пашийскому горизонту Франского яруса, верхнего отдела девона. Пашийский горизонт сложен, в основном, песчаниками с подчинёнными прослоями алевролитов и глин. Нижняя часть представлена песчаниками белыми и бурыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, водо и нефтенасыщенными. Верхняя часть горизонта представлена песчаниками мелкозернистыми, водо и нефтенасыщенными; алевролитами кварцевыми, мелкозернистыми; прослоями глин. Встречаются тонкие прослои известняков тёмно-серых, слабо глинистых. Раздел между песчаниками пластов сложен пачкой глин, глинистых алевролитов. Заканчивается горизонт глинами зеленовато-серыми, слабо алевритистыми, плотными. Толщина отложений от 46 до 52 м [1].

Отложения Фаменского яруса представляют собой толщу, сложенную известняками и доломитами. Толщина фаменских отложений изменяется от 45 м до 78 м. Общая толщина верхнего отдела девона 265-315 м.

Каменноугольные отложения представлены нижним, средним и верхним отделами. В состав нижнего отдела входят турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус и сложен известняками, доломитами и мергелями с редкими прослоями глин. Толщина отложений турнейского яруса 57-79 м[1]. Визейский яруса сложен известняками. Серпуховский ярус сложен доломитами известняками. Толщина отложений 167-272 м. Общая толщина нижнего отдела карбона 890-967 м.

В состав среднего отдела входят башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус представлен известняками и доломитами. Толщина отложений 79-116 м. Отложения московского яруса залегают на размытой поверхности башкирского яруса. Толщина отложений 70 м- 103 м[1]. Толщина отложений 116-135 м. Общая толщина среднего отдела карбона 468-515 м.

В состав верхнего отдела входят касимовский и гжельский ярусы. Общая толщина отложений верхнего отдела карбона 397 м - 468 м.

Пермская система представлена приуральским, биармийским, татарским отделами [1].

В состав приуральского отдела входят ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский ярусы. Ассельский ярус сложен доломитами, реже - известняками. Толщина отложений 38-124 м. В основании сакмарского яруса залегает сульфатно-карбонатная пачка, представленная ангидритами. Толщина отложений от 28-68 м. Артинский ярус в основании представлен мощной ангидритовой пачкой. Толщина отложений от 40-94 м. Кунгурский ярус сложен известковистыми доломитами. Уфимский ярус представлен частым чередованием песчаников, глин.

Биармский отдел представлен казанским и уржумским ярусами. Толщина 47-63 м.

Татарский отдел представлен северодвинским и вятским ярусами.

Кайнозой, неогеновая система, плиоцен. На размытую поверхность пермских отложений налегают плиоценовые отложения. Толщина отложений колеблется от 20 до 180 м[1].

Четвертичная система представлены древнеаллювиальными и современными постплиоценовыми образованиями. Толщина отложений 17-23 м.



1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах северной части тектонического элемента I порядка - Бузулукской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка - Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу (рисунок 1.2). С севера к нему примыкает Северо-Коханский девонский грабенообразный прогиб, обособляющий Мухановский вал, осложнённый Мухановским, Восточно-Чёрновским, Ново-Ключевским, Уваровским поднятиями с одноимёнными крупными месторождениями нефти и газа. Коханский вал в западной своей части имеет широтное простирание, а в восточной - юго-восточное [1]. Поворот оси вала происходит в районе Подгорненского поднятия, где к нему с юга примыкает Неклюдовский тектонический вал и параллельно ему Тигоровский тектонический вал. Ось вала погружается с запада на восток. Михайловско-Коханское поднятие осложняет западную часть Коханского вала и представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания. Восточнее этот вал осложняет Подгорненское поднятие с одноимённым месторождением.

Юго-западнее через Копыловско-Дмитриевский грабенообразный прогиб расположен Дмитриевский тектонический вал, с приуроченным к нему одноимённым поднятием и крупным Дмитриевским месторождением, к югу расположено Южно-Неприковское месторождение [1].

Структурные планы продуктивных пластов, приуроченных к отложениям девона, соответствуют структурным планам маркирующих горизонтов, отличаясь лишь в деталях.



1.5 Нефтегазоводоносность

Залежь пласта Д-1 является пластовой, литологически экранированной. Данный пласт приурочен к пашийскому горизонту. Средняя глубина залегания 2907 м. Общая толщина пласта в среднем составляет 5,6 м. Пласт состоит из одного - трёх проницаемых прослоев толщиной от 0,7 м до 9,3 м. Мощность разделяющих проницаемые пропластки плотных пород составляет 0,6 - 5,5 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,0 м до 9,3 м и составляет в среднем 4,7 м. Коэффициент песчанистости - 0,89, расчленённость - 1,4 (таблица 1.1). Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 16,3Ч0,6-2,4 км, высота в среднем составляет 71,1 м [1].

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д-1 [1]

Параметры	Единицы измерения	Значения
Средняя глубина залегания	м	2907
Тип залежи	-	пластовая лит. экран
Тип коллектора	-	терригенный
Площадь нефтегазоносности	тыс.м2	23501
Средняя общая толщина	м	3,8
Средняя нефтенасыщенная толщина	м	3,4
Пористость	%	0,14
Проницаемость	мкм2	0,067
Начальная нефтенасыщенность	доли ед.	0,93
Начальная водонасыщенность	доли ед.	0,07
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,89
Коэффициент расчлененности	доли ед.	1,4
Коэффициент вытеснения	доли ед.	0,623
Начальная пластовая температура	оС	72
Начальное пластовое давление	МПа	32,18
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа.с	0,51
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,658
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0,837
Абсолютная отметка ВНК (водонефтяной контакт)	м	-2803
Параметры	Единицы измерения	Значения
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,582
Содержание серы в нефти	%	0,87
Содержание смол селикагеновых в нефти	%	6,09
Содержание асфальтенов в нефти	%	0,7
Содержание парафина в нефти	%	6,2
Давление насыщения нефти	МПа	18,73
Газосодержание нефти	м3/т	226,4
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа.с	0,84
Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1156,6
Минерализация пластовой воды	г/л	272,82

1.6 Коллекторские свойства пласта Д-1

Залежь нефти пласта Д-1 была открыта в мае 1957 г. по результатам опробования разведочной скв.23, перфорированной совместно с пластом Д-II. В результате опробования из интервала 2972,5-2977,0 м (абс. отм. минус 2788,8 - 2793,3 м) - пласт Д-1 и интервала 2983,5-2985,5 м (абс. отм. минус 2799,8 -2801,8 м) - пласт Д-II получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 118 т/сут на 8 мм штуцере. В таблице 1.2 представлены характеристики коллекторских свойств пласта Д-1 [1].

