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

ГРП на скважине №214 выполнен в декабре 2010 г. при освоении после бурения. Скважина запущена в эксплуатацию в январе 2011 г. Обработка была выполнена в нефтенасыщенном интервале 2715,4-2723,4 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6 м, значение проницаемости низкое - 2,8 мД. В ходе обработки в пласт с расходом нефтяного геля 1,7 м³/мин было закачано 14,1 т проппанта при максимальной концентрации 660 кг/м³, средней - 322 кг/м³.

В результате обработки в среднем за 3 месяца дебит жидкости достиг 38,9 т/сут, дебит нефти 23,5 т/сут, обводненность - 39,6%. (рисунок 7.2). На текущий момент дополнительная добыча нефти по скважине составила 15,5 тыс. т, эффект от ГРП продолжается.

На скважине №231, эксплуатировавшейся до обработки с дебитами нефти и жидкости 5,2 и 5,8 т/сут соответственно, после ГРП (30.06.2012 г.) была получена высокая обводненность продукции - 78%, при этом дебит по жидкости достиг 36,1 т/сут, по нефти - 7,9 т/сут. Обработка выполнена в нефтенасыщенной части пласта 2893-2900 м (эффективная нефтенасыщенная толщина составила 9,8 м, проницаемость - 3,3 мД), посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с темпом закачки 1,6 м³/мин, использованная масса проппанта составила 10,8 тонн, средняя и максимальная концентрации - 390 и 769 кг/м³ соответственно. Время эффекта по скважине составило 4 месяца, скважиной дополнительной добыто 0,14 тыс.т нефти.

Скважина №414 обработана в июле 2011 г. Нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6,2 м, проницаемость - 1,2 мД. Через интервал ГРП 2783,6-2792,8 м в пласт с расходом нефтяного геля 1,5 м3/мин было закачано 40 тонн трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20. После обработки дебит жидкости увеличился с 2,2 до 160,3 т/сут, дебит нефти - с 2,1 до 6,9 т/сут, обводненность возросла до 95,7%. По состоянию на дату анализа дополнительная добыча нефти достигла 3,8 тыс.т, время эффекта составило 23 месяца. В сентябре 2013 года скважина была переведена в нагнетательный фонд.

Кроме того, на пластах ачимовской толщи после обработок, скважины №№125, 132 освоены в ППД.

Скважина №125 пробурена в 2010 году, в ноябре 2012 г. выполнена операция ГРП, в январе 2013 г запущена в эксплуатацию как нагнетательная скважина. При обработке масса закачанного в пласт проппанта составила 45,3 т, максимальная концентрация - 1110 кг/м³, образование трещины осуществлялось посредством жидкости разрыва на водной основе с расходом 3,6 м³/мин. По данным ПГИ от мая 2012 г. на скважине в интервале 2841,5 - 2842,5 и до ГРП отмечался приток воды. В первый месяц после запуска приемистость скважины составила 531 м³/сут, затем она сократилась до уровня 206,5 м³/сут.

На скважине №132 операция ГРП выполнена при освоении из бурения 03.11.2012 г., введена в эксплуатацию в апреле 2013 г. При ГРП закачана масса проппанта 33,2 т с расходом водного геля - 2,4 м³/мин. За период апрель-декабрь 2013 г. приемистость скважины увеличилась с 93 м³/сут до 231 м³/сут.

По выполненным обработкам на пластах ачимовской толщи отмечается зависимость увеличения дебита жидкости и обводненности от увеличения массы проппанта. Как уже отмечалось, на скважине №414 при закачке 40 т проппанта произошел прорыв воды от мощных водонасыщенных пропластков, в результате чего достигнут высокий дебит жидкости и существенно увеличилась обводненность скважины. При массе проппанта 10,8-15,9 т также отмечается высокая обводненность после ГРП 40-90%. Таким образом, ГРП рекомендуется выполнять в щадящем режиме (до 5 т проппанта) и необходимо внедрение новых технологий ГРП, снижающих риск неконтролируемых водопроявлений.

Рисунок 20. Зависимость дебита жидкости и обводненности после ГРП от массы проппанта

Краткие результаты и выводы по применению 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.

В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,1 тыс.т, что соответствует проектному уровню - 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический показатель существенно ниже проектного - 4,62 тыс.т.

На ачимовской группе пластов в среднем дебит жидкости после ГРП достиг 40,8 т/сут, дебит нефти 12,4 т/сут (без учета скважины №414 с показателями 160,3 т/сут по жидкости и 6,9 т/сут по нефти). На пласте ЮС1 средние дебиты жидкости и нефти составили 14,6 и 6,2 т/сут соответственно.

