МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» Факультет: Нефтегазовый (дневное отделение) Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Группа: 19-12 КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» на тему: "Применение ГРП для воздействия на скважины на примере Арланского месторождения " Студент: Гареев И.Ф __________ фамилия, инициалы подпись Руководитель: к. т. н. доцент кафедры РиЭНГМ Гарипова Лилия Ильясовна фамилия, инициалы __________ подпись Оценка за: текущую работу над курсовой работой защиту курсовой работы Итоговая оценка Дата защиты курсовой работы Альметьевск, 2021 г МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт» Нефтегазовый факультет (дневное отделение) УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой РиЭНГМ д.т.н., профессор А.В. Насыбуллин / _____________/ /___________________________________/2024г. ЗАДАНИЕ на курсовой проект по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» по направлению подготовки 21.03.01 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Ф.И.О. студента Гареев Ильшат Фанилович .Группа 19-12 . Ф.И.О.руководителя Гарипова Лилия Ильясовна – к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ . (фамилия, имя, отчество, должность, звание, место работы, подпись) Тема «Применение ГРП для воздействия на скважины на примере Арланского месторожденя» Срок предоставления законченного курсового проекта на кафедру г. «10» 12 2021 Дата защиты курсового проекта г. «16» 12 2021 Исходные данные к курсовому проекту: научно-техническая литература по теме работы; геолого-технологические данные по рассматриваемому объекту б Содержание расчетно - пояснительной записки Количество листов графической части Доля от объема проекта, % Дата выполнения Геолого-физическая характеристика объекта разработки Анализ текущего состояния объекта разработки - 15 25.10.21 - 15 02.11.21 Анализ эффективности применения ГРП в условиях рассматриваемого объекта разработки - 30 16.11.21 Определение технологической эффективности Расчетный раздел - 20 26.11.21 2 20 03.12.21 Наименование главы, раздела Всего листов графической части формата А-4 Дата выдачи задания ______________________________ Дата и подпись руководителя Задание принял к исполнению ______________________________ Подпись студента и дата 2 . Введение 1.Геолого-физическая характеристика месторождения. 1.1.Характеристика геологического строения. 1.2.Коллекторские свойства продуктивных пластов. 1.3.Физико-химические свойства пластовых флюидов. 2.Анализ текущего состояния разработки. 2.1.Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. 2.2Анализ выработки пластов. 3.Анализ эффективности применения ГРП в условиях рассматриваемого объекта разработки. 4.Определение технологической эффективности. 4.1.Выбор участка. 4.2.По методу «прямого» счета. 4.3.По характеристикам вытеснения (не менее 3 ХВ). 5.Расчет технологических показателей разработки при применении метода. 5.1.Методика расчета. 5.2Исходные данные расчета. 5..Результаты расчета (базового варианта и с применением данной технологии) и их анализ. 6.Выводы и рекомендации. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.Геологический профиль по линии скважин на участке применения анализируемого метода. 2.Графики базовой и фактической добычи нефти по методу прямого счета и накопленной добычи по характеристикам вытеснения. Список литературы 1. Данные КИС АРМИТС 2. Руководящий документ по технологии 3. Ибатуллин Р.Р. «Технологические процессы разработки нефтяных месторождений» М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011.- 304с. 4. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с. 5. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004. – 292 с. 6. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие.- Казань: Изд-во «ФЭН» АН РТ, 310с – 2013. 7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.- 364 с. 8. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М., ООО "Недра-Бизнесцентр", 2005.- 607с. 9. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. - Самара, 2000. - 336 с. Подпись руководителя проекта ./ Гарипова Л.И/Г СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................... 6 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ................................................................... 7 1.1 Характеристика геологического строения ................................................... 7 1.2 Коллекторные свойства продуктивных пластов ....................................... 10 2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ................................ 14 2.1 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов и обводненности . ............................................................................................................................... 14 2.2 Анализ выработки пластов .......................................................................... 15 3 АНАЛИЗ ЭФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП В УСЛОВИЯХ РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ .................................... 19 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ................ 24 4.1 Выбор участка ............................................................................................... 24 4.2 По методу «прямого» счета ......................................................................... 27 4.3 По характеристикам вытеснения................................................................. 31 5 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА................................................................................. 36 5.1 Методика расчета .......................................................................................... 36 5.2. Исходные данные расчета ........................................................................... 37 5.3. Результаты расчета (базового варианта и с применением данной технологии) и их анализ ..................................................................................... 38 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ...................................................................... 40 ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ................................................................................... 42 1 Геологический профиль по линии скважин на учаске применения анализируемого метода ...................................................................................... 42 2 Графики базовой и фактической добычи нефти по методу прямого счета и накопленнной добычи по характеристикам вытесненния .............................. 43 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ................................................ 