Курсовая работа (т): Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

В целом по объекту процесс выработки запасов в настоящее время осуществляется удовлетворительно, при текущей обводненности 28,4% отобрано 29,7% от начальных извлекаемых запасов нефти.

4.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта Ач31

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту Ач31 приведено за время действия последнего проектного документа, таблица 14.

Фактическая добыча жидкости в 2011 г. выше проектного показателя на 18,4% за счет большего количества добывающих скважин. Отбор нефти (129,4 тыс. т) при этом только соответствует проектному уровню (134,8 тыс. т), благодаря большей добыче нефти из новых скважин, чем предполагалось проектным документом. Фактически в 2011 г. в разработку были введены 8 добывающих скважин вместо 7 по проекту, и отработанное время в среднем на скважину превысило 160 дней по проекту. Добыча нефти по переходящему фонду составила 72% расчетной. Причиной послужило резкое обводнение из-за внутрипластовых перетоков в скважинах, расположенных в приконтурной зоне пласта. Среднегодовая обводненность добывающего фонда в 2010 г. составляла 21,3%, в 2011 г. доля воды в продукции перешедших скважин увеличилась до 44,6%.

По этой же причине не были достигнуты проектные уровни в 2012 и 2013 гг., рассчитанные в технологической схеме. Несоответствие фактических показателей проектным в 2012 г. также связано с неподтверждением площади нефтеносности, что привело к меньшему вводу скважин в разработку, чем предусмотрено проектом, и отставанию формирования системы заводнения.

Фактические показатели разработки объекта в 20113 г. полностью соответствуют показателям, скорректированным в Авторском надзоре, таблица 4,11.

Коэффициент нефтеизвлечения достиг величины 0,123, по проекту 0,119. Отбор от НИЗ составляет 29,7%.

Таблица 14

Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31

.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти

В настоящее время разработка месторождения ведется на основании технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненного ООО "КогалымНИПИнефть" в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.). В 2013 году с целью корректировки технологических показателей разработки ООО "КогалымНИПИнефть" выполнен Авторский надзор за реализацией "Технологической схемы разработки Равенского месторождения" (протокол ТО ЦКР по ХМАО №679 от 14.12.2007 г.). Данными документами было запланировано проведение ГТМ (таблица 15), которые направлены на повышение эффективности эксплуатации скважин, интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов:

Таблица 15

Сравнение объемов и эффективности выполнения проектных методов ПНП

Примечание: * - 2 скважины освоены в ППД, 1 скважина переведена на другой объект; ** - бурение горизонтальных скважин предусмотрено пунктом протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011 г. без распределения по годам.

Эффективность геолого-технических мероприятий за период 2011-2013 гг.

В период 2011-2013 гг. было проведено 47 геолого-технических мероприятий, позволивших добыть дополнительно 147,7 тыс.т нефти или 28,6% от всей добычи нефти месторождения за рассматриваемый период. К ним относятся:

.                  ввод новых скважин (горизонтальных);

.                  ввод новых скважин (наклонно-направленных);

.                  гидравлический разрыв пласта (ГРП);

.                  ОПЗ;

.                  перфорационные методы;

.                  оптимизация режимов работы скважин.

Распределение объемов ГТМ и их эффективности в динамике по годам, по видам и объектам представлены в таблице (таблица 17).

Ниже приведен краткий анализ эффективности ГТМ по видам мероприятий:

Ввод новых скважин (наклонно-направленных).

Всего за рассматриваемый период 2005-2007 гг. введено 14 скважин (таблица 16):

•        в 2011 году - 7 скважин;

•        в 2012 году - 4 скважины;

•        в 2013 году - 3 скважины.

Все скважины были введены на объект Ач31.

Ввод новых скважин (горизонтальных).

За период 2011-2013 гг. на месторождении были введены 4 новые скважины с горизонтальным окончанием ствола. Все скважины пробурены на объект Ач31. Бурение горизонтальных скважин на объекте было предусмотрено решением протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011 г., без распределения по годам.

В 2011 г. введена одна горизонтальная скважина (№109Г). Дебит нефти составил 107,9 т/сут, жидкости - 112,2 т/сут. В 2012 г. введены две горизонтальных скважины №№122Г и 130Г (таблица 16). Средний дебит нефти составил 98,3 т/сут., жидкости - 104,8 т/сут. В 2013 году введена одна горизонтальная скважина (скв.№110Г). Дебит нефти составил 85,2 т/сут, жидкости - 89,6 т/сут.