Таблица 1.2 - Характеристика коллекторских свойств пласта Д-1

	Параметры	Проницаемость,мкм2	Пористость,%	Начальная нефтенасыщенность, %
По данным исследования керна	Количество скважин	1	2	1
	Количество определений	20	23	20
	Среднее значение	0,279	0,158	0,84
По данным ГИС	Количество скважин	22	22	22
	Количество определений	35	35	35
	Среднее значение	0,067	0,138	0,927
Принятые значения	0,067	0,14	0,93

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

За период реализации последнего проектного документа дополнительный отбор глубинных и поверхностных проб на месторождении не осуществлялся. Параметры нефти и газа, представленные в данной работе, описаны без изменений по сравнения с предыдущей проектной работой.

По плотности пластовая нефть особо легкая - 658,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 0,51 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 18,73 МПа, газосодержание при однократном разгазировании - 253,00 м3/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 837,0 кг/м3 (легкая), газосодержание - 226,40 м3/т, объёмный коэффициент - 1,582, динамическая вязкость разгазированной нефти - 6,92 мПа·с [1].

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к «жирным» «горючим», с преобладанием содержания метана (55,96%), с отсутствием сероводорода, с промышленным содержанием гелия (0,054%), а также с незначительным содержанием азота+редкие (2,26%). Мольное содержание: углекислого газа - 0,28%, этана - 23,68%, пропана - 12,21%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 17,82%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,893, а теплотворная способность - 63646,0 кДж/м3 [1].

По результатам исследований поверхностных проб нефть является среднесернистой (массовое содержание серы в нефти 0,87%), смолистой (6,09%), высокопарафинистой (6,20%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 52,0%.

В таблицах 1.3-1.6 соответственно содержится информация о свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегазированной нефти, компонентный состав нефтяного газа, разгазированной нефти, свойства пластовой воды пласта Д-1 Северного купола.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти пласта Д-1

Наименование параметра	Диапазон изменения	Принятые значения
Пластовое давление, МПа	-	32,18
Пластовая температура, °С	-	72
Давление насыщения газом, МПа	17,04 - 20,30	18,73
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	137,10 - 269,90	253,00
Газсодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	-	226,40
Плотность в условиях пласта, кг/м3	637,0 - 680,4	658,0
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс	0,30 - 0,96	0,51
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	-	24,80
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С при однократном (стандартном) разгазировании	1,131 - 1,234	1,139
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,076
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С при однократном (стандартном) разгазировании	837,6 - 849,0	845,5
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	837,0

Таблица 1.4 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Д-1

Наименование параметра	Диапазон значений	Среднее значение
Плотность при 20 °С, кг/м3	862 - 893	881
Вязкость, мПаЧс при 20 °С	16,90 - 53,86	28,18
Молярная масса, г/моль	198 - 211	202
Температура застывания, °С	-15 - (-7)	-11
Массовое содержание, %	-
серы	0,71 - 1,05	0,87
смол силикагелевых	4,48 - 7,62	6,09
асфальтенов	0,47 - 1,00	0,70
парафинов	4,47 - 11,20	6,20
Температура плавления парафина, °С	48 - 61	55
Температура начала кипения, °С	49 - 100	75
Фракционный состав, %	-
до 100 0С	5,0 - 10,0	8,0
до 150 0С	10,0 - 21,0	19,0
до 200 0С	23,0 - 34,0	31,0
до 250 0С	34,0 - 44,0	41,0
до 300 0С	46,0 - 54,0	52,0
Шифр технологической классификации	II T1П3

Таблица 1.5 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Д-1

Наименование параметра	при однократном разгазировании пластовой нефти	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти	пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %	-
- сероводород	-	-	-	-	-
- углекислый газ	0,27	-	0,28		0,18
- азот + редкие	2,18	-	2,26	-	1,46
в т.ч. гелий	0,048	-	0,054	-	0,033
- метан	54,02	0,02	55,96	0,05	36,15
- этан	22,71	0,18	23,68	0,96	15,63
- пропан	12,71	0,54	12,21	4,33	9,42
- изобутан	1,32	0,18	1,05	1,25	1,12
- н. бутан	3,61	0,85	2,73	4,8	3,46
- изопентан	1,18	0,86	0,67	3,23	1,58
- н. пентан	1,04	1,16	0,62	3,84	1,76
- гексаны	0,81	3,40	0,38	8,23	3,16
- гептаны	0,15	4,09	0,16	7,68	2,80
- октаны	-	-	-	-	-
- остаток (С8+высшие)	-	88,72	-	65,63	23,28
Молекулярная масса	27,41	202,00	25,90	192,00	84,00
Плотность:	-
- газа, кг/м3	1,139	-	1,076	-	-
- газа относительная (по воздуху), доли ед.	0,945	-	0,893	-	-
- нефти, кг/м3	-	845,5	-	837,0	658,0

Минерализация вод составляет 272,82 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1883 г/см3 (в пластовых условиях 1,1566 г/см3). Вязкость, определяемая в пластовых условиях в среднем равна 0,84 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 40,80 г/дм3, магния 4,95 г/дм3, сульфатов 0,19 г/дм3, первая соленость 46,5 %-экв. Воды этого пласта характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,47) [1].