46 ВВЕДЕНИЕ Интенсификация притоков нефти – увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее время является одной из главных проблем энергообеспечения страны. В настоящее время начинается заметное ухудшение условий добычи как в целом по стране, так и в отдельных регионах. В качестве негативных факторов можно отметить следующие: – большое число простаивающих скважин, которые не участвуют в процессе разработки месторождений, что снижает нефтеизвлечение; – высокая выработанность месторождений; – увеличение доли мелких месторождений; – рост доли залежей с высоковязкими нефтями; – уменьшение дебитов скважин по нефти; – увеличение обводненности. Большое внимание в нашей стране и за рубежом, уделяется повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения интенсификации притоков нефти. Обработку призабойных зон скважин проводят на всех этапах разработки нефтяных месторождений для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приёмистости нагнетательных скважин. Наиболее часто снижение производительности наблюдается в скважинах, продукцией которых, являются тяжёлые высоковязкие нефти. Восстановление производительности скважин в большинстве случаев производится с помощью ГРП. 6 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Характеристика геологического строения Пробная эксплуатация месторождения была начата в 1973 году одной скважиной из залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона. Промышленная эксплуатация месторождения началась с 1974 года, когда в разработку стали вводится залежи нефти в башкирском ярусе, в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) и в терригенной толще девона (ТТД). В 1975 году началась эксплуатация залежи нефти в турнейском ярусе, а в 1986 году – и в фаменском ярусе. Залежь нефти в заволжском надгоризонте эксплуатируется одной скважиной с 1998 года. Первым проектным документом была «Технологическая схема разработки Арланского нефтяного месторождения», составленная в 1973 году, на базе подсчитанных и утвержденных в ГКЗ запасов нефти (протокол № 5742 от 08.08.73г.) [2]. Эксплуатационное разбуривание месторождения на первом этапе началось с 1974 года и продолжалось до 1979 года. В первую очередь производилось разбуривание залежей нефти в нижнем карбоне и девоне. Фактическая добыча нефти оказалась значительно ниже запроектированной изза малодебитности скважин, поэтому дальнейшее разбуривание было приостановлено. Нагнетание воды не было освоено. В целом по месторождению числятся начальные геологические запасы нефти категории А+В+С1 равные 45,660 тыс.т, начальные извлекаемые – 10,705 тыс.т, по категории С2 начальные геологические запасы нефти составляют 2,781 тыс.т, начальные извлекаемые – 390 тыс.т. Начальные геологические запасы свободного газа числятся: по категории С1 - 319,2 млн.м3 и по категории С2 – 118,0 млн. По рисунку 2.1.1 видно, что за многолетний период разработки Арланского месторождения дебиты по нефти снизились с 924 тыс. тонн до 552,4 тыс. тонн, дебит жидкости с 0,7 тыс тонн увеличилась до 2858 тыс.тонн, обводненность продукции увеличилась до 0,81 %, закачка воды возросла до 2306,3 тыс.тонн. 7 Отсюда можно сделать вывод что, месторождение находится на поздней стадии 3500 900 800 Дебит нефти, Дебит жидкости, закачка воды, тыс.тонн 3000 700 2500 600 2000 500 1500 400 300 1000 200 500 100 0 0 Дебит нефти, тыс.т Закачка воды, тыс.т Действ.фонд нагнетательных скважин, шт Действующий фонд нашгнетатеьных и доюывающих скважин, шт разработки. Дебит жидкости, тыс.т Обводненность, % Действ.фонд добывающих скважин, шт Рисунок 2.1.1– Основные показатели разработки Арланского месторождения На первой стадии разработки, с 1973 по 1983 года, действующий фонд добывающих скважин составил 122, а нагнетательных 16 скважин. Максимальный дебит нефти и жидкости был получен в 1983 году – 653,7 тыс.т нефти и 898,9 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти за период разработки на первой стадии составил 249,9 т/год и жидкости 335,6 т/год. Среднегодовая закачка воды составила 229,4 тыс.т. Обводненность продукции в среднем составила 23,18 %, КИН – 0,093 д.ед., а компенсация отбора закачкой находилась в пределах 23,6 - 25,18%. Вторая стадия разработки начинается с 1983 по 1989 год. На этой стадии происходит стабилизация добычи скважинной продукции. Действующий фонд на данной стадии составил 130 добывающих скважин и 85 нагнетательных скважин. Максимальный дебит нефти был получен в 1987 году –771,7 тыс.т 8 нефти, а по жидкости в 1988 году и составил 1725,1 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти за период разработки на второй стадии составил 741,5 т/год и жидкости 1401,5 т/год. Среднегодовая закачка воды составила 784,9 тыс.т. Обводненность продукции в среднем составила 45%, КИН – 0,195 д.ед., а компенсация отбора закачкой находилась в пределах 55, 7 - 56,37%. Третья стадия разработки начинается с 1989 по 1997 год. На этой стадии происходит уменьшении добычи скважинной продукции. Действующий фонд на данной стадии составил 223 добывающих скважин и 171 нагнетательных скважин. Максимальный дебит нефти был получен в 1996 году –924,6 тыс.т нефти, а по жидкости в 1996 году и составил 2775 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти за период разработки на третьей стадии составил 765,23 т/год и жидкости 2118,4 т/год. Среднегодовая закачка воды составила 1690,6 тыс.т. Обводненность продукции в среднем составила 63,5%, КИН – 0,219 д.ед., а компенсация отбора закачкой находилась в пределах 75,3 - 76,7%. Четвертая, завершающая стадия разработки начинается с 1998 по 2013 год. Действующий фонд на данной стадии составил 309 добывающих скважин и 219 нагнетательных скважин. Максимальный дебит нефти был получен в 1998 году –869,8 тыс.т нефти, а по жидкости в 2000 году и составил 2974 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти за период разработки на четвертой стадии составил 641,06 т/год и жидкости 2398 т/год. Среднегодовая закачка воды составила 1968,5 тыс.т. Обводненность продукции в среднем составила 73%, КИН – 0,254 д.ед., а компенсация отбора закачкой находилась в пределах 81,76 - 82,35%. По проведенному анализу выполнения проектных решений, связанных с фондом скважин по Арланскому месторождению, можно сделать вывод, что месторождение находится на поздней стадии разработки. Обводненность на 2012 год составляет 80,7%, дебит жидкости – 2858 тыс.т, дебит нефти – 552,4 тыс.т , действующий фонд составляет 135 нагнетательных и 796 добывающих скважин. Значение КИН на конец 2012 года – 0,276% и компенсация отбора закачкой – 75,8%. 