По геолого-физическим характеристикам пласты ачимовской толщи в районе скважин с ГРП характеризуются низкими значениями коэффициентов проницаемости (0,9-3,3 мД). Нефтенасыщенная толщина пласта в интервале ГРП составляет 6,0-9,8 м.

По всем скважинам на пластах ачимовской толщи наблюдается увеличение обводненности после ГРП. В таких условиях рекомендуется выполнить опытно-промышленные работы по применению специальных добавок к жидкостям разрыва (использовать модификаторы фазовых проницаемостей, действие которых направлено на снижение фазовой проницаемости воды).

Перфорационные методы

Всего за период 2011-2013 гг. было проведено 7 ПВР (таблица 15). Все мероприятия были проведены на объекте Ач31.

В 2011 г. была проведена одна скважино-операция (скв. №215). Дебит нефти до проведения ГТМ составлял 14,5 т/сут, жидкости - 15 т/сут. Дебит нефти после ГТМ составил 18,9 т/сут, жидкости - 22,7 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 4,4 т/сут, жидкости - 7,7 т/сут.

В 2012 г. было проведено 3 скважино-операции. Средний дебит нефти до ГТМ составлял 7,6 т/сут, жидкости - 8,6 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 9 т/сут., жидкости - 10,1 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 1,4 т/сут, жидкости - 1,5 т/сут.

В 2013 г. так же было проведено 3 мероприятия. Положительный эффект получен только по одной скважине - №108. Дебит нефти увеличился с 8,9 до 13,6 т/сут, по жидкости с 9,6 до 14,2 т/сут.

Таким образом, за рассматриваемый период (2011-2012 гг.) дополнительная добыча нефти от проведения прострелочно-взрывных работ на 7 скважинах составила 1560 т.

Обработка призабойной зоны (ОПЗ)

За анализируемый период было проведено 5 ОПЗ (таблица 15), из них 1 - в 2012 г. и 4 - в 2013 г.

В 2012 г. проведено одно мероприятие на объекте ЮС1 (скв. №317И). После ГТМ дебит нефти составил 1.4 т/сут., жидкости 1.8 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 120 тонн.

В 2013 г. мероприятие было проведено на четырех скважинах объекта Ач31. После проведения мероприятия в среднем дебит нефти на одну скважину составил 9,1 т/сут., жидкости - 14,9 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 1,8 тыс.т.

Оптимизация режимов работы скважин.

За период 2011-2012 гг. проведено 11 скважино-операций (таблица 15).

В 2011 году было проведено 1 мероприятие на скважине №414 (объект Ач31). Средний дебит нефти после ГТМ составил 9,5 т/сут., жидкости - 184,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 262 тонны.

В 2012 году было проведено 5 мероприятий: 2 - на объекте ЮС1 (скв. №№318Г, 316Г) и 3 мероприятия на объекте Ач31 (скв. №№103Г, 109Г и 214).

Средний дебит нефти на объекте ЮС1 после проведения ГТМ составил 12,7 т/сут., жидкости - 46,2 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте ЮС1 составила 574 тонны.

Средний дебит нефти на объекте Ач31 после проведения ГТМ составил 75,2 т/сут., жидкости - 89,7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31составила 14.1 тыс. т.

В 2013 г. проведено 5 мероприятий, из них одно мероприятие было проведено на объекте ЮС1 (скв. №318Г), 4 на объекте Ач31(скв. №№ 107, 231, 101Г, 109Г).

Средний дебит нефти на объекте ЮС1 составил 22,3 т/сут., жидкости - 122,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти от ГТМ - 564 тонны.

Средний дебит нефти на объекте Ач31 составил 35,4 т/сут., жидкости - 50,7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31 - 842 тонны.

Сравнение проектных и фактических показателей ГТМ

Проектными документами по месторождению за рассматриваемый период было запланировано проведение 65 геолого-технических мероприятий с общей эффективностью 122.6 тыс. т, планируемая удельная эффективность - 1886 тонн на скважино-операцию. Фактически было выполнено 34 скважино-операции с общей эффективностью 98.3 тыс.т и удельной эффективностью 2892 тонны на скважино-операцию.

Бурение горизонтальных скважин было предусмотрено решениями протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г., но без "жёсткой" привязки по годам. В 2011 г. по факту пробурена 1 скважина, дополнительная добыча нефти составила 37,4 тыс. т. В 2012 г. - 2 скважины, дополнительная добыча нефти составила 28,6 тыс. т, в 2013 г. - 1 скважина и дополнительная добыча нефти составила 3,6 тыс.т.

На период 2011-2013 гг. по проекту предусматривалась проведение 15 операций по ОПЗ физико-химическими методами с дополнительной добычей нефти 19,7 тыс. т, по факту проведено 5 мероприятий и дополнительная добыча составила 1,9 тыс.т.