Таблица 1.6 - Свойства пластовой воды пласта Д-1

Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/м3	-	0,354
Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3	1185,7-1193,1	1188,3
Плотность воды в условиях пласта, кг/м3	1154-1161,2	1156,6
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс	-	0,84
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4	-	2,26
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1,02745
Химический состав вод, г/дм3	-
Na+ + K+	51,16-69,27	57,22
Ca2+	38,36-42,88	40,80
Мg2+	4,26-6,14	4,95
Cl-	163,98-172,67	169,61
HCO3-	0,02-0,09	0,06
SO42-	0,02 - 0,45	0,23
NH4	-	-
Микрокомпонентный состав вод, мг/дм3	-
Br-	-	1676
J-	-	10,2
B+3	-	28,4
Общая минерализация, г/дм3	260,75-284,61	272,82
Химический тип воды (по Сулину В.А.)	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	3(3)



1.8 Подсчет запасов нефти и газа

Проведем подсчет запасов нефти и газа пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения. Подсчет запасов нефти проводится объемным методом [2,3]. Исходные данные для расчетов содержатся в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Исходные данные для подсчета запасов объемным методом

Обозначение, единица измерения	Обозначения	Значение
Площадь нефтеносности тыс.м2	F	23501
Средневзвеш. эффективная нефтенасыщенная толщина, м	h	3,4
Коэффициент пористости, д.ед.	m	0,14
Объёмный коэффициент, д.ед.	B	1,582
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.		0,93
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/мі	н.пов	0,837
КИН (коэффициент извлечения нефти), конечный проектный, д.ед.	K	0,478
Газовый фактор, м3/т	Г	226,4
Добыча нефти с начала разработки, тыс. т.	Qдоб	1265,4

Подсчет запасов нефти, тыс.т., проводится по формуле объемного метода:

,

где Qбал - балансовые запасы, тыс.т;

F - площадь залежи, тыс.м2;

h - средняя нефтенасыщенная толщина, м;

m- пористость, д.ед.;

с- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;

л - коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед.;

пересчетный коэффициент и= 0,632 д.ед.

1. Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.:

= 23501 • 3,4 • 0,14• 0,837 • 0,93 • 0,632 = 5504,2 тыс.т.

2. Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.:

,

где К - коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.;

= 5504,2 • 0,478 = 2631 тыс.т.

3. Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2019 г. составят:

,

где Qдоб- добыча нефти с начала разработки на 01.01.2019 г.;

.=5504,2 - 1265,4 = 4238,8 тыс.т.

4. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2018г. составят:

,

=2631-1265,4= 1365,6 тыс.т.

5. Начальные балансовые запасы газа, млн.м3:



,

где Г - газовый фактор по пласту, м3/т.;

5504,2 226,4 = 1246,2 млн.м3.

6. Начальные извлекаемые запасы газа, млн.м3:

,

2631 • 226,4 = 595,7 млн.м3.

7. Остаточные балансовые запасы газа, млн.м3:

,

=4238,8 • 226,4 = 959,7 млн. м3.

8. Остаточные извлекаемые запасы газа, млн.м3;

,

=1365,6 • 226,4 = 309,7 млн.м3.

Подсчитанные запасы нефти (начальные и остаточные) на 01.01.2019 г. - балансовые, извлекаемые указаны в таблице 1.8, утвержденный КИН по залежи - 0,478.

Таблица 1.8 - Подсчитанные запасы на 01.01.19 г.

Запасы нефти тыс. т	Запасы газа млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
5504,2	2631	4238,8	1365,6	1246,2	595,7	959,7	309,2

В административном отношении Михайловско-Коханское месторождение находится на территории Кинель-Черкасского и Борского районов в 100 км к востоку от областного центра города Самара.

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена к северному склону водораздела рек Кутулук и Малый и Большой Кинель. Рельеф местности относительно спокойный, однако в связи со значительной протяженностью месторождения по широте, колебания абсолютных отметок рельефа довольно значительные: от +60 м до +180 м.

В геологическом строении Михайловско-Коханского месторождения выделяются породы девонской, каменноугольной, пермской, неогеново и четвертичной систем, залегающих на породах кристаллического фундамента. Пласт Д-1 приурочен к пашийскому горизонту Франского яруса, верхнего отдела девона.

В тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к крупной Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу.

Пласт Д-1 залегает в кровле франского яруса на глубине 2907 м на Михайловском, Марьевском и Коханском куполах. В разрезе пласта на данном объекте выделяется от 1 до 3 прослоев коллектора, толщина которых изменяется от 0,7 м до 9,3 м. Коллектор терригенный. Толщина плотных разделяющих прослоев составляет 0,6 - 5,5 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина - от 1,0 м до 9,3 м.

Залежь пластового типа, литологически экранированная. Размеры залежи в плане 16,3Ч2,4 км. Этаж нефтеносности - 71,1 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 9,3 м. ВНК принят по залежи на отметке минус 2803 м.

Коллекторские свойства пластов: наиболее важными являются пористость средняя (0,14), проницаемость средняя (0,067 мкм2). Средняя нефтенасыщенность по пласту - 0,93.

По плотности, пластовая нефть особо легкая (658,0 кг/м3), с незначительной динамической вязкостью (0,51 мПа·с).

Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 18,73 МПа, высокий газовый фактор (226,4 м3/т). По результатам исследований поверхностных проб, нефть среднесернистая (массовое содержание серы в нефти 0,87%), смолистая (6,09%), высокопарафинистая (6,2%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 52,0%.

По величине запасов Михайловско-Коханское месторождение относится к крупным, а пласт Д-1относится к мелким. Начальные балансовые запасы нефти пласта Д-1, рассчитанные объемным методом, составили 5504,2 тысяч тонн. Начальные извлекаемые - 2631 тысяч тонн, утвержденный КИН - 0,478. На 01.01.2019 г. остаточные балансовые запасы нефти - 4238,8 тысяч тонн, извлекаемые - 1365,6 тысяч тонн.



2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные положения проектных документов

Впервые промышленная оценка нефтеносности Михайловского месторождения была проведена в 1956 году при подсчете запасов нефти и газа, в составе подсчета был представлен проект разработки Михайловского месторождения.

За весь период разработки Михайловско-Коханского месторождения было выполнено 13 проектных технологических документов на разработку отдельных пластов, поднятий и месторождения в целом [1].

Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологическому проекту разработки Михайловско-Коханского газонефтяного месторождения Самарской области», выполненное ООО «СамараНИПИнефть» в 2016 году [1].

Данный проектный документ предусматривает для пласта Д-1: изоляцию добывающих скважинах от других пластов, перевод скважин на вышележащие горизонты, бурение добывающих скважин, перевод с других горизонтов на данный объект разработки, перевод скважин в систему ППД (поддержание пластового давления), физическое воздействие на ПЗС (призабойная зона скважины), ГРП (гидроразрыв пласта). Достижение КИН (коэффициент извлечения нефти) - 0,478, Квыт. (коэффициент вытеснения) - 0,623, Кохв. (коэффициент охвата) - 0,767. Проектный срок разработки - 100 лет.

2.2 Анализ разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации

Пласт Д-1 представлен нефтяной залежью в пределах Михайловского, Марьевского и Коханского куполов с единым контуром нефтеносности. Залежь выделена в самостоятельный объект разработки. Весь процесс разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации можно условно разделить на 3 стадии.

