Курсовая работа: Технологические особенности разработки Пограничного месторождения

Нефти пластов БС14 и БС15 - сернистые; пластов БС15 и ЮС1 - малосернистые. Нефть пласта БС11 и ЮС1 - средней плотности, БС14 и БС11% - легкие пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 16,1 г/л, пласта ЮС1 от 32,1 г/л до 36,8 г/л. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Пограничного месторождения

Пограничное месторождение введено в эксплуатацию в 1985 году.

Объект БС11 (БС11(осн) + БС11 - 0 + БС11 - 1) был разбурен быстрыми темпами по основной сетке скважин в течение трех лет (85-88 гг.). Уплотняющее бурение проведено в 1989-1993 годах.

С учетом геологических особенностей месторождения, в настоящее время сформированы различные системы разработки, в том числе трех и пятирядные с уплотнением, с элементами блочно-замкнутого заводнения.

Проектный фонд реализован полностью. Буровые работы не ведутся с 1995 г. Плотность сетки скважин составляет 14,5 га/скв.

Пласт БС11-0, выделенный в процессе разработки в кровельной части пласта БС11(осн) был проперфорирован в 65% скважин совместно с основным, в 35% скважин - не перфорирован и в разработку не вовлекался.

Пласт БС11-1 в 15% скважин перфорировался совместно с БС11(осн), в ЧНЗ. В остальных скважинах перфорацией не вскрывался, так как был представлен водонасыщенными пропластками.

В технологическом документе фонд скважин размещен в границах четырехметровой нефтенасыщенной толщины.

Показатели работы скважин, расположенных в ВНЗ, свидетельствуют о низкой эффективности бурения в данных зонах. Скважины вступали в работу с высоким процентом воды, накопленные отборы по скважинам ВНЗ в два с половиной раза ниже, чем в ЧНЗ.

Как показал проведенный анализ, обоснование данной границы проведено недостаточно корректно. Число проектных к бурению скважин могло быть на сто единиц меньше (по экспертной оценке), или предложено бурение горизонтальных скважин, либо другая технология их строительства.

С начала разработки на месторождении отобрано 63% извлекаемых запасов, текущий КИН составляет 0,31 от запасов, подтверждённых в ГКЗ, при обводнённости продукции 92%.

Наблюдается несоответствие обводнённости продукции и отбора от извлекаемых запасов.

На 4 год, с начала разработки на месторождении был достигнут мах уровень добычи нефти, затем началось снижение добычи, 2 года оно составляло 16%, а в дальнейшем падение было на уровне 30 - 28% в год.

Текущая динамика отборов жидкости на месторождении характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти, быстрым ростом обводненности продукции, обвальным выбытием из работы действующего фонда скважин, т.е. признаками не характерными для поздней стадии разработки, в которой находится Пограничное месторождение. Это связано с нарушением технологии разработки месторождения при организации системы заводнения. Имеются все необходимые предпосылки для стабилизации добычи нефти.

Закачка на месторождении начата, практически, с начала разработки. Через пять лет, снизившейся начальный период пластового давления было восстановлено до первоначального. Последние девять лет месторождение эксплуатируется при пластовом давление на 18 - 21 атм. выше первоначального.

В настоящее время вся площадь месторождения разрабатывается в режиме техногенной водонефтяной зоны.

Вблизи ВНК гидрофильность и неоднородность коллекторов по проницаемости приводит к образованию обширных переходных зон, в пределах которых подвижным видом является нефть и вода, в результате чего снижается фазовая проницаемость. При организации заводнения в пропластках с пониженным нефтенасыщением фазовая проницаемость по нефти снижается и увеличивается по воде. Все это ведет к росту обводненности, что мы и наблюдаем по факту.

Фонд действующих скважин на месторождении обводненных до критического значения, за последние четыре года разработки, увеличился больше чем в два раза.

Отбираемая жидкость, с большим процентом воды - результат нарушения технологического процесса добычи нефти, а именно результат длительной перекомпенсации и превышение текущего пластового давления над начальным в зоне отбора.

Текущее состояние дел в области ППД остается крайне не удовлетворительно, несмотря на принимаемые в последнее время меры по ограничению объемов закачиваемой воды, отключению нагнетательных скважин и т.д. Высокая накопленная перекомпенсация на месторождении потребует длительного времени для приведения энергетического состояния залежи к удовлетворительному.

Фактические показатели разработки ниже проектных, что связано с завышенными балансовыми запасами месторождения, ростом бездействующего эксплуатационного фонда, нарушением технологии организации системы заводнения, значительной перекомпенсацией, добычи жидкости ниже проектной величины.

В целом, состояние разработки месторождения оценивается как неудовлетворительное, однако, проводимый в период 1998 - 2002гг. работы по увеличению отбора жидкости, ограничению объемов закачки, увеличению действующего фонда скважин являются положительным фактом, направленным на стабилизацию добычи нефти на месторождении.

3.2 Текущее состояние разработки Пограничного месторождения

В процессе разработки объекта БС11, в его кровельной части был выделен пласт БС11-0. На большей части площади месторождения он отделен от основной залежи выдержанным глинистым прослоем толщиной от 0,8 до 5 м, на 15% площади он заглинизован и на 25% площади раздел отсутствует (сливается с основной залежью). Наибольшее развитие пласта БС11-0 получил в северной и восточной части месторождения. В 65% скважин, вскрывших данный пласт, он был перфорирован совместно с БС11(осн), в 35% скважин пласт БС11-0 не был проперфорирован.

Пласт БС11-1 в отдельный объект разработки не выделялся и раздельно не эксплуатировался. В 15% скважин данный пласт проперфорирован совместно с пластом БС11(осн). В большинстве скважин пласт БС11-1 в подошве имеет водонасыщенные прослои и его присоединение к залежи БС11(осн) по разрезу фактически резко увеличивает площадь водонефтяной зоны, поэтому перфорацией он не вскрывался.