9 1.2 Коллекторные свойства продуктивных пластов Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени известняков. В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские). Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта. Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения: 1.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза); 2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов); 3. Широкое развитие глинистых и углистых пород; 4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков; 5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo); 6.Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV). Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм 2 - на Арланской. Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем на Арланской площади -17%. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади - 76%. Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми 10 алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461,. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%. Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости. Нефтенасыщенность - 72 до 76% . Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2. Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения. Пористость в среднем составляет – 24% Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2. Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65 мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% . 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3, смол - до 16 и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые. 11 Таблица 1.3.1 Физические свойства пластовых нефтей Пласт Рнас. Плотность Вязкость. МПа при 15МПа мПа*с и 240с кг/м3 Р=15 Р=0 МПа МПа Объемны Газовый Плотность й коэф-т фактор, разгаз.нефти, м3/т кг/м3 Арланская площадь II 8,65 878 18,8 34,0 1,051 20,2 891 III 7,40 884 19,3 34,4 1,045 17,6 892 VI 8,23 881 19,6 34,2 1,094 17,2 891 Таблица 1.3.2 -Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных) Компонент Площадь Арланская 1 2 Сероводород - Углекислый газ 0,86 Азот 42,01 Метан 12,29 Этан 8,91 Пропан 19,6 Бутаны 10,8 Пентаны 6,75 Плотность газа по воздуху 1,261 Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК. Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.5 приведены данные 12 исследований пластовых нефтей. Таблица 1.3.3-Характеристика пластовых нефтей среднего карбона Параметр Площадь Арланская Давление насыщения, МПа 0,9-3,0 Плотность при Р=0, кг/м3 868-870 при Рнас, кг/м3 856-865 Обьемный коэффициент от 17,5 МПа 1,003-1,047 Усадка от 17,5 Мпа 0,3-4,4 от Рнас 0,3-4,7 Газовый фактор, м3/т 5,3-16,2 Вязкость при Рнас, мПа*с 10-12 при Р=0, мПа*с 12,9-14,1 Плотность газа (по воздуху) 1,365-1,454 Содержание азота, мол.% 7,7-17,6 13 2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ 2.1 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов и обводненности . Разработка залежи ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями. Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 2008-м составила 39% от максимальной. Темп падения добычи на Арланской площади составил в первый год снижения (1971) всего 1,2%. Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г (1484 ед.). К этому времени было отработано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых). Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г и составил 310 ед. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т.к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г (51,4 млн.м3 в пластовых условиях). В последние три года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3, т.е. на 7,4%. Снижение отбора жидкости 14 происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% начальных извлекаемых запасов и обводненности 95,2%. Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добычи нефти и составили в 1992 г 1,5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями. Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в СV пласте. Начиная с 1990 г. на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости – на 9,3%, фонда добывающих скважин – на 3,0, дебита жидкости – на 4,1, фонда нагнетательных скважин – на 28,4, закачки воды – на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 г. Обводненность в 1964-м должна была составить 8,2%, фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 г. в 1990-м планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%. 2.2 Анализ выработки пластов Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей: 15 - наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов; - резкой зональной неоднородностью. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15 % площади месторождения; - вязкостью нефти в пластовых условиях ; - низкой газонасыщенностью нефти; - наличием большой по площади водонефтяных зон в основных пластах, особенно в пласте VI; - упруго-замкнутым начальным гидродинамическим режимом в большинстве пластов и чрезвычайно слабой активностью контурных вод Большинство проектных решений были так или иначе предопределены этими особенностями. Проектная величина нефтеизвлечения по отдельным площадям и месторождению изменялась по мере накопления информации о строении пластов, площадей и отдельных участков. Существенные поправки вносили и по мере накопления опыта разработки. В первом ориентировочном подсчете запасов нефти и схеме разработки Арланской площади коэффициент нефтеизвлечения был принят равным 0,4 по верхнему и 0,5 по нижнему этажам. Однако уже в 1958г величина КИН была увеличена до 0,55. К 1970г четко выявились основные недостатки системы разработки. Самым главным был вывод о недостаточной плотности сетки скважин. Геологофизические условия разработки оказались намного сложнее, чем предполагалось при проектировании. Проектные показатели уровня добычи нефти, объемов отбираемой жидкости и закачки воды не достигались. Поэтому в 1970г было начато уплотнение сетки скважин до рациональных величин. Необходимо отметить, что при уплотнении сетки была допущена ошибка, которая заключалась в том, что уплотнение производилось в первую очередь на высокопродуктивных участках. При этом еще больше интенсифицировалась разработка основных пластов. Проблема выработки запасов промежуточных пластов решалась лишь частично. Потери запасов нефти и газа при разработке месторождений происходят в 16 основном: - тупиковых зонах, линзах и полулинзах; - в краевых частях ВНЗ при малой нефтенасыщенной толщи; - в зонах между первым (от контура) рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности (если он неподвижен); - на учасках резкого увеличения толщины продуктивного пласта (если он анизотропен); - в зонах стягивания контуров и разрезающих рядах; - в застойных зонах; - в заводненном объеме (в прослоях меньшей проницаемости); - в поровом пространстве (пленочная нефть); - в пластах, неохваченных разработкой; в пластах с меньшими темпами извлечения запасов. На Арланском месторождении все перечисленные виды потерь имели место, но абсолютные значения были различными. Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. Запасы подобных залежей могут быть оставлены полностью, т.к. при режиме растворенного газа извлекается всего 11-12% запасов. Особенно низкое извлечение характерно для ВНЗ. Практически при нефтенасыщенной толщине 4 метра и менее запасы теряются полностью. Также полностью будут потеряны запасы и в зонах, прилегающих непосредственно к контуру нефтеносности. Видимо, сравнительно небольшие объемы запасов будут оставлены за счет местных резких изменений толщины, т.к. песчаники ТТНК имеют небольшую анизотропность. В зонах стягивания контуров и между скважинами в разрезающих рядах потери могут быть довольно заметными. Так, в ряде нагнетательных скважин после длительной закачки и возврата под отбор по тем же пластам были получены притоки нефти с водой. Потери запасов в заводненном объеме имеются, но их количественная 17 оценка затруднительна. Потери в поровом пространстве определяется физикохимическими особенностями флюидов и составляют в среднем до 40% в наихудших и 20% в наилучших пластах. Важной проблемой является задача выработки запасов из промежуточных маломощных и низкопроницаемых пластов. Балансовые запасы пластов составляют 20-30% от НБЗ толщин. Значительная их часть либо неохвачена разработкой, либо вырабатываются с заметно меньшими темпами. Очевидно, со временем запасы таких пластов окажутся основными. В то же время технология их разработки отсутствует. Судя по имеющемуся опыту, потребуется более плотная сетка, повышение давления нагнетания до 20-25 МПа и возможно изыскание новых агентов, либо особой технологии водоподготовки. Поэтому в настоящее время рекомендуется применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов для подключения этих запасов в разработку. 18 3 АНАЛИЗ ЭФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП В УСЛОВИЯХ РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ В настоящее время наиболее выработанными являются залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона (94,53 %) и в башкирском ярусе (69,10 %). Запасы нефти в турнейском ярусе выработаны на 37,36 %. Выработка запасов нефти по остальным эксплуатационным объектам составляет: по заволжскому над горизонту – 17,81 %, по фаменскому ярусу – 16,04 % и терригенной толще девона – 16,10 %. В целом по месторождению отобрано 70,42 % утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Закачка воды на месторождении началась в 1984 году. К настоящему времени накопленная компенсация отбора закачкой воды по башкирскому ярусу составляет 293 %, что положительно сказалось на восстановлении текущего пластового давления, практически, до первоначального уровня. По терригенной толще нижнего карбона при накопленной компенсации отбора закачкой равной 47 % текущее пластовое давление за последние десять лет приобрело тенденцию к восстановлению, хотя все еще находится ниже первоначального на 2,8 МПа. Закачка воды в турнейские отложения также привела к возрастанию текущего пластового давления (в настоящее время оно восстановилось на 3,7 МПа, хотя все еще остается ниже первоначального на 3,6 МПа). По остальным объектам закачка воды не осуществлялась. Тем не менее, и по этим объектам текущее пластовое давление в последние годы возрастает, что связано как с некоторым снижением годовых отборов жидкости, так и с активностью законтурных вод. В целом, созданная система ППД позволяет осуществлять закачку необходимых объемов сточных и пластовых вод в существующие нагнетательные скважины. Анализ эффективности реализованной системы разработки по добывающему фонду скважин свидетельствует о достаточно хорошем уровне использования пробуренного фонда – коэффициент использования равен 0,92 доли ед., соответственно, по нагнетательному фонду – 0,95 доли ед. Кроме того, 19 из 400 скважин, пробуренных на месторождении, были ликвидированы 27 шт., в основном – по геологическим причинам. Что касается обоснованности запроектированной плотности сетки скважин, то по башкирскому ярусу и терригенной толще нижнего карбона она была в целом оправданной и достаточно плотной. По другим эксплуатационным объектам сетка скважин более редкая, так как в проектных документах предусматривался перевод части выбывших из эксплуатации скважин с основного эксплуатационного объекта на второстепенные. В тоже время, в эксплуатационных объектах имеются неразбуренные участки с малыми нефтенасыщенными толщинами пластов, а также с категорией запасов нефти С2. В ближайшие годы перевод большинства скважин с объекта на объект невозможен по технологическим причинам, а через несколько десятилетий, скорее всего, - и по техническим. В связи с этим, в новом проектном документе с целью ввода в активную разработку всех запасов нефти месторождения и интенсификации их выработки необходимо предусмотреть оптимальные объемы бурения новых скважин. При первичном и вторичном вскрытии пластов и освоении скважин применялись стандартные технологии (глинистые буровые растворы, кумулятивная перфорация), что не всегда благоприятно сказывалось на фильтрационно-емкостных свойствах призабойной зоны пласта. Кроме того, не во всех скважинах осуществлен подъем цемента до устья за эксплуатационной колонной. Применяемые при строительстве скважин профили ствола и конструкции самих скважин в целом были достаточно эффективны и оправданы для условий Арланского месторождения. Однако значительная степень набора кривизны по ряду наклонно-направленных скважин с большими отходами от устья до забоя по горизонтали обусловила определенные осложнения в процессе проведения исследовательских работ, связанных прежде всего с ограничениями по доставке на забой глубинных приборов (манометров, дебитомеров, расходомеров и т.д.). 