Данные об основных фактических показателях разработки пласта Д-1 представлена в таблице 2.1. Динамика основных фактических показателей разработки пласта Д-1 приведена на рис. 2.1., и в приложении Г [1].

Первая стадия разработки объекта длилась с 1957-2009 гг. Первый максимум добычи нефти был достигнут уже на второй год разработки и составил 68,9 тыс.т. нефти, затем до 1966 года добычи нефти падала с практически отсутствующей обводненностью. В 1968 году обводненность достигла 67,3%. Что обуславливается прорывом подстилаемой воды.

До 1968 г. залежь разрабатывалась двумя скв.23 и 27, расположенными в западной части Михайловского купола. За 10 лет эксплуатации скважинами было добыто 276 тыс.т или 23,9% от суммарной добычи объекта в целом. Начиная с 1966 г. разработка объекта сопровождалась снижением добычи нефти и жидкости с ростом обводненности.

После ввода в эксплуатацию расположенной в юго-восточной части Михайловского купола скв.29, с 1971 г. наблюдается значительный рост добычи нефти и жидкости и до 1993 г. темпы отбора НИЗ в основном сохранялись на уровне 1-2 % [1].

Второй максимум добычи нефти был достигнут в 1972 году и составил 49,9 тыс.т. нефти. Обводненность при этом составляла лишь порядка 2,5 %, благодаря проведенным ремонтно-изоляционным работам. В последующие годы добыча постепенно уменьшалась одновременно с растущем фондом скважин и увеличивающейся обводненностью. На 1983 год годовая добыча нефти составила 7,9 тыс.т. , при обводненность 43,8%.

К 1986 наблюдается рост добычи нефти, а также и уменьшение обводненности, уменьшение фонда скважин на 1 ед, что обусловлено выводом из эксплуатации сильно обводнившихся скважин, с целью уменьшения прорыва подошвенной воды. К 1997 году скважины выводились из эксплуатации. В период 1997-2003 гг. фонд скважин составлял 1 скважину, работающей в диапазоне обводненности 70-90%. Добыча нефти составляла менее 1 тыс.т. В 1988 году добыча нефти снизилась до 6,9 тыс.т., Обводненность достигала 50,8% [1].

Таблица 2.1 - Показатели разработки пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения

Годы	Действующий фонд скважин, ед.	Годовая добыча, тыс.т	Обводн. пов. весовая, %	Накопленная добыча, тыс.т	Текущий КИН, доли ед.	Степень выработки нач. извл. зап., %	Темп выработки извл. запасов, %	Фонд нагнет. скважин, ед	Закачка воды, тыс.м3
		нефти	жидкости		нефти	жидкости			началь- ных	остаточ- ных		годовая	накопленная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1957	1	24,7	24,7	0,0	24,7	24,7	0,004	0,9	0,9	0,9	0	0,0	0,0
1958	2	68,9	68,9	0,0	93,6	93,6	0,017	3,6	2,6	2,6	0	0,0	0,0
1959	2	52,6	52,6	0,0	146,2	146,2	0,026	5,6	2,0	2,1	0	0,0	0,0
1960	2	47,5	47,5	0,0	193,8	193,8	0,035	7,4	1,8	1,9	0	0,0	0,0
1961	2	22,8	22,8	0,0	216,6	216,6	0,039	8,2	0,9	0,9	0	0,0	0,0
1962	2	17,5	17,6	0,6	234,1	234,2	0,042	8,9	0,7	0,7	0	0,0	0,0
1963	2	17,9	18,5	3,2	252,0	252,7	0,046	9,6	0,7	0,7	0	0,0	0,0
1964	2	11,8	12,2	3,9	263,8	264,9	0,048	10,0	0,4	0,5	0	0,0	0,0
1965	2	7,0	7,0	0,9	270,7	272,0	0,049	10,3	0,3	0,3	0	0,0	0,0
1966	2	2,9	2,9	1,4	273,6	274,9	0,050	10,4	0,1	0,1	0	0,0	0,0
1967	2	2,3	2,7	14,3	276,0	277,6	0,050	10,5	0,1	0,1	0	0,0	0,0
1968	3	1,2	3,7	67,3	277,2	281,3	0,050	10,5	0,0	0,1	0	0,0	0,0
1969	3	1,1	1,4	21,8	278,3	282,7	0,050	10,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
1970	3	1,2	1,3	6,5	279,5	284,0	0,051	10,6	0,0	0,1	0	0,0	0,0
1971	5	11,1	11,3	1,7	290,6	295,3	0,053	11,0	0,4	0,5	0	0,0	0,0
1972	5	49,9	51,2	2,5	340,5	346,5	0,062	12,9	1,9	2,1	0	0,0	0,0
1973	5	33,9	35,2	3,9	374,4	381,8	0,068	14,2	1,3	1,5	0	0,0	0,0
1974	5	25,7	27,2	5,2	400,1	408,9	0,072	15,2	1,0	1,1	0	0,0	0,0
1975	5	25,4	27,2	6,4	425,5	436,1	0,077	16,2	1,0	1,1	0	0,0	0,0
1976	5	25,9	28,0	7,5	451,4	464,1	0,082	17,2	1,0	1,2	0	0,0	0,0
1977	6	25,9	28,7	9,5	477,3	492,7	0,086	18,1	1,0	1,2	0	0,0	0,0
1978	6	22,8	26,1	12,6	500,1	518,8	0,091	19,0	0,9	1,1	0	0,0	0,0
1979	6	19,7	23,1	15,0	519,8	542,0	0,094	19,8	0,7	0,9	0	0,0	0,0
1980	6	18,4	23,7	22,2	538,2	565,7	0,097	20,5	0,7	0,9	0	0,0	0,0
1981	6	15,3	21,1	27,4	553,5	586,8	0,100	21,0	0,6	0,7	0	0,0	0,0
1982	6	8,1	15,7	48,2	561,7	602,4	0,102	21,3	0,3	0,4	0	0,0	0,0
1983	6	7,9	14,1	43,8	569,6	616,5	0,103	21,6	0,3	0,4	0	0,0	0,0
1984	6	10,1	17,2	41,6	579,6	633,7	0,105	22,0	0,4	0,5	0	0,0	0,0
1985	6	12,0	17,5	31,4	591,7	651,2	0,107	22,5	0,5	0,6	0	0,0	0,0
1986	5	19,2	28,8	33,1	610,9	680,0	0,111	23,2	0,7	0,9	0	0,0	0,0
1987	5	17,4	25,6	31,9	628,3	705,6	0,114	23,9	0,7	0,9	0	0,0	0,0
1988	5	6,9	14,0	50,8	635,2	719,6	0,115	24,1	0,3	0,3	0	0,0	0,0
1989	5	19,3	35,6	45,7	654,6	755,2	0,119	24,9	0,7	1,0	0	0,0	0,0
1990	4	21,2	31,2	31,9	675,8	786,3	0,122	25,7	0,8	1,1	0	0,0	0,0
1991	4	26,9	29,3	8,3	702,7	815,7	0,127	26,7	1,0	1,4	0	0,0	0,0
1992	4	23,7	25,6	7,3	726,4	841,3	0,132	27,6	0,9	1,2	0	0,0	0,0
1993	4	4,2	15,5	72,9	730,6	856,8	0,132	27,8	0,2	0,2	0	0,0	0,0
1994	4	7,9	14,7	46,0	738,6	871,6	0,134	28,1	0,3	0,4	0	0,0	0,0
1995	4	9,6	14,8	35,1	748,2	886,4	0,135	28,4	0,4	0,5	0	0,0	0,0
1996	4	3,5	8,4	58,1	751,7	894,7	0,136	28,6	0,1	0,2	0	0,0	0,0
1997	1	0,6	2,5	74,8	752,3	897,2	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
1998	1	0,2	0,5	66,0	752,5	897,7	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
1999	1	0,3	1,5	79,9	752,8	899,2	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
2000	1	0,0	0,2	81,6	752,8	899,4	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
2001	1	0,2	1,3	83,7	753,0	900,7	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
2002	1	0,1	1,6	92,7	753,1	902,3	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
2003	1	0,3	1,3	79,3	753,4	903,6	0,136	28,6	0,0	0,0	0	0,0	0,0
2004	3	22,3	24,1	7,5	775,7	927,7	0,140	29,5	0,8	1,2	0	0,0	0,0
2005	3	13,6	15,0	9,1	789,4	942,7	0,143	30,0	0,5	0,7	0	0,0	0,0
2006	3	2,3	5,5	57,1	791,7	948,2	0,143	30,1	0,1	0,1	0	0,0	0,0
2007	3	2,5	5,5	55,1	794,2	953,7	0,144	30,2	0,1	0,1	0	0,0	0,0
2008	3	6,9	7,8	12,2	801,1	961,6	0,145	30,4	0,3	0,4	0	0,0	0,0
2009	4	28,4	30,1	5,8	829,4	991,7	0,150	31,5	1,1	1,5	0	0,0	0,0
2010	10	89,8	92,2	2,5	919,3	1083,8	0,166	34,9	3,4	5,0	1	3,0	3,0
2011	9	72,9	77,3	5,8	992,1	1161,2	0,180	37,7	2,8	4,3	1	77,0	80,0
2012	12	36,8	43,2	14,8	1028,9	1204,3	0,186	39,1	1,4	2,2	2	129,0	209,0
2013	13	40,3	47,3	14,8	1069,2	1251,6	0,194	40,6	1,5	2,5	3	210,0	419,0
2014	13	38,8	49,1	20,9	1108,0	1300,7	0,201	42,1	1,5	2,5	4	189,0	608,0
2015	15	45,3	79,1	42,7	1153,4	1379,8	0,209	43,8	1,7	3,0	4	238,0	846,0
2016	11	43,6	96,9	55,0	1197,0	1476,7	0,217	45,5	1,7	3,0	4	258,6	1104,6
2017	10	39,4	114,4	65,6	1236,4	1591,1	0,224	47,0	1,5	2,7	4	189,7	1294,3
2018	8	29,0	133,0	78,2	1265,4	1724,1	0,229	48,1	1,1	2,1	4	167,2	1461,5

