Файл: 1. 1 Краткая характеристика района деятельности нгду "Арланнефть".rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 63
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Дебит жидкости скважин до 1968 г. был ниже, после – выше проектного. Иногда эта разница была весьма существенной. Например, в 1962 г. фактически дебит составлял едва 60% от проектного. В последние годы (после 1986) дебит жидкости был выше проекта на 15-20%.
Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.
Из приведенных выше данных видно, что Арланская площадь месторождения находится на поздней стадии разработки, характеризуется большой обводненностью, высокой выработкой запасов (выработка запасов близится проектным показателям).
Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем в два раза больше проектного. Учитывая высокую обводненность (выше 90%) и необходимость отбора еще достаточно больших запасов, можно предположить, что если процесс разработки будет продолжаться без серьезных отклонений от запроектированного, то водонефтяной фактор может оказаться большим, чем это заложено в проекте.
Уплотнение сетки скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.
Все это требует поиска новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и уменьшения попутно – добываемой воды.
2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта
Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей:
- 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 (за исключением пласта VI на севере месторождения).
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.
В подсчете запасов нефти Новохазинской площади (1961г) КИН принят 0,55 для верхней и 0,50 для нижних пачек.
В 1962г выполнен подсчет запасов Николо-Березовской плащади повторно. Если в первом подсчете (1959г) КИН был принят равным 0,55, то во втором его величина уменьшилась до 0,50.
Изменения КИН наблюдались и позднее. Если в 1963г в анализе разработки по Арланской площади он сохранен на прежнем уровне 0,55, то в 1964г по Николо-Березовской площади КИН вновь увеличен до 0,517.
К 1970г четко выявились основные недостатки системы разработки. Самым главным был вывод о недостаточной плотности сетки скважин. Геолого-физические 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.
В 1977г ГКЗ утвердила следующие величины КИН (при закачке раствора ПАВ): по Арланской площади -0,435, Новохазинской-0,432, Николо-Березовской –0,415, и в целом по ТТНК –0,448.
В таблице 1.1 изложены результаты анализа выработки запасов по пластам и площадям месторождения по состоянию на 01.01.90г.
Как следует из сравнения, прирост нефтеотдачи за 5 лет составил 5%. Однако по участкам величина этого прироста различается в два и более раза, что отражает разную интенсивность разработки участков.
Потери запасов нефти и газа при разработке месторождений происходят в 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.
Таблица 1.1
Текущая нефтеотдача эксплуатационных участков
(по состоянию на 01.01.86г и 01.01.90г)
| Площадь | Участок | Текущая нефтеотдача,доли | ||
| 01.01.86г | 01.01.90г | + | ||
| Арланская | I | 0,404 | 0,448 | 0,044 |
| II | 0,432 | 0,467 | 0,035 | |
| III | 0,428 | 0,478 | 0,050 | |
| IV | 0,248 | 0,279 | 0,031 | |
| V | 0,263 | 0,283 | 0,022 | |
| VI | 0,340 | 0,366 | 0,026 | |
| VII | 0,347 | 0,387 | 0,040 | |
| VIII | 0,245 | 0,277 | 0,032 | |
| площадь | 0,336 | 0,376 | 0,050 | |
| Николо-Березовская | I | - | 0,346 | - |
| II | - | 0,283 | - | |
| III | - | 0,302 | - | |
| IV | - | 0,173 | - | |
| площадь | 0,263 | 0,302 | 0,039 | |
| Новохазинская | IX | 0,240 | 0,284 | 0,044 |
| X | 0,319 | 0,352 | 0,033 | |
| XIa | 0,356 | 0,392 | 0,036 | |
| XIo | 0,319 | 0,353 | 0,034 | |
| XII | 0,262 | 0,293 | 0,031 | |
| XIII | 0,285 | - | - | |
| XIV | 0,250 | 0,284 | 0,034 | |
| площадь | 0,290 | 0,333 | 0,043 | |
| Месторождение | | 0,288 | 0,338 | 0,050 |
На Арланском месторождении все перечисленные вид 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.
По оценке И.А.Кузилова и др.4, на естественном режиме (без заводнения) нефтеизвлечение составило бы всего 18%, в т.ч. за счет энергии газа –11% и упругого расширения нефти и воды-7%. По VI пласту северных площадей месторождения, где контурные воды активные, она приближалась бы к нефтеотдаче с заводнением, но при существенно меньших темпах разработки.
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 оценка затруднительна. Потери в поровом пространстве определяется физико-химическими 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.
В таблице 1.2 приведены сведения о выработке запасов по каждому объекту разработки и в целом по НГДУ «Арланнефть». Из всех объектов добыто 209657,9 тыс.т нефти или 34,6% от начальных балансовых и 83,9% от начальных извлекаемых запасов, при этом по терригенным отложениям основного объекта разработки отобрано 38,0% и 86,5% соответственно. По песчаникам нижнего карбона Арланской площади, характеризующимся поздней стадией разработки и дающим 50,1% всей добычи по НГДУ, добыто от начальных балансовых - 45,2% и от начальных извлекаемых запасов - 94,0%. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил - 0,6%, а от остаточных извлекаемых запасов - 9,7%.