20 Совпадение в плане большинства продуктивных пластов позволяет использовать обводнившиеся по одному из эксплуатационных объектов скважины на другие объекты (возвратные, второстепенные). Проводимые при этом промыслово-геофизические исследования должны способствовать более полному контролю за выработкой запасов нефти. Необходимо отметить, что такой подход не позволяет по возвратным объектам в течение короткого времени сформировать регулярные сетки скважин и системы заводнения, что приводит к удлинению сроков разработки месторождения в целом. Анализируя в целом опыт разработки Арланского месторождения, можно сделать вывод о том, что реализованные за 35-летний период системы разработки являлись достаточно эффективными для начальных стадий разработки месторождения, позволяя поддерживать стабильную добычу нефти в течение 15–ти последних лет. К недостаткам существующей системы разработки следует отнести объединение в единый эксплуатационный объект тульского, бобриковского и радаевского горизонтов в терригенной толще нижнего карбона. Такие укрупненные эксплуатационные объекты не являются достаточно эффективными для одновременной равномерной выработки горизонтов и не позволяют осуществлять адресные геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеизвлечения. Необходимо осуществить частичное разукрупнение ТТНК через нагнетательные скважины системы ППД. Кроме того, во всех эксплуатационных объектах имеются неразбуренные участки с малыми нефтенасыщенными толщинами пластов и зоны с категорией запасов нефти С2. 21 500 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 450 ГРП 01.07.2016 350 Давление пластовое и забойное, МПА Обводненность, % Дебит,т/мес 400 300 250 200 150 100 50 01.01.2015 01.02.2015 01.03.2015 01.04.2015 01.05.2015 01.06.2015 01.07.2015 01.08.2015 01.09.2015 01.10.2015 01.11.2015 01.12.2015 01.01.2016 01.02.2016 01.03.2016 01.04.2016 01.05.2016 01.06.2016 01.07.2016 01.08.2016 01.09.2016 01.10.2016 01.11.2016 01.12.2016 01.01.2017 01.02.2017 01.03.2017 01.04.2017 01.05.2017 01.06.2017 0 Календарное время Qн, т/мес Qж, т/мес Рпл, МПа Рзаб., МПа Обводненность, % Рисунок 3.1– Показатели работы скважины 1111 По результатам расчетов после проведенного мероприятия на скважине наблюдается увеличение дебита, при том, что обводненность постепенно снижается, объем добываемой жидкости уменьшается. 500 100 ГРП 01.07.2016 90 80 350 70 300 60 250 50 200 40 150 30 100 20 50 10 0 0 Давление пластовое и забойное, МПА Обводненность, % 400 01.01.2015 01.02.2015 01.03.2015 01.04.2015 01.05.2015 01.06.2015 01.07.2015 01.08.2015 01.09.2015 01.10.2015 01.11.2015 01.12.2015 01.01.2016 01.02.2016 01.03.2016 01.04.2016 01.05.2016 01.06.2016 01.07.2016 01.08.2016 01.09.2016 01.10.2016 01.11.2016 01.12.2016 01.01.2017 01.02.2017 01.03.2017 01.04.2017 01.05.2017 01.06.2017 01.07.2017 Дебит,т/мес 450 Календарное время Qн, т/мес Qж, т/мес Рпл, Мпа Рзаб., Мпа Обводненность, % Рисунок 3.2– Показатели работы скважины 2051 На рисунке 3.2 мы видим, что после примененного ГРП идет резкое увеличение дебита нефти, при том, как уровень добываемой жидкости остается на одном примерно уровне. В связи с этим и уровень обводненности изменяется не значительно. 22 ГРП 01.07.2016 100 80 60 40 20 01.07.2017 01.06.2017 01.05.2017 01.04.2017 01.03.2017 01.02.2017 01.01.2017 01.12.2016 01.11.2016 01.10.2016 01.09.2016 01.08.2016 01.07.2016 01.06.2016 01.05.2016 01.04.2016 01.03.2016 01.02.2016 01.01.2016 01.12.2015 01.11.2015 01.10.2015 01.09.2015 01.08.2015 01.07.2015 01.06.2015 01.05.2015 01.04.2015 01.03.2015 01.02.2015 0 Давление пластовое и забойное, МПА Обводненность, % 120 01.01.2015 Дебит,т/мес 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Календарное время Qн, т/мес Qж, т/мес Рпл, МПа Рзаб, Мпа Обводненность, % Рисунок 3.3– Показатели работы скважины 4087 На рисунке 3.3 мы видим, что после примененного мероприятия произошло снижение забойного давления, что привело к депрессии на пласт, в связи с чем произошло увеличение дебита скважин, причем обводненность постепенно начала снижаться. Так же начал снижаться и объем добываемой жидкости. 23 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ 4.1 Выбор участка В условиях Арланского месторождения соответствуют критериям применимости ГРП скважины 5221, 1177, 1562 . Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. Таблица 4.1.1 – Геолого-физические условия применения ГРП для скважин Арланского месторождения № п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Критерий 2 Тип коллектора Толщина пласта, м Наличие газа или газовой шапки Расстояние от проницаемых пластов непроницаемыми разделами, м Расчлененность продуктивного интервала Проницаемость пласта, мкм2 Вязкость нефти, мПа*с Глубина залегания продуктивного пласта, м Пористость, % Пластовое давление, МПа Температура, град. Общая минерализация пластовых вод, г/л Наличие остаточных извлекаемых запасов, тыс.т Номер скважины 5221 1177 1562 3 4 5 низкопроницаемый низкопроницаемый низкопроницаемый 4,5 4,3 4,1 отсутствует отсутствует отсутствует 8,1 9,3 9,7 2,7 3,4 3,1 0,025 0,018 0,021 3 4 3 2800 2200 2100 13 12 15 35 28 32 70 65 50 150 137 129 13 11 12 24 Продолжение таблицы 4.1.1 14 15 16 Наличие межпластовых соединений Расстояние от ВНК, м Обводненность, % отсутствует отсутствует отсутствует 657 525 725 43 57 53 Отсутствие целенаправленных работ по развитию применения передовых МУН приведет не только к валютным потерям внутри нашей страны, но и снизит конкурентоспособность во внешнеэкономической деятельности. Повышение эффективности использования сырьевой базы нефтедобычи достижимо только путем формирования действенного механизма на основе интересов государства как хозяина недр, недропользователей и инвесторов. Рассмотрим динамику работы скважин Арланского месторождения для определения необходимости проведения ГРП. Таблица 4.1.2 – Изменение технико-технологических показателей работы скважины 5221 Арланского месторождения Дата 15.01.2018 10.02.2018 18.03.2018 10.04.2018 20.05.2018 Дебит по жидкости, м 3 /сут. 4 Давление Давление пластовое, атм. забойное, атм. 92 20 4,2 3,8 3,1 1,8 93 110 105 105 22 22 25 18 25 Коэффициент продуктивности, м 3 /сут∙атм. 0,056 0,059 0,043 0,039 0,021 Коэффициент продуктивности, м3 /сут∙атм 0,070 0,060 0,059 0,056 0,050 0,043 0,039 0,040 0,030 0,021 0,020 0,010 0,000 4 4,2 3,8 3,1 1,8 Дебит по жидкости, м 3/сут. Рисунок 4.1.1 – Изменение коэффициента продуктивности скважины 5221 Арланского месторождения По рисунку 4.1.1 можно сказать, что наблюдается уменьшение дебита скважины с 4 м3/сут до 1,8 м3/сут. Так же наблюдается снижение забойного давления с 20 атм. до 18 атм., так же происходит снижение коэффициента продуктивности с 0,056 м3/сут*атм до 0,021 м3/сут*атм, что говорит о уменьшении фильтрационно-емкостных показателей в ПЗП. По рисунку 4.1.2 можно сказать, что наблюдается уменьшение дебита скважины с 4,7 м3/сут до 2,2 м3/сут. Так же наблюдается снижение забойного давления с 22 атм. до 17 атм., так же происходит снижение коэффициента продуктивности с 0,069 м3/сут*атм до 0,026 м3/сут*атм, что говорит о уменьшении фильтрационно-емкостных показателей в ПЗП. Таблица 4.1.3 - Изменение технико-технологических показателей работы скважины 1177 Арланского месторождения Дата 1 10.02.2018 25.03.2018 15.04.2018 17.05.2018 20.06.2018 Дебит по жидкости, м 3 /сут. 2 4,7 4,9 4,1 3,7 2,2 Давление Давление пластовое, атм. забойное, атм. 