В 2004 г. ввелись в эксплуатацию скв.35, 367 на Марьевском куполе и до 2009 г. ими определялась основная добыча нефти и жидкости из объекта. До 2009 г. объект разрабатывался единичными скважинами.

С 2010 года наступает вторая стадия разработки. За счет перевода скважин число добывающих скважин к 2015 г. возросло до 15 единиц.

Увеличение отборов жидкости привело к снижению пластового давления, в связи с чем на залежи было организовано искусственное поддержание пластового давления с высокой текущей компенсацией отборов закачкой. Закачка начата в 2010 г. в переведенную из добывающего фонда скв.333 Марьевского купола. Cреднегодовой дебит жидкости на одну добывающую скважину пл.Д-1 на конец 2010 г. составил 42,0 т/сут.

С 2012 года начинается третья стадия разработки и продолжается до настоящего времени. В 2012 г. посредством перевода под закачку еще двух скв.352 и 356, расположенных вдоль длинной оси к западу от скв.333, сформированы дополнительные очаги заводнения. В 2014 г. под закачку освоена скв.631, пробуренная как добывающая и попавшая в промытую зону пласта.

Организация закачки воды положительно повлияла на динамику пластового давления, по ряду окружающих добывающих скважин зафиксирован рост пластового давления, неcмотря на это дебиты жидкости продолжали снижаться.

Период 2012-2017 гг. характеризуется поддержанием стабильного уровня добычи нефти порядка 35-40 тыс.т., увеличением фонда добывающих скважин до 15 ед., вводом еще 3 нагнетательных скважин, ростом обводненности. На 2016 год пришелся максимум закачки воды и составил 258,6 тыс. м3. На 01.01.2019 г. пластовое давление фиксируется на уровне 186 атмосфер при принятом начальном 321,8 атмосфер. Очевидно, что существующая система ППД не является оптимальной [1].

В настоящее время наблюдается уменьшение фонда добывающих скважин и на 2018 год фонд составил 8 ед, снижение годовой добычи нефти до 29 тыс.т., накопленная добыча нефти составила 1265,4 тыс.т., КИН при этом составил 0,229 ед., при проектном 0,478 ед., обводненность 78,2%. Накопленная закачка воды составила 1461,5 тыс. м3. Фонд нагнетательных скважин 4 ед [4]. Темп выработки запасов составляет: от начальных 1,1%, от остаточных 2,1%. В целом объект разрабатывается удовлетворительно при близких значениях обводненности и степени выработки НИЗ (начальных извлекаемых запасов).