Применение перфорационных методов предусматривалось на 9 скважинах с эффективностью 12,4 тыс.т. Фактически проведено 7 скважино-операций с дополнительной добычей 1,6 тыс.т.

За период 2011-20113 гг. по проекту предусматривалось проведение гидродинамических методов в количестве 37 скважино-операций и дополнительной добычей нефти 68,2 тыс. т, по факту проведено 11 мероприятий с дополнительной добычей нефти - 21,3 тыс. т.

В период 2011 - 2013 гг. было запланировано выполнение 4 ГРП, фактически проведено 7 операций. Из них 3 скважины (все выполнены в 2013 году) не участвуют в добычи нефти на объекте ГРП. В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20,7 тыс. т. при проектном уровне 22,3 тыс.т. Без учета скважины из бурения фактический показатель существенно ниже проектного - 4,62 тыс. т.

Количественное отставание в выполнении программы ГТМ связано со значительными меньшим количеством операций по физико-химическим и гидродинамическим методам.

Заключение

В процессе доразведки месторождения и эксплуатационного бурения уточнилось геологическое строение залежей. Площади нефтеносности по Ач31 и ЮС1 сократились.

Проектные решения на месторождении выполняются. В разработке находятся два объекта: Ач31 и ЮС1.

Основной проектный фонд скважин (107 ед.) реализован на 40,2%. По основным объектам: на Ач31- 66%, ЮС1 - 71,4%.

Проектный фонд скважин по Ач31 подлежит уточнению. Вследствие сокращения контуров нефтеносности нецелесообразно бурение 9 проектных скважин, местоположение которых оказалось за пределами площади залежи и двухметровой изопахиты. Пробуренные горизонтальные скважины 109Г и 130Г заменили по 2 проектные наклонно-направленные скважины. Таким образом, на 1.01.2014 г. из оставшихся к бурению 17 проектных скважин, предлагается пробурить только 6 скважин, в том числе 5 добывающих и 1 нагнетательная.

Текущее состояние объектов разработки удовлетворительное. В 2013 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным.

Таким образом, по результатам проведённых геолого-технологических мероприятий на Равенском месторождении можно сделать следующие основные выводы:

·        наибольшая эффективность получена от ввода новых скважин с горизонтальным окончанием ствола, средняя удельная дополнительная добыча нефти составляет 17,4 тыс.т. Это связано с тем, что согласно решения протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005г. в зонах наибольшего распространения нефтенасыщенных толщин проводилось бурение скважин с ГОС;

по скважинам с наклонно-направленным окончанием ствола получены более низкие результаты - 3,83 тыс. т. дополнительной добычи на скважину;

·        следует так же отметить, что на сегодняшний день не выбраны оптимальные технологии проведения гидравлического разрыва пласта ни для одного из объектов месторождения. В данной ситуации предлагается провести опробование новых методов ГРП (по одной скважине на объектах Ач31 и ЮС1)и увеличить количество операций по реперфорации скважин глубокопроникающими зарядами на депрессии, давших хорошие результаты при освоении новых скважин.

Список литературы

1.      Амелин И.Д. Особенности разработки нефтяных залежей. - М.; НЕДРА, - 1978.

.        Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.; Недра, 1975.

.        Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. - М.; Недра, 1980.

.        Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 1983.

.        Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 1975.

.        Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС "Ннефть и газ Тюмени", 1971, вып. 19. 38-42 с.

.        Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. - М. Недра, 1978.

.        Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. - М.: Недра, 1964.

.        Борисов Ю.П., Войнов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1976.

.        Васильевский В.Н., Перов А.И. Исследование скважин и пластов. - М.: Недра, 1976.

.        Вахитов Г.Г., Максимов В.П. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1983.

.        Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1980.

.        Горбунова Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978.

.        Еронин В.А., Кривоносов Н.В. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 1978.

.        Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

.        Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976.

.        Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов. - М.: Недра, 1967.

.        Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - М., 1972.

.        Калганов В.П., Сургучев Н.Ш., Созонов Б. Обводнение нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1985.

.        Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие - Казань, изд-во "Фен" Академии наук РТ, 2005 г.

.        Максимов М.Н. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра,1975.

.        Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. - М.: Недра,1977.

.        Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. - М.: Недра, 1972.

.        Ованесов Г.П., Лапинов Э.П., Ованесов Н.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1973.

.        Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методиками. - М.: Недра, 1977.

.        Орлов В.С. Проектирование и анализ разработанных нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. - М.: Недра,1973.

.        Сазонов В.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений пи водонапорном режиме. - М.: Недра, 1973.

.        Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. (n. II) . Под ред. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 1983.

.        Сургучев М.K. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1968.

.        Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1965.

.        Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1977.

.        Фазлиев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979.

.        Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977.