3 90 4 22 92 105 103 103 22 21 20 17 26 Коэффициент продуктивности, м 3 /сут∙атм. 5 0,069 0,070 0,049 0,045 0,026 Коэффициент продуктивности, м3 /сут∙атм 0,080 0,069 0,070 0,070 0,060 0,049 0,050 0,045 0,040 0,026 0,030 0,020 0,010 0,000 4,7 4,9 4,1 3,7 2,2 Дебит по жидкости, м3 /сут Рисунок 4.1.2 – Изменение коэффициента продуктивности скважины 1177 Арланского месторождения По рассмотренным скважинам Арланского месторождения можно сказать, что уменьшение дебита жидкости и коэффициента продуктивности говорит о снижении фильтрационно-емкостных показателей. Отсюда можно сделать вывод, что на представленных скважинах выбранного месторождения необходимо проведение ГРП. 4.2 По методу «прямого» счета Суть методики заключается в следующем. В координатах «месячная добыча нефти - время» за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1-2 года раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берут 12-24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия. На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой. Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать коэффициент ассоциации Юла: K a Юл 27 а*г б *в а*г б *в где а, б, в и г- количество точек в соответствующих квадрантах. Если KаЮл больше 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу. Таким образом, эта методика является одним из вариантов характеристик вытеснения, унифицированным во избежание произвола и субъективизма. Скважина 5221 Таблица 4.2.1 – Рассчитанные значения параметров скважины № 5221 для методики «прямого» счета Средний дебит Средний дебит Средний дебит за первый за второй за предысторию, период период т/мес предыстории, предыстории, т/мес т/мес 86,7 71,8 79,25 Коэф-т Дополнительная Юла добыча, т. 1 1708 Падение добычи происходит до проведения ГРП, после увеличение добычи, это можно увидеть на рисунке 4.2.1 По рисунку 4.2.1 получилось, что КаЮл=1 , тренд установлен надежно. Добыча после проведения ГРП составила 2096 т. за 7 месяцев. Среднемесячная добыча после ГРП 303 т. Дополнительная добыча составила 1708 т. 28 200 ДО ГРП Qн т 150 После ГРП 100 50 0 Рисунок 4.2.1– График определения эффективности ГРП по скважине 5221 Метод прямого «крестьянского» счета Скважина 1177 Таблица 4.2.2 – Рассчитанные значения параметров скважины № 1177 для методики «прямого» счета Средний дебит за предысторию, т/мес 73,2 Средний дебит Средний дебит за первый за второй период период предыстории, предыстории, т/мес т/мес 74,6 71,34 29 Коэф-т Дополнительная Юла добыча, т. 1 924,3 250 200 До ГРП После ГРП Qн,т /сут 150 100 а б в г 50 0 Рисунок 4.2.2– График определения эффективности ГРП по скважине 1177 Метод прямого «крестьянского» счета По рисунку 4.2.2 получилось, что КаЮл=1 , тренд установлен надежно. Добыча после проведения ГРП составила 1347,3 т. за 7 месяцев. Среднемесячная добыча после ГРП 224,5 т. Дополнительная добыча составила 924,3 т. Скважина № 1562 Таблица 4.2.3 – Рассчитанные значения параметров скважины № 1562 для методики «прямого» счета Средний дебит за предысторию, т/мес 85,8 Средний дебит Средний дебит за первый за второй период период предыстории, предыстории, т/мес т/мес 86,1 81,6 Коэф-т Дополнительная Юла добыча, т. 1 649 По рисунку 4.2.3 получилось, что КаЮл=1 , тренд установлен надежно. 30 Добыча после проведения ГРП составила 1174,8 т. за 7 месяцев. Среднемесячная добыча после ГРП 167 т. Дополнительная добыча составила 649 т. 250 200 Qн т 150 100 50 0 Рисунок 4.2.3 – График определения эффективности ГРП по скважине 1562. Метод прямого «крестьянского» счета 4.3 По характеристикам вытеснения Многолетний опыт использования метода прогнозирования с помощью характеристик вытеснения показал, что далеко не все предложенные зависимости используются на практике. Наиболее распространенные и чаще всего применяемые на практике анализируются в работе. В их число вошли характеристики вытеснения, предствлены в таблице 4.3.1. Таблица 4.3.1 – Основные характеристики вытеснения Вид характеристики Автор характеристики 𝑄н = 𝐴 + 𝐵 ln 𝑄ж Б. Ф. Сазонов 1 𝑄ж Г. С. Камбаров 𝑄н = 𝐴 + 𝐵 ln 𝑄в = А + В ln 𝑄н Говоров-Рябинин 𝑄н = 𝑎 + 𝑏 ln 𝑄в М.И. Максимов 𝑄н = А + В𝑄ж Постоянно нефтесодержания 31 Проведем расчет значения критерия Тейла по характеристикам вытеснения. Таблица 4.3.2 – Результаты расчета критерия Тейла по методикам: Сазонова, Камбарова, Максимова, Говорова-Рябинина и постоянного нефтесодержания Методы Номер скважины Сазонова Камбарова Максимова ГовороваРябинина Постоянного нефтесодержания 0,001119 0,002067 0,000993 0,672776 0,000326 7010 0,0023 0,004152 0,001656 0,688557 0,00085 7008 0,001119 0,002067 0,000993 0,672776 0,000326 7016 7006 0,00238 0,00437 0,002057 0,71505 0,000834 7003 0,001153 0,001581 0,001019 0,676522 0,000386 6317 0,002579 0,005363 0,000502 0,651656 0,000187 3821 0,002547 0,000612 0,002186 0,648864 0,000469 8532 9632 1874 0,002391 0,004918 0,002385 0,605619 0,000546 0,002549 0,005337 0,002476 0,634628 0,000223 0,002957 0,006345 0,002936 0,571517 0,000605 Исходя из таблицы 4.3.2 определим метод по минимальному значению критерия Тейла. Это получились метод Камбарова, Максимова и постоянного нефтесодержания. По эти трем методам построим характеристики вытеснения для скважины 7016. 6000 ΔQн= 5000 5146,36 4000 3000 Qн y = -142328x + 1058,1 R² = 0,5135 2000 1000 0 0 0,001 0,002 0,003 -1000 0,004 0,005 0,006 0,007 0,008 1/Qж до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Рисунок 4.3.1 – Характеристика вытеснения по методу Камбарова 32 4000 3500 3000 ΔQн=4903,7 Qн 2500 2000 y = 962,27x - 5323,6 R² = 1 1500 1000 500 0 -500 0 2 4 6 8 10 lnQв до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Рисунок 4.3.2 – Характеристика вытеснения по методу Максимова 6000 5000 Qн 4000 ΔQн=2641,9 3000 2000 y = 0,5165x + 126,3 R² = 1 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Qж до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Рисунок 4.3.3 - Характеристика вытеснения по методу постоянного нефтесодержания 33 Таблица 3.2.3 - Результаты расчета допонительной добычи нефти по характеристикам вытеснения на скважине 1111 Добыча за месяц, т/мес Добыча накопленная, т/мес Июль 2015 Август 2015 Сентябрь 2015 Октябрь 2015 Ноябрь 2015 Декабрь 2015 Январь 2016 Февраль 2016 Март 2016 Апрель 2016 Май 2016 Июнь 2016 Июль 2016 Август 2016 Сентябрь 2016 Октябрь 2016 Ноябрь 2016 Декабрь 2016 Январь 2017 Февраль 2017 Март 2017 Апрель 2017 Май 2017 Июнь 2017 82,8 152,3 82,8 152,3 81,5 151,8 164,3 304,1 77,5 143,5 241,8 447,6 84,8 153,4 326,6 601 81 151,2 407,6 752,2 81,8 151,4 489,4 903,6 89,8 158 579,2 1061,6 86,9 156 666,1 1217,6 82,1 152 748,2 1369,6 87,2 156,4 835,4 1526 87,5 156,5 922,9 1682,5 92,2 161,2 1015,1 1843,7 99,5 166,4 1114,6 