Динамика изменений основных показателей разработки представлена на рисунке 2.1.

2.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

Результаты сравнения основных фактических и проектных показателей по пласту Д-1 представлены в таблице 2.2 [1,4].



Таблица 2.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели	2014	2015	2016	2017	2018
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
Добыча нефти, тыс.т	42,8	38,8	49,2	45,3	53,0	43,6	55,1	39,4	56,4	29,0
Добыча жидкости, тыс.т	49,2	49,1	59,7	79,1	68,9	96,9	78,5	114,4	89,1	133,3
Средний дебит скважин по жидкости, т/сут	10,5	10,8	13,7	17	16,2	18,4	19,4	20,1	23,4	23,6
Средний дебит скважин по нефти, т/сут	9,2	8,5	11,3	9,8	12,9	13,9	14,1	14,5	16,2	13,5
Действующий фонд добывающих скважин, шт	12	13	14	15	12	11	10	10	9	8
Средняя обводненность продукции действующих скважин, %	12,8	20,9	17,6	42,7	23,1	55	29,8	65,6	36,7	78,2
Накопленная добыча нефти, тыс.т.	1111,7	1108	1160,9	1153,4	1213,88	1197	1268,99	1236,4	1325,39	1265,4
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.	1267,6	1300,7	1327,3	1379,8	1396,2	1476,7	1474,7	1591,1	1563,8	1724,4
Закачка рабочего агента, тыс. м3	178,3	189,2	181,3	238,4	185,4	258,6	191,1	189,7	194,5	167,2

Как видно из представленной таблицы, фактическая годовая добыча нефти в 2014 году меньше проектной, разница в пределах 10%. Однако в 2015 году фактическая добыча превосходит проектную на 3,9 тыс.т., что связано с увеличением фонда скважин: значение фонда скважин в 2015 году выше проектного на 1 ед. Затем до 2018 года фактическая добыча меньше проектных значений: разница доходит до 48% в 2018 году. Это связано с увеличением фактической обводненности до 78,2%, что обусловлено прорывом воды.

На основании полученных данных, построена динамика изменения проектной и фактической годовой добычи нефти, которая представлена на рисунке 2.2.

Фактическая добыча жидкости в 2014 году близка к проектному значению, разница минимальна. В период с 2015 по 2018 год фактическая добыча жидкости превосходит проектную разница составляет 24-33%. Динамика изменения проектной и фактической годовой добычи жидкости представлена на рисунке 2.3.

Средний дебит скважин по жидкости в среднем превосходит проектные значение в течение всего периода, приведенного для анализа, и на 2018 год проектные и фактические значения составляют соответственно 23,4 и 23,5 т/сут.

Средний дебит скважин по нефти с 2014 по 2015 гг. меньше проектных значений, разница составляет 7-13%, с 2016 по 2017 происходит обратное: фактические значения выше проектных на 1-7%, что связано с уменьшением фонда скважин в этот период разработки. На 2018 год проектные и фактические значения составили соответственно 16,2 и 13,5 т/сут.

Действующий фонд добывающих скважин в настоящее время составляет 8 ед., что меньше проектного значения на 1 ед. Динамика изменения проектного и фактического количества добывающих скважин представлена на рисунке 2.4.

Средняя обводненность продукции действующих скважин в среднем превосходит проектные значения. На данном объекте в течение всего периода разработки существуют проблемы с прорывом воды. Значение обводненности на 2018 год составляет 78,2% что выше проектного значения на 53%. Динамика изменения проектной и фактической средней обводненности скважин представлена на рисунке 2.5.

Добыча нефти ведется с отставанием от проекта, накопленная добыча на 2018 год составила 1265,4 тыс.т., что меньше проектного значения на 4%.

Добыча жидкости, в целом, ведется с опережением, ввиду высокой обводненности. Разница между проектной и фактической накопленной добычей жидкости на 2018 год составляет 160 тыс.т., что составляет 9%.

Закачка рабочего агента с 2014 по 2016 велась с большим опережением, что и повлияла на быстрый прорыв воды в добывающие скважины, разница проектной и фактической годовой закачки достигала 28%, затем до 2018 году годовая закачка рабочего агента снижена и фактические значения ниже проектных: на 2018 год разница составила 14%.

Таким образом, в целом за анализируемый период отклонение фактического уровня накопленной добычи нефти от проектного находится в допустимых пределах (±5%).

2.4 Сложившаяся система разработки и оценка энергетическое состояние залежи

Разработка пласта Д-1 начата в 1957 г. одной добывающей скважиной. Начальное пластовое давление по залежи было принято равным 32,18 МПа. Начальная температура пласта Д-1 равна 72 С. В дальнейшем, на фоне роста добычи нефти вследствие увеличения фонда скважин пластовое давление по залежи постепенно снижалось и составило 17 МПа в 2010 г [1].

В соответствии с рекомендациями проектного документа в 2010 г. была начата закачка пресной воды в скважину №352. Однако в связи с дальнейшим большого роста пластового давления не наблюдалось. В 2012 - 2014 гг. по закачку воды были переведены еще две добывающие скважины (скв.356, 42).

После усиления системы ППД пластовое давление в целом по залежи стабилизировалось на уровне от 16-23 МПа.

Общий текущий энергетический уровень горизонтов девона в целом является приемлемым с точки зрения недопущения разгазирования нефти в пласте, хотя и значительно сниженным по сравнению с первоначальной величиной. За последние годы тенденции к дальнейшему снижению пластового давления, за исключением отдельных участков, не наблюдается. По объекту Д-1 пластовое давление снижено на 27,3-43,2%, что вызывает необходимость регулирования отборов жидкости при эксплуатации на естественном режиме или оптимизации нагнетательного фонда при эксплуатации с ППД.

О текущем пластовом давлении можно судить только по единичным замерам в скв.367 (18 МПа), 403 (20 МПа), 349 (15 МПа), 29 (16 МПа), 370 (22 МПа), 357 (23 МПа) которые свидетельствуют о его стабилизации на уровне от 15 до 23 МПа [1]. Динамика изменения пластового давления представлена на рисунке 2.6.

