CC BY
8ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
Сабырбаева Г.С.
к.т.н., доцент Каспийского университета технологии и инжиниринга имени Ш. Есенова,
Казахстан, г. Актау Бисембаева К. Т.
к.т.н., доцент Каспийского университета технологии и инжиниринга имени Ш. Есенова,
Казахстан, г. Актау
EFFICIENCY OF THE DEVELOPMENT SYSTEM IMPLEMENTED
Sabyrbaeva G.,
Candidate of Technical Sciences, Associate Professor of the Caspian University of Technology and Engineering named after Sh. Yessenov, Kazakhstan, Aktau
Koishina A.
PhD, Caspian state University technology and engineering named sh. Yessenov, Kazakhstan, Aktau
DOI: 10.5281/zenodo.6616132
Аннотация
Традиционные методы проектирования управления, контроля и анализа разработки нефтяных месторождений в последние 10-15 лет претерпели значительные изменения, связанные с широким применением геолого-технологических моделей эксплуатационных объектов. По оценкам экспертов применение геолого-технологических моделей позволяет более эффективно решать задачи интенсификации нефтедобычи и повышения нефтеотдачи пластов.
Abstract
Traditional methods of designing management, control and analysis of oil field development in the last 1015 years have undergone significant changes associated with the widespread use of geological and technological models of production facilities. According to experts, the use of geological and technological models makes it possible to more effectively solve the problems of intensifying oil production and increasing oil recovery.
Ключевые слова: нефть, газ, вода, гео лого-технические мероприятия, запас нефти, скважина, добыча, объект, фильтрация, залежь.
Keywords: oil, gas, water, geological and technical measures, oil reserve, well, production, object, filtration, reservoir.
Введение. Повышение требований к исследованию природных геолого-физических факторов, определяющих формирование фильтрационно-ем-костных свойств пород-коллекторов, распределение нефти и воды в поровом пространстве при их фильтрации в пласте, позволит более обоснованно подходить к решению задач оперативного управления разработкой залежи. Получаемая по результатам керновых исследований информация служит основой для интерпретации данных геолого-геофизических, гидродинамических исследований скважин, построения геолого-математических моделей залежей, настройки гидродинамических моделей, расчета технологических показателей разработки и является базой для обоснования КИН и технологий его увеличения.
Эффективность процесса разработки горизонтов месторождения достигается при последовательной реализации следующих действий, таких как: реализация Проектного документа, в части технических и технологических решений (разработка выделенных объектов эксплуатации самостоятельной сеткой скважин, схемой размещения, видов воздействий на пласты и призабойную зону скважин, режимов работ наземного и подземного оборудования скважин и т.д.), исследовательских работ (гидродинамические, геофизические исследования и
исследования физико-химических свойств флюидов); получение геолого-промысловой информации в процессе разработки горизонтов месторождения; на основе получаемой промысловой информации геологическое изучение и выявление мест сосредоточения остаточных запасов нефти; выбор и проведение на скважинах геолого-технических мероприятий (ГТМ) и отслеживание реагирования на ГТМ; оптимизация работы установкой и подбором необходимых параметров наземного и подземного оборудования и т.д.
Из выделенных двух основных эксплуатационных объектов в эксплуатации единичными скважинами находится Ьй объект (XVIII горизонт) и один возвратный (XXI горизонт), которую предлагалось эксплуатировать скважинами из П-го объекта (XXIII горизонта) после выработки запасов нефти, путем возврата. Более 90 % отборов нефти в целом по месторождению обеспечил XVIII горизонт. Весь фонд нефтяных скважин сформирован из старых газовых. За все время после составления работы [1] была пробурена одна эксплуатационная скважина с целью эксплуатации XXIII горизонта в 2012 г. Однако, скважина в эксплуатацию не вступила, из-за нарушений технологии во время бурения. Не реализована система поддержания пластового давления, так как отборы из горизонтов месторождения
незначительные. Выполненная оценка эффективности проведенных на месторождении в незначительном объеме геолого-технических мероприятий показывает на положительный результат - получена дополнительная добыча нефти в объеме 17 тыс.т и позволила увеличить, хотя не значительно, нефтеотдачу с 0,086 до 0,111 %.
Таким образом, говорить пока о полноценной системе разработки и об эффективности процесса, в части технических и технологических решений не приходится.
Для оценки эффективности реализованных на месторождении Тенге геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также определения величин вовлеченных в активную разработку извлекаемых запасов нефти при сложившейся системе разработки и технологии отборов, были построены и проанализированы несколько эмпирических видов характеристик вытеснения, основанных на геолого-промысловых данных, учитывающих закономерность изменения текущей и суммарной добычи нефти и жидкости или обводнения в процессе разработки объектов месторождения. Величины вовлеченных в активную разработку извлекаемых запасов нефти рассчитывались до достижения предельной весовой обводненности, которая согласно работе [1] принята 97 %.
В таблице 1 представлен полный комплекс геолого-технических мероприятий произведенных на месторождении за период 2012-2016 гг. Для оценки эффективности реализованных ГТМ и определения дополнительной добычи нефти, были построены графики по каждой скважине, охватывающие период до и после проведения мероприятий. Проведенный анализ профиля отборов по скважинам показал, что наиболее эффективными ГТМ оказались удаление песчаной пробки из забоя в скважине 2 и перестрел существующего интервала в скважине 52. Увеличение добычи нефти после проведения ГТМ в скважине 2 произошло в 2 раза и эффект наблюдался в течение 27 месяцев. В скважине 52 произошло увеличение добычи нефти в 7 раз и на дату составления отчета эффект до сих пор продолжается. Обработка углеводородной смесью (УВС) направленная на удаление отложений парафина с призабойной зоны и подъемных труб (НКТ) выполнено в трех скважинах 2, 6 и 58. Однако существенного эффекта после реализации данной операции не было получено. Увеличения добычи нефти не наблюдалось и после изоляции обводненного и до-стрела нового нефтенасыщенного интервалов в скважине 6.
На рисунке 1 представлена характеристика вытеснения, позволяющая определить дополнительную добычу нефти за счет проведения за анализируемый период всех видов ГТМ по месторождению в целом. Период 2002-2003 гг. был выбран для аппроксимации в качестве базовой кривой, так как, именно в этот период наблюдается стабильная обводненность добываемой продукции, постоянный фонд действующих скважин, а также начало осуществления ГТМ после этого периода. Представленная кривая характеристики вытеснения позволила определить дополнительную добычу нефти за счет проведения всех видов ГТМ по годам в целом по месторождению: в 2014 г. составила 6,4 тыс.т, в 2015 г. - 6,7 тыс.т и за 11 месяцев 2016 г. - 4,0 тыс.т. Таким образом, суммарная дополнительная добыча нефти за весь период после осуществления ГТМ составила около 17 тыс.т или 1,9 тыс.т на одну нефтяную скважину.
На рисунках 1 -4 представлены кривые характеристик вытеснения по нескольким методикам, которые позволили оценить вовлеченные в активную разработку извлекаемые запасы (таблица 2).
Как видно из таблицы 2, величины вовлеченных запасов определенные по различным методикам имеют практически одинаковые значения и варьируют в целом по месторождению от 120 до 126 тыс.т, исключение составляют запасы определенные по методике Пирвердяна, при котором определенные запасы составили 165 тыс.т. Таким образом, сегодня при сложившейся системе разработки на месторождении вовлеченные в активную разработку извлекаемые запасы нефти составили около 122,8 тыс.т или 13,6 тыс. на одну нефтяную скважину.
Итак, применение рассмотренных выше эмпирических методов оценки вовлеченных запасов позволило определить конечный суммарный отбор нефти, который будет отобран при сформировавшейся на сегодня системе разработки и применяемой технологии добычи продукции. Так же, при помощи этих же методов, сделана оценка дополнительной добычи нефти за счет проведенных на скважинах месторождения рассмотренных видов ГТМ. По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении Тенге вовлечены в активную разработку 122,8 тыс.т нефти, что соответствует потенциальной нефтеотдаче 0,18 %. Проведенный за рассматриваемый период комплекс ГТМ позволил увеличить нефтеотдачу с 0,086 до 0,111 % или обеспечил дополнительную добычу нефти в 17,0 тыс.т.
кривая вытеснения ^^ действующий фонд скважин О обводненность
Рисунок 1 - Определение дополнительной добычи нефти на основе характеристики вытеснения
Накопленная добыча нефти, тыс.т
Рисунок 2 - Характеристика вытеснения по Камбарову по месторождению в целом
1.050 -
S 1.030 -
S 1.020
M 1.010 -
I 1.000
y = 0.0082Ln(x) + 1.0445 R2 = 0.9883
0.000 0.500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Накопленная добыча воды, тыс. т
Рисунок 3 - Характеристика вытеснения по Назарову по месторождению в целом
Рисунок 4 - Характеристика вытеснения по Пирвердяну по месторождению в целом
1.060
1.040
0.990
Таблица 1
Комплекс геолого-технических мероприятий выполненных на скважинах месторождения в период 2012-2016 гг.__
Вид мероприятия Количество скважин Всего
2012 2013 2014 2015 2016
Обработка скважин УВС - 3 - - 1 4
Удаление песчаной пробки из прпзабойной зоны - - 1 - - 1
11ерестрел+дострел - - 1 - - 1
Изоляция обводненного и дострел новых интервалов - - - - 1 1
Перевод на другой горизонт 2 - - 2 5 9
ИТОГО 2 3 2 2 7 16
Таблица 2
Определение вовлеченных в активную разработку извлекаемых запасов нес >ги
МЕТОДИКА ГОРИЗОНТЫ В целом по месторождению
XVIII XXIII
Камбаров 115,0 3,9 120,0
Назаров 103,2 3,6 122,0
Пирвердян 155,0 5,3 165,0
Копытов 109,7 2,7 126,5
СРЕДНЕЕ 109,3 3,4 122,8
Таблица 3
Выработка запасов нефти по основным горизонтам и месторождению в целом
Горизонт Запасы нефти, тыс.т Нефтеотдача, % Суммарные отборы с начала разработки, тыс.т
Начальные геологические запасы нефти Начальные извлекаемые