2010,1 95 163,7 1209,6 2173,8 92,4 161 1302 2334,8 87,8 156,1 1389,8 2490,9 86,6 155 1476,4 2645,9 85,5 154 1561,9 2799,9 151,5 295 1713,4 3094,9 212,4 304 1925,8 3398,9 282,3 375 2208,1 3773,9 339,1 457 2547,2 4230,9 412 556,04 2959,2 4786,94 410,9 556 3370,1 5342,94 LnQж 1/Qж LnQв 4,61413 4,620059 4,634729 4,771532 4,768139 4,823502 5,001931 5,006627 5,003946 5,009968 5,06386 5,201256 5,414321 5,371568 5,454894 5,4161 5,4161 5,4161 5,780744 5,860786 5,934894 5,996452 6,077642 6,075346 0,009911 0,004941 0,003274 0,002361 0,001848 0,001502 0,001228 0,001038 0,000899 0,000792 0,000704 0,000624 0,000547 0,00049 0,000439 0,0004 0,000367 0,000339 0,000305 0,000276 0,00025 0,000227 0,000207 0,00019 5,025852 5,717357 6,1039 6,398595 6,623002 6,806387 6,967532 7,104637 7,222274 7,330405 7,428036 7,51953 7,60594 7,684232 7,755682 7,820399 7,880767 7,937339 8,037511 8,131207 8,235864 8,35017 8,473647 8,583531 -352,48 354,90 592,06 722,02 795,11 844,27 883,31 910,41 930,19 945,37 957,93 969,27 980,19 988,40 995,57 1001,19 1005,89 1009,87 1014,64 1018,85 1022,55 1025,80 1028,71 1031,13 Жидк ость Вода Нефт ь Вода Нефт ь Дата Доп. добыча по методу Камбарова 100,9 202,4 305,4 423,5 541,2 665,6 814,3 963,7 1112,7 1262,6 1420,8 1602,3 1826,9 2042,1 2276 2501 2726 2951 3275 3626 4004 4406 4842 5277 Доп. добыча по методу Максимова Доп. добыча по методу Постоянного нефтесодержания -487,373 178,0407 549,9998 833,5759 1049,516 1225,982 1381,047 1512,979 1626,178 1730,229 1824,176 1912,218 1995,368 2070,706 2139,46 2201,736 2259,825 2314,263 2410,656 2500,817 2601,525 2711,518 2830,336 2936,075 178,4149 230,8396 284,0391 345,0378 405,8298 470,0824 546,886 624,0511 701,0096 778,4329 860,1432 953,888 1069,894 1181,045 1301,854 1418,067 1534,279 1650,492 1817,838 1999,129 2194,366 2401,999 2627,193 2851,871 Результаты расчета дополнительной добычи внесем в таблицу 4.3.4. Таблица 4.3.4 - Результаты расчета дополнительной добычи нефти по всем скважинам Методы Номер скважины Доп. добыча по методу Камбарова, тонн Доп. добыча по методу Максимова, тонн Доп. добыча по методу Максимова, тонн Средняя дополнительная добыча 1111 6263 4903,7 2642 4602,9 2051 4258,5 3230,1 2340,2 3276,3 4087 6263,7 4904,7 2645 4601,1 2031 4467,2 3654,1 2430,4 3517,2 2124 5817,7 4967 2967,5 4584,1 1215 2205,5 609,62 314,7 1043,3 2144 1657,4 1791,6 1136,4 1528,5 2145 2685,8 2116,6 887,39 1896,6 2026 2240,6 1710,2 313,35 1421,4 2021 2200,6 1713,4 1214,3 1709,4 По результатам проведенных расчетов определил три методики вычисления характеристик вытеснения с наименьшим значением Тейла – метод Камбарова Максимова и метод постоянного нефтесодержания. Наибольшее количество дополнительной нефти было добыто со скважины 1111 – 4602,9 тонн нефти, а наименьшее было добыто со скважины 1215 и составляет 1043,3 тонн нефти. 35 5 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА 5.1 Методика расчета Исходя из геологического строения для расчета технологических показателей применяется модель послойно и зонально-неоднородного по проницаемости пласта. Принимается, что пласт разделен на серию слоев различной проницаемости, которые расположены случайным образом. В пределах каждого слоя выделяются зоны, соизмеримые с расстоянием между скважинами. Послойная и зональная неоднородность оказывают влияние на неравномерность вытеснения характеризуется квадратом нефти, агентом коэффициента и количественно вариации. Зональная 2 неоднородность U 3 отражается в различии отборов нефти, дебитов скважин и определяется по данным распределения коэффициентов продуктивности добывающих скважин. Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по ряду толщи эксплуатационного объекта. Для определения ее значения используют материалы исследования скважин глубинными измерителями потока и лабораторных исследований кернов. Исход из значений зональной и послойной неоднородностей рассчитывается общая неоднородность объекта, по которой определяется эффективность использования подвижных запасов нефти. Таким образом, основные параметры объекта разработки - проницаемость, толщина пласта, вязкость нефти и вытесняющего агента, а так же их плотность закладываются в расчеты в комплексном виде, повышает надежность расчетов. 36 5.2. Исходные данные расчета Для расчетов по обоснованию коэффициентов извлечения нефти необходимы нефтенасыщенная толщина пласта, их проницаемость, начальный дебит скважин по нефти, величины зональной и послойной неоднородностей, данные о физико-химических свойствах пластовых нефтей и вод и др. Проницаемость коллекторов определена расчетным путем по результатам гидродинамических исследований скважин и по лабораторным исследованиям керна. Физико-химические свойства нефти и вод определены по данным анализа пластовых проб. Начальные дебиты скважин по нефти обоснованы по фактическим результатам работы добывающих скважин. Исходные данные для расчета технологических показателей, определенные по геофизическим и лабораторным исследования определены в таблице 5.2.1. Таблица 5.2.1 - Исходные данные для расчета технологических показателей разработки первого блока Арланского месторождения по методике ТатНИПИнефть. Исходные данные Балансовые запасы нефти ,Qб , т Величина 17283000 Площадь нефтеносности, S , м2 23752 Средний коэффициент продуктивности, ηср, т/сут*Па 3,2*10-5 Зональная неоднородность, Vз2 0,78 Соотношение вязкости нефти и воды в пластовых условиях, μ*=μн /μв 4 Соотношение плотности воды и нефти в пластовых условиях, ρ*=ρв /ρн 1,18 Коэффициент вытеснения нефти водой K2 0,76 Плотность сетки скважин , S 420 Коэффициент эксплуатации скважин, ξ 0,88 Перепад давления, ∆P, МПа 5,45 Фонд скважин 9 37 5.3. Результаты расчета (базового варианта и с применением данной технологии) и их анализ Результаты расчетов: Рисунок 5.3.1 – Расчет основных показателей разработки Рисунок 5.3.2 – Расчет конечной характеристики использовая запасов нефти 38 Рисунок 6.3.3 – Расчет динамики дебитов нефти и воды 39 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ В технико-технологическом и расчетном разделе провели анализ эффективности проведения ГРП для повышения эффективности разработки на скважинах Арланского месторождения. По проведенному анализу гелого-физической характеристики Арланского месторождения мы сделали вывод, что характерной особенностью разработки нефтяных месторождений в настоящий период является большое обводнение продукции скважин, которое, как показала практика, приводит к большим осложнениям в работе промысловых систем. Это связано с тем, что на месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные централизованные системы сбора продукции скважин, которые при высокой обводнённости нефти и больших расстояниях промыслового транспорта, начинают терять свои преимущества. Возрастание объемов попутно добываемой с нефтью воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации. Проведя анализ технологических показателей разработки по методам гидравлического разрыва пласта, виброволнового воздействия и биополимерного воздействия, можно сделать выводы, что по методу ГРП обрабатываемые скважины со средним дебитом по нефти и жидкости, со средней обводненностью продукции. Так же рассмотрели характеристику и описание технологического процесса реализации гидравлического разрыва пласта в условиях Арланского месторождения. Проведенный анализ динамики добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки по участку за период равный 12 месяцев до и после проведения гидравлического разрыва пласта показал, что проведенный МУН значительно увеличивает производительность скважин, увеличивая объем добытой нефти, увеличивается общий объем добытой жидкости и снижается обводненность продукции. 