2.5 Анализ выработки запасов

Возможности реализованной системы в плане регулирования процесса разработки в полном объеме не используются по причине недостаточного объема проводимых мероприятий по контролю за разработкой. Основные направления по совершенствованию разработки объекта, на наш взгляд, могут быть связаны с разработкой пластов самостоятельными скважинами. Ведь за всю историю разработки на данном объекте эксплуатировались в той или иной степени совместными скважинами. На 01.01.2019 г. из восьми добывающих скважин две являются совместными.

Опыт разработки пластов совместными скважинами на Михайловско-Коханском и других месторождениях показал не достаточно высокую эффективность данной системы. С одной стороны, прирост дополнительной добычи от приобщения и переводов на вышележащие горизонты составляет 39,6 тыс.т, что составляет 13,4 % от всей дополнительной добычи по всем мероприятиям за последние 8 лет. Но с другой стороны, в последние годы, а именно 2017-2018 гг. наблюдается тенденция обводнения продукции скважин, после проведения вышеописанных мероприятий.

Залежь характеризуется высокой расчлененностью и ухудшенной связью с законтурной зоной питания. Разработка залежи осуществляется с ППД с 2010 г. посредством очагового заводнения. После начала процесса заводнения отмечалась стабилизация и незначительный рост пластового давления. ППД осуществляется избирательно, обширные части не охвачены системой заводнения. На 01.01.2019 нагнетательный фонд составляет четыре единицы [1].

Для повышения эффективности процесса разработки при вовлечении в разработку недренируемых зон, потребуется усиление реализуемой системы ППД, для чего необходимо на восточном участке залежи предусмотреть дополнительный очаг заводнения.

В условиях разработки неоднородных пластов (Красчл?1), коим и является данный объект, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, в этом случае предлагается ГРП.

2.6 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Фактически выполненные ГТМ и их эффективность представлены в таблице 2.3.

За период (2013-2018 гг.) на Михайловско-Коханском месторождении (пласт Д-1) было проведено 30 различных ГТМ (геолого-технических мероприятий): ГРП (гидроразрыв пласта) - 11 операций, ОПЗ (обработка призабойной зоны) - 8 операций, ИДН (интенсификация добычи нефти) -5 операций, ППР (планово-предупредительные работы) - 3 операции, ПиП (переходы и приобщения) - 2 операции, КРС (капитальный ремонт скважин) - 1 операция [5].

Эффект от проведения различных ГТМ представлены в таблице 2.3.

На рисунке 2.7 представлено распределение проведенных мероприятий на объекте Д-1.

Наибольший дополнительный прирост нефти обеспечили мероприятия ГРП-238 т/сут, ОПЗ, порядка 109 т/сут, ИДН-73,1 т/сут, Пип-68,8 т/сут, ППР 39,6 т/сут, КРС-5 т/сут.

Распределение дополнительной добычи нефти после проведенных ГТМ на объекте Д-1 представлено на рисунке 2.8.

Распределение дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию представлено на рисунке 2.9.

Таблица 2.3 ? Эффект от проведения различных ГТМ на скважинах пласта Д-1 за период 2013-2018 гг.

№ скв.	Состояние скважины на 01.01.2019	ГТМ	Дата проведения мероприятия	Параметры до проведения ГТМ	Параметры после проведения ГТМ	Прирост, %
				Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Обв-ть, %	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Обв-ть, %
349	В работе	ИДН	27.09.17	1,6	2,0	3	13,4	70,0	77	837,50
		ОПЗ	22.06.14	4,1	5,0	2	18,2	22,0	1	443,90
29	В работе	ИДН	10.07.16	33,1	102,0	61	50,2	177,0	66	151,66
		ИДН	18.04.15	36,0	55,0	22	54,3	87,0	26	150,83
		ОПЗ	19.10.14	0	0	-	36,5	45,0	3	3650,00
563	В накоплении	ОПЗ	04.02.18	3,4	5	19	17,9	28	24	526,47
42	В накоплении	ППР	09.05.17	12,3	16,0	19	17,9	44,0	6	145,53
		ППР	27.07.13	28,2	34,0	9	37,7	41,0	3	133,69
367	В работе	ПиП	07.06.16	16,1	35,0	45	84,9	103,2	2	527,33
		ОПЗ	26.06.14	4,9	6,0	2	31,5	38,0	1	642,86
35	В накоплении	ППР	08.08.17	11,9	15,0	5	36,4	46,0	6	305,88
		ИДН	08.10.16	0,9	13,0	92	19,7	30,0	22	2188,89
		ОПЗ	15.09.14	6,6	8,0	1	8,3	10,0	1	125,76
334	В работе	ИДН	06.09.18	0	0	-	7,1	50,0	83	710,00
		ОПЗ	08.12.14	13,8	28,0	41	21,6	64,0	60	156,52
403	В бездействии	ОПЗ	06.09.14	5,0	6,0	1	6,6	8	2	132,00
370	В бездействии	ПиП	28.02.13	6,3	142,0	95	4,6	5,6	1	73,02
372	В бездействии	КРС	21.10.18	0	0	-	5,0	13,0	54	500,00
		ОПЗ	29.10.17	4,7	6	1	11,4	14,0	3	242,55
29	В работе	ГРП	18.02.13	0	19,0	2	69,9	85,0	2	6990,00
563	В накоплении	ГРП	30.09.18	0	0	-	15,3	30,0	39	1530,00
42	В накоплении	ГРП	13.05.13	0	0	-	13,3	88,0	1	1330,00
35	В накоплении	ГРП	05.06.18	0	0,1	90	67,6	84,0	4	6760,00
334	В работе	ГРП	08.08.13	0	0	-	3,3	4	2	330,00
336	В бездействии	ГРП	16.02.15	0	0,8	94	8,6	11,0	7	860,00
403	В бездействии	ГРП	11.01.15	0	0	-	5,8	7,0	2	580,00
357	В накоплении	ГРП	16.08.13	13,8	17,0	3	28,2	34,0	1	204,35
370	В бездействии	ГРП	19.03.17	0	0	-	11,4	14,0	3	1140,00
372	В бездействии	ГРП	07.04.18	0	0	-	16,1	20,0	4	1610,00
			10.06.18	0	0,1	90	67,6	84,0	4	6760,00

Как видно из представленных выше рисунков, наибольший дополнительный прирост приходится на ГРП. Гидроразрыв пласта, проводимый на скважинах Михайловско-Коханского месторождения, пласт Д-1, обеспечил практически половину (45%) всей дополнительной добычи нефти от всех проводимых ГТМ и является наиболее эффективным мероприятием.