С 1990 по 2002 годы на месторождении проведено уплотняющее бурение между первыми и стягивающими рядами и в зоне стягивания. Накопленная добыча нефти на уплотняющую скважину составила 62 тыс.т., на скважину основного фонда - 87 тыс.т.

Уплотнение проведено по VII, VI, V, IV блокам , а в III блоке интенсивно уплотнено только две третьи блока, в ВНЗ с юго-востока бурение уплотняющих скважин было остановлено.

Уплотнение нужно было провести в водонефтяной зоне, а фактические показатели работы скважин, расположенных в ВНЗ III блока отличаются невысокими технологическими показателями. Накопленная добыча по скважинам 1167, 1168, 419, 420 и т.д. не превысила 15 тыс.т. на скважину. Данные скважины вступали в работу с дебитами по нефти на уровне 15-20 т/сут., затем наблюдалось быстрое обводнение до 80-90% и снижение дебитов до 5-10 т/сут.

На диаграмме видно, что добыча нефти в ЧНЗ до 1996 года в 2-3 раза превышала добычу нефти в ВНЗ. Дебит по нефти скважин в ВНЗ с 1993года по 2002 год уменьшался с 25 до 5 т/сут., в то время как по ЧНЗ - с 66 т/сут. до 5т/сут.

В целом по ВНЗ накопленная добыча нефти составила - 14592,732 тыс.т., по ЧНЗ - 39370,071 тыс.т.

Дублеров на месторождении было, пробурено только пять.

Рис. 1

Средние показатели накопленной добычи на скважину свидетельствуют о высокой эффективности пробуренных скважин, как основного, так и уплотняющего фонда скважин.

В ТЭО КИН Пограничного месторождения, выполненного СибНИИНП в 2002 году, произведено обоснование предельных нефтенасыщенных толщин для размещения скважин. Предельной толщиной для размещения скважин в ВНЗ объекта БС11 является 4 м, в ЧНЗ не рассчитывалась, т.к. толщины в этой зоне выше 4 м.

Для оценки правильности выбора рассмотрены фактические показатели работы скважин, расположенных в различных границах нефтенасыщенных толщин.

Результат проведенного анализа по скважинам, обводненным до 99%, представлен на рисунке:

Рис. 2

Как показывают фактические результаты эксплуатации скважин, расположенных в границах от 4 до 8 м нефтенасыщенных толщин, средняя накопленная добыча на одну скважину не достигает 10 тыс. т. В пределах от 8 м и менее пробурено 113 скважин, из которых 105 расположены в ВНЗ и только 10 из них имеет накопленную добычу нефти свыше 25 тыс.т.

Данная картина подтверждает низкую эффективность бурения в пределах четырехметровой толщины.

С начала разработки на 01.01.2002 год на месторождении отобрано 53963 тыс.т. нефти. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 31%, отбор от извлекаемых запасов составляет 63%, годовой темп отбора - 1,27% при обводненности 92%.

Основной объект разработки-пласт БС11(осн). Незначительные отборы в прошлые годы осуществлялись из пласта ЮС1 (добыча нефти с начала разработки - 0,513 тыс.т.). В 1998 году добыча нефти на месторождении составила 670 тыс.т., (по сравнению с 1997 годом Qн=875 тыс.т.) падение составило 23,4%.

Добыча жидкости - 8484 тыс.т., обводнённость - 92%, средний дебит по нефти - 6,14 т/сут., по жидкости - 77,73 т/сут., при действующем фонде 275 скважин.

Необходимо отметить, что с 1990 года дебит жидкости поддерживался за счет значительного увеличения пластового давления (текущее средневзвешенное пластовое давление выше первоначального на 23 атм.), т.е. при повышенных депрессиях. Это привело к увеличению доли воды в потоке и добыча нефти характеризовалась не лучшими показателями. Отбираемая жидкость и дебит как показывают фактические результаты эксплуатации скважин, расположенных в границах от 4 до 8 метров нефтенасыщенных толщин, среднее накопленная добыча на одну скважину не достигает 10 тыс.т. В пределах от 8м и менее пробурены 113 скважин, из которых 105 расположены в ВНЗ и только 10 из них имеют накопленную добычу нефти свыше 25 тыс.т.

Рис. 3

По графику видно, что в период 1990-2002 гг. наблюдается уменьшение действующего фонда скважин, а дебит по жидкости, практически, остался неизменным. Величина дебита по жидкости оставалась неизменной за счет значительной перекомпенсации отборов закачкой.

Перевод скважин на блочно-замкнутую систему осуществляется с 1995 г. начиная с северной части месторождения. Часть высокообводненных скважин первых рядов (24 скважины) уже переведены под нагнетание, что позволило изменить направление фильтрационных потоков, вовлечь в разработку ранее недренируемые запасы. Данное мероприятие необходимо делать параллельно с применением методов увеличения нефтеотдачи и методов ограничения водопритока (направленная изоляция высокопроницаемых, промытых интервалов пласта).

Последние девять лет месторождение эксплуатируется при пластовом давлении на 18-21 атм. выше первоначального. В период 1990-1995 гг. никаких кардинальных мер по урегулированию энергетического состояния залежи не предпринималось.

В таблице представлена динамика изменения давления по годам.

На 01.01.2002 г. средневзвешенное пластовое давление составляло 277 атм.(+19 атм.), в зоне отбора - 266 атм.(+8 атм.).

Как видно, по каждому блоку пластовое давление в зоне отбора превышает начальное на 10-15 атм.

Таблица 1 - Динамика пластовых давлений по Пограничному месторождению