40 По проведенному анализу изменения технико-технологических показателей работы скважин Арланского месторождения можно сделать вывод, что при уменьшении дебита жидкости и коэффициента продуктивности происходит снижение фильтрационно-емкостных показателей. Отсюда следует вывод, что на рассмотренных скважинах необходимо проведение ОПЗ. 41 Арланского месторождения ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1 Геологический профиль по линии скважин на учаске применения анализируемого метода 42 2 Графики базовой и фактической добычи нефти по методу прямого счета и накопленнной добычи по характеристикам вытесненния 500 450 400 350 300 250 200 а 150 б 100 50 г 0 График 1 определения эффективности ГРП по скважине 6156А Метод прямого «крестьянского» счета 250 200 До ГРП После ГРП Qн,т /сут 150 100 а б в г 50 0 График 2 определения эффективности ГРП по скважине 1177 Метод прямого «крестьянского» счета 43 250 200 Qн т 150 100 50 0 График 3 определения эффективности ГРП по скважине 1562. Метод прямого «крестьянского» счета 6000 ΔQн= 5000 5146,36 4000 3000 Qн y = -142328x + 1058,1 R² = 0,5135 2000 1000 0 0 0,001 0,002 0,003 -1000 0,004 0,005 0,006 0,007 1/Qж до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Характеристика вытеснения по методу Камбарова 44 0,008 4000 3500 3000 ΔQн=4903,7 Qн 2500 2000 y = 962,27x - 5323,6 R² = 1 1500 1000 500 0 -500 0 2 4 6 8 10 lnQв до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Характеристика вытеснения по методу Максимова 6000 5000 Qн 4000 ΔQн=2641,9 3000 2000 y = 0,5165x + 126,3 R² = 1 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Qж до ГРП после ГРП Линейная (до ГРП) Характеристика вытеснения по методу постоянного нефтесодержания 45 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Брагинский, О. Б. Повышение нефтеотдачи как способ эффективного использования сырья в нефтегазовом комплексе России [Текст]/О.Б. Брагинский//Экономический анализ: теория и практика.-2014. -№29. – С.3-51. 2. Нефтяная Вертикаль. [Текст]: Журнал// 2011. -№6. – С. 64-97. 3. Кондрашов, А.А. Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России: важно не упустить время [Текст]: научная статья/А.А. Кондрашов//. – С.1-22. 4. Рузин, Л. М. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Учебное пособие [Текст] / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк//- Ухта. -2014. –С. 9-44. 5. Смирнова, Т. С. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта. Учебное пособие [Текст]/ Т.С. Смирнова, Е.Ю. Долгова, Н.А. Меркитанов, А.Р. Тулегенов// -2013. –С.28-69. 6. Лопатин, А. Ю. Методы повышения нефтеотдачи за счет создания и эксплуатации ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях с коллектором трещинно-порового типа [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Москва, 2011. – С.3 7. Нурутдинов, А.А. Повышение эффективности вытеснения нефти с использованием экологически безопасных композиций поверхностно-активных веществ [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук/ Уфа, 2015. – С.1. 8.Махад, О. А. Особенности осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук//Уфа, 2013. – С.1. 9. Алтунина, Л. Т. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи [Текст] /Л. Т. Алтунина, В. А. Кувшинов// -Томск, -2001. С.4-50. 10. Ямбаев, М. Ф. Основные особенности термогазового метода увеличения нефтеотдачи применительно к условиям сложнопостроенных коллекторов [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук/ Москва, 2006. – С.2. 46 11. Шерстюк, С. Н. Изменение состава и свойств, высоковязких нефтей Усинского месторождения при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Томск, 2011. – С.2. 12. Зунг, Л.В. Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Уфа, 2011. – С.1. 13. Фоку, Ж. Разработка и исследование термоволновых методов воздействия на продуктивные пласты с высоковязкими нефтями [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Краснодар, 2005. – С.2. 14. Муравьев, Е. В. Разработка средств и методов исследования прочностных параметров пластовых пород при нагрузках, моделирующих технологию нефтедобычи [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Бийск, 2007. – С.1. 15. Рамазанов, Д. Н. Учет рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Уфа, 2010. – С.1. 16. Султанов, Ш. микробиологических месторождений Х. Геолого-технологические методов северо-запада условия увеличения нефтеотдачи Башкортостана [Текст] применения на // примере Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук/ Уфа, 2009. – С.3. 17. Носачев, А. А. Прогноз применения методов увеличения нефтеотдачи по геолого-промысловым данным [Текст] // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук/ Уфа, 2008. – С.3. 18. Гнездов, А. В. Повышение эффективности разработки месторождений на основе системно-ориентированных гидроразрывов пласта [Текст] // Автореферат 47 диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук/ Краснодар , 2010. – С.1. 19. Федоров, В. В. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапурском месторожденииа Учебное пособие [Текст] / А. В. Саранча, В. В. Федоров, Д. А. Митрофанов, О. П. Зотова//- Тюмень. -2014. –С. 9-44. 20. Тимонов, А. В. Оптимизация технологий гизроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» [Текст] /А. В. Тимонова, А. Г. Загуренко//-2006. –С.4. 21. Габдрахманов, А.Т. Технологические процессы МУН: Учебно-методическое пособие по выполнению контрольной работы по дисциплине "Технологические процессы МУН" для бакалавров направления ... [Текст] // Альметьевск, Типография АГНИ, 2015. 22. Липаев, А.А. Разработка мемторождений риродных битумов. Учебное пособие.[Текст]/ Мусин, М.М., Янгуразова, З.А./ 2007г. 108с. 48