Бурение горизонтальных скважин на объекте Ач31 Равенского месторождения характеризуется высокой эффективностью. Накопленная добыча нефти по четырём скважинам составила 69,6 тыс.т.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

По состоянию на 1.01.2014 г. на Равенском месторождении запущены в эксплуатацию после ГРП 5 добывающих (4 - Ач31, 1 - ЮС1) и 2 нагнетательных (№№125, 132, пласт Ач31) скважины. Кроме того, ГРП был выполнен по объекту ЮС2 на двух скважинах: №168Р (2009 г.) и №209У (2013 г.). На обеих скважинах был получен приток воды и они не были запущены в эксплуатацию по объекту ГРП, скважина №209У запущена на Ач31 (таблица 17).

Таблица 16

Динамика проведения операций ГРП по годам и по объектам по состоянию на 1.01.2013 г. Равенское месторождение

Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважины не запущены в эксплуатацию по объекту ГРП

Таблица 17

Фактическая эффективность геолого-технических мероприятий по объектам разработки и месторождению в целом

Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважина переведена на другой объект

За всю историю за счет 5 обработок на месторождении с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 20,3 тыс.т нефти. Из них: 19,7 тыс. т. на пластах ачимовской толщи (в том числе в результате ГРП на скважине из бурения №214 - 15.5 тыс. т., на эксплуатационной скважине №414 за счет форсирования отборов жид-кости при больше объемном ГРП - 3,8 тыс.т) и 0.6 тыс.т нефти на объекте ЮС1. В среднем по месторождению на одну скважино-операцию приходится 4,1 тыс.т/скв. или 1,2 тыс.т/скв. без учета скважины №214.

В целом за период 2012-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,1 тыс.т, что соответствует про-ектному уровню - 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический пока-затель существенно ниже проектного - 4,62 тыс.т.

Объект Ач31

На ачимовской толще пластов обработки выполнены на 4 добывающих скважинах (№№212, 214, 231, 414) и 2 скважины после ГРП при вводе из бурения освоены в ППД (№№125, 132), по которым получен приток воды. На скважине №214 ГРП осуществлен при освоении после бурения, остальные 3 скважины до ГРП находились в действующем добывающем фонде.

Залежь пласта Ач31 является водоплавающей, глинистые перемычки, отделяющие нефтенасыщенные пропластки от водонасыщенных, слабо выдержаны либо отсутствуют. Разрез пласта сильно расчлененный. Нефтенасыщенные толщины пласта составили 6,0-9,8 м, коэффициент проницаемости низкий - 0,9-3,3 мД.

Все обработки на скважинах выполнены одной сервисной компанией - "ПетроАльянс". Геолого-физические особенности пласта накладывают ограничения на параметры технологии ГРП. В целом по трем обработкам закачиваемые массы проппанта составили 10,8-15,9 т, одна обработка на скважине №414 является большеобъемной (40 т). Использованные максимальные концентрации проппанта невысоки - 612-769 кг/м³, средние - 322-400 кг/м³. Все ГРП выполнены с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе. При 3 операциях применялся двухкомпонентный расклинивающий агент 20/40+16/30, одна большеобъемная обработка выполнена с использованием трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20.

В среднем по трем скважинам (№212, 214, 231) дебит жидкости и нефти до ГРП составил 4,1 и 3,6 т/сут (обводненность - 7,2%), после ГРП - 40,8 и 12,4 т/сут соответственно (обводненность - 68,4%). На скважине №414 в результате обработки был получен в 4 раза бульший приток жидкости (160,3 т/сут), при этом дебит нефти составил 6,9 т/сут, обводненность - 95,7%.

Суммарная дополнительная добыча нефти за счет обработок на пластах ачимовской толщи составила 19,7 тыс.т, средняя - 4,9 тыс.т/скв. или без учета скважины №214-4,2 тыс.т и 1.4 тыс.т/скв. соответственно.

На скважине №212 обработка выполнена 14.10.2004 г. в интервале пласта 2851,4-2863,6 м с нефтенасыщенной толщиной 7,4 м при коэффициенте проницаемости 0,9 мД. Обработка выполнена с закачкой в пласт 15,9 тонн проппанта посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с расходом 2,1 м³/мин. После проведения ГРП дебит жидкости в среднем за 3 месяца достиг 47.5 т/сут, нефти - 5,9 т/сут, обводненность увеличилась с 21,4% до 87,6%. Начальный прирост дебита нефти составил 2,5 т/сут. Скважиной дополнительно добыто 0,2 тыс.т нефти, время эффекта составило 4 месяца. В марте 2007 года скважина переведена в пьезометрический фонд.