2.7 Специальный вопрос «Анализ эффективности применения ГРП, с целью увеличения дебитов нефти по пласту Д-1 Михайловско-Коханского месторождения»

С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на объекте Д-1 за период 2013-2018 гг. было проведено 11 мероприятий [5], связанных с гидроразрывом пласта.

Гидравлический разрыв пласта 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 [6].

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 [6].

По полученным результатам построена диаграмма, показывающая эффект от проведения гидроразрыва пласта (рисунок 2.10).

В таблице 2.4 представлены результаты проведения ГРП на скважинах Михайловско-Коханского месторождения.



Таблица 2.4 - Эффект от проведения гидроразрыва пласта на скважинах Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1) за период (2013-2018 гг.)

№	Состояние скважины на 01.01.2019	Дата проведения ГРП	Показатели до проведения ГРП	Показатели после проведения ГРП
			Qн, т/сут	Qж, м3/cут	Обв-ть, %	Pзаб, атм	Pпл, атм	Qн, т/сут	Qж, м3/cут	Обв-ть, %	Pзаб, атм	Pпл, атм
29	В работе	18.02.2013	0	19,0	2	106	135	69,9	85,0	2	38	135
563	В накоплении	30.09.2018	0	0	-	239	270	15,3	30,0	39	48	136
42	В накоплении	13.05.2013	0	0	-	-	-	13,3	88,0	1	206	210
35	В накоплении	05.06.2018	0,5	5,0	89	37	198	13,4	18,0	8	50	198
334	В работе	08.08.2013	0	0,1	90	201	297	67,6	84,0	4	194	297
336	В бездействии	16.02.2015	0	0	-	-	243	3,3	4	2	73	280
403	В бездействии	11.01.2015	0	0,8	94	208	270	8,6	11,0	7	73	275
357	В накоплении	16.08.2013	0	0	-	-	182	5,8	7,0	2	44	233
370	В бездействии	19.03.2017	13,8	17,0	3	82	250	28,2	34,0	1	60	250
372	В бездействии	07.04.2018	0	0	-	-	246	11,4	14,0	3	29	246
		10.06.2018	0	0	-	-	246	16,1	20,0	4	31	246

Проанализировав данные из таблицы, можно сделать вывод о том, что проведение гидроразрыва пласта за рассматриваемый период на скважинах Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1) имеет в целом положительный эффект. Наибольший прирост добычи нефти наблюдался на скважинах: № 29 увеличение дебита с 0 т/сут до 69,9 т/сут, № 334 увеличение дебита с 0 т/сут до 67,6 т/сут, № 370 с 13,8 т/сут до 28,2 т/сут. Увеличение обводненности на данных скважинах не наблюдалось. Суммарное увеличение дебита после проведения мероприятий составило 238 т/сут., на 1 скважино-операцию приходится в среднем 26,7 т/сут.

Расчет параметров ГРП

Расчет производится по методике [7]. Кандидатом на проведение ГРП была выбрана скважина № 563. Исходные данные представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Исходные данные для расчета параметров ГРП, скв. № 563, (пласт Д-1)

Наименование	Обозначение	Значение
1	2	3
Средняя плотность осадочных вышележащих пород, м3	rп	2500
Ускорение свободного падения, м/с2	g	9,8
Пластовое давление, МПа	рпл	23,4
Предел прочности песчаника на разрыв, МПа	ур	1,5
Наружный диаметр обсадных труб, мм	Dн	16,8
Внутренний диаметр обсадных труб, мм	Dв	14,8
Предел текучести для труб из стали группы прочности С, МПа	утек	320
Коэффициент запаса прочности, д.ед.	k	1,5
Плотность жидкости разрыва, кг/м3	pжр	950
Глубина скважины, м	L	2927
Страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали, МПа	C	1,25
Усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, МН	G	0,5
Давление на устье, МПа	pу	19,2
Количества песка, т	Gп	15
Концентрация песка, кг/м3	Cп	250
Внутренний диаметр труб, по которым закачивают жидкость с песком, мм	dв	0,073
Коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб, д.ед.	Kv	1,3
Глубина спуска труб, м	H	2915
Расход рабочих жидкостей, м3/с	Qрж	0,03
Эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, д.ед.	Cэмп	0,02
Вязкость жидкости разрыва, Пас	µ	0,025
Время закачки жидкости разрыва, мин	tр	4,4
Коэффициент проницаемости, мкм2	K	0,067
Ширина трещины, м	щ	0,01
Радиус контура питания, м	Rк	250
Радиус скважины, м	rс	0,1
Вязкость нефти, Пас	µн	0,51
Объем жидкости песконосителя, м3	Vжп	60
Объем жидкости разрыва, м3	Vр	10
Эффективная толщина пласта, м	hэф	7,1

1. Вертикальное горное давление:

где L - глубина скважины, м;

rп - средняя плотность осадочных вышележащих пород, м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

рв.г.=2927?2500?9,81?10-6=71,79 МПа

2. Давление разрыва пласта:



рз.р. = рв.г. - рпл + ур

где ур - предел прочности песчаника на разрыв, принимаем 1,5 МПа.

рпл - пластовое давление, МПа;

рв.г.- вертикальное горное давление, МПа;

рз.р.=71,79-23,4+1,5=49,89 МПа

3. Для того, чтобы выяснить возможность проведения ГРП через обсадную колонну необходимо определить величину допустимого давления на устье скважины, исходя из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбовых соединений:

где Dн -наружный диаметр обсадных труб, мм;

Dв -внутренний диаметр обсадных труб, мм;

pпл-пластовое давление, МПа;

утек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

- плотность жидкости разрыва, кг/м3;

h- потери напора на трение, м; k-коэффициент запаса прочности, д.ед;

py=((16,82-14,82/16,82+14,82)· 320/1,5)+23,4+

+950·9,81·(125,44-2927)=24,2 МПа



4. Потери напора на трение:

h=(75·L)/1750

h=(75·2927)/1750=125,44 м

где L - глубина скважины, м;

5. Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия:

где С-страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали, МПа;

k-коэффициент запаса прочности, д.ед.;

Dв -внутренний диаметр обсадных труб, мм;

G -усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, МН;

py=((1,25/1,5)-0,5)/(0,785·14,82·10-4)=19,2 МПа

6. Из полученных значений давлений на устье, принимаем наименьшее значение -19,2 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье-19,2 МПа: