Геологическая часть (стр. 4 )

Превышение проектных уровней добычи нефти в 2012-2013 гг. произошло по причине более благоприятной динамики обводнения скважин. Несоответствие отборов нефти проектным в 2014 и 2015 гг. связано с меньшими дебитами жидкости в 2014 г. и большей, чем по проекту обводненностью в 2015 г.

Добывающий фонд скважин в 2011 г. был меньше проектного на 2 единицы, в 2012 г. – был меньше на 3 единицы, в 2013 г. – был меньше на 14 ед., в 2014 г. – соответствовал проектному, в 2015 г. – превышал проектный на 2 ед.

Закачка воды в период с 2011 г. по 2013 г. была меньше проектной на 35,1-50,3 %, в 2014 и 2015 гг. превышала проектный показатель на 46,3 % и 0,9 % соответственно. [20]

Фонд нагнетательных скважин в 2011-2013 гг. был меньше проектного на 2 единицы, в 2014-2015 гг. соответствовал проектному показателю.

2.6  Обоснование и оценка КИН по данным разработки нефтяных залежей

Одним из основных показателей эффективности принятой системы разработки является коэффициент извлечения нефти (КИН). В целом КИН зависит от многих факторов [7]:

-  коллекторских свойств пласта;

-  физико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и газов;

-  принятой технологии разработки;

-  схемы размещения скважин;

-  системы ППД.

Существует множество методов определения КИН по данным разработки залежи. В данном дипломном проекте рассмотрен метод определения конечного значения КИН по темпам снижения добычи нефти [6].

τ – темп отбора нефти, равный

τ = , (2.1)

где Q н год - годовая добыча нефти, тыс. т;

Q изв - извлекаемые запасы нефти, тыс. т.

Котд = , (2.2)

где Σ Qнак - накопленная добыча нефти на дату анализа, тыс. т

Qбал - балансовые запасы нефти, тыс. т.

Величины τ и котд по значениям обратно пропорциональны друг другу, т. е. значения котд за период разработки увеличиваются, а значения τ – уменьшаются. Экстраполирование производится методом наименьших квадратов по прямой согласно уравнению

у = а х + в (2.3)

τ = а котд + в; (2.4)

Величину конечной нефтеотдачи определяем в точке пересечения линии тренда с осью абсцисс или из уравнения

τ = а котд + в

где при τ =0, к = - , но в связи с тем, что коэффициент «а» величина отрицательная, уравнение можно записать

к = (2.5)

Коэффициент извлечения нефти, рассчитанный с помощью данного метода (0,435) на 1,2% выше значения КИН поставленного на государственный баланс (0,430), что свидетельствует об удовлетворительной эффективности сложившейся системы разработки и возможности достижения КИН.

2.7  Оценка эффективности разработки анализируемого объекта и рекомендации для его дальнейшей разработки

Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 192,6 тыс. т, кратность запасов при текущей годовой добыче составляет 15 лет. Близкие значения текущей обводненности продукции (91 %) и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти (89,4 %) свидетельствуют об удовлетворительной эффективности сложившейся системы разработки залежи, что подтверждает выполненный расчет коэффициента извлечения нефти по темпам снижения добычи нефти.

Разработка объекта В1 находится на завершающей стадии, поэтому при дальнейшей разработке объекта наиболее актуальными являются мероприятия по локализации остаточных запасов нефти путем проведения промыслово-геофизических исследований и вовлечение их в разработку. Учитывая высокую обводненность действующего добывающего фонда скважин при дальнейшей разработке объекта рекомендуется проведение исследований, направленных на выявление причин обводнения, и мероприятий направленных на снижение объемов попутно добываемой воды. Для интенсификации отборов рекомендуются переводы скважин с других горизонтов и ввод скважин из бездействия.

Рекомендуемые ГТМ:

- перевод под закачку двух скважин – одной пьезометрической - № 000 и одной из добывающего фонда - № 000 в 2020 г.;

- ввод в добычу девяти пьезометрических скважин с проведением РИР – № 000 в 2014 г., № 000, 154 в 2015 г., № 45 в 2016 г., №№ 000, 132 в 2017 г., №№ 47, 48 в 2020 г., № 30 в 2021 г. [20]

2.8  Рекомендации

Разработка объекта В1 находится на завершающей стадии, поэтому при дальнейшей разработке объекта наиболее актуальными являются мероприятия по локализации остаточных запасов нефти путем проведения промыслово-геофизических исследований и вовлечение их в разработку. Учитывая высокую обводненность действующего добывающего фонда скважин при дальнейшей разработке объекта рекомендуется проведение исследований, направленных на выявление причин обводнения, и мероприятий направленных на снижение объемов попутно добываемой воды. Для интенсификации отборов рекомендуются переводы скважин с других горизонтов и ввод скважин из бездействия.

Рекомендуемые ГТМ:

- перевод под закачку двух скважин – одной пьезометрической - № 000 и одной из добывающего фонда - № 000 в 2020 г.;

- ввод в добычу девяти пьезометрических скважин с проведением РИР – № 000 в 2014 г., № 000, 154 в 2015 г., № 45 в 2016 г., №№ 000, 132 в 2017 г., №№ 47, 48 в 2020 г., № 30 в 2021 г.

Выводы

Период разработки пласта В1 Казанского месторождения условно можно разделить на четыре стадии.

Первая стадия 1980-1984 гг. Начальная стадия разработки, которая характеризуется бурением скважин и обустройством месторождения. Разработка объекта В1 осуществляется с 1980 г. на естественно-упруговодонапорном режиме, в 1998 г. на объекте была сформирована внутриконтурная очаговая система поддержания пластового давления.

Вторая стадия 1985-1993 гг. Характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 1993 г. и составила 98,6 тыс. т, что соответствует темпу отбора от начальных извлекаемых запасов 6,1 %, при фонде добывающих скважин 31 единица и обводненности продукции 35,3 %.

Третья стадия 1994-2010 гг. Поздняя стадия разработки, характеризуется снижением уровней отборов нефти.

Четвертая стадия 2011-2015 гг. Завершающая стадия разработки.

Текущее пластовое давление по залежи нефти пласта В1 Северного купола в 2015 г. составило 16,8 МПа, что меньше начального на 1,6 МПа. Таким образом, введенная система ППД позволяет восстанавливать пластовое давление, усиление системы ППД не требуется. Результаты замеров в 2012-2015 гг. по залежи нефти пласта В1 Западного купола показывают, что пластовое давление находится на стабильном уровне 16,2 МПа, что ниже начального всего на 1,6 МПа. Таким образом, пластовое давление в процессе разработки находится на стабильном уровне. В дальнейшем возможно продолжать разработку без системы ППД.

Годовые отборы нефти и жидкости в 2015 г. составили соответственно 12 тыс. т и 133,6 тыс. т, при фонде добывающих скважин 12 ед. и обводненности продукции 91 %. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости – 32,1 т/сут. В 2015 г. в пласт закачали 110,8 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 95,5 %.

За весь период эксплуатации из пласта отобрано 4205,3 тыс. т жидкости и 1438,9 тыс. т нефти. Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти составляет 89,4 %, текущий КИН 0,384 д. ед. Накопленная закачка воды составила 2621,3 тыс. м3, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 69,3 %.

В период с 2011 г. по 2015 г. по объекту В1 было выполнено девять геолого-технических мероприятий: четыре ввода скважин из бездействия, два перевода скважин на вышележащий горизонт, две обработки призабойной зоны скважины и один планово-предупредительный ремонт. Проведенные мероприятия направлены на увеличение фонда добывающих скважин – ввод скважин из бездействия и переводы скважин с нижележащих горизонтов, а также на интенсификацию добычи нефти – обработки призабойной зоны скважин. Дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ составила 5,7 тыс. т. Наибольшая дополнительная добыча получена за счет ввода скважин из бездействия – 3,4 тыс. т или 58,6 % от суммарной доп. добычи.

Согласно сопоставлению проектных и фактических показателей разработка объекта в 2014-2015 гг. велась с отставанием от проектных уровней по причине меньших дебитов жидкости в 2014 г. и большей, чем по проекту обводненностью в 2015 г.

Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 192,6 тыс. т, кратность запасов при текущей годовой добыче составляет 15 лет. Близкие значения текущей обводненности продукции (91 %) и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти (89,4 %) свидетельствуют об удовлетворительной эффективности сложившейся системы разработки залежи, что подтверждает выполненный расчет коэффициента извлечения нефти по темпам снижения добычи нефти.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1  Анализ работы фонда и характеристика оборудования для добычи нефти

На объект В1 пробурено 46 добывающих скважин, 2 скважины возвращены с других горизонтов. По состоянию на дату анализа действующий добывающий фонд скважин составлял 12 единиц, 4 скважины пребывали в бездействии, 115 скважин числилось в пьезометрическом фонде, 2 скважины ликвидированы. [20]

Нагнетательный фонд скважин формировался путем перевода под закачку добывающих скважин. За все время эксплуатации под закачкой пребывало 4 скважины. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий нагнетательный фонд скважин составлял 2 единицы.

Из 12 действующих добывающих скважин 7 скважин оборудованы ЭЦН, 4 – ШГН, 1 – ЭВН. Характеристика фонда скважин представлена в табл. 3.1. Технологический режим работы добывающих скважин по состоянию на 01.01.2016 г. приведен в табл. 3.2. [29]

Проанализируем распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. Для этого по технологическому режиму за январь 2016 года определяем диапазон изменения указанных величин.

Из представленного распределения видно, что основной фонд скважин низкодебитный по нефти. Минимальное значение по дебиту нефти составляет 0,1 т/сут – по скважине № 000. Максимальное значение по дебиту нефти составляет 14,5 т/сут – по скважине № 000. Среднее значение дебита нефти составляет 4,3 т/сут. С дебитами менее 1 т/сут работают 8 скважин, одна скважина эксплуатируется с дебитом нефти в интервале от 1 т/сут до 5 т/сут, дебит в диапазоне 5,1-10 т/сут имеют 2 скважины, с дебитом в интервале 10,1-15 т/сут работает 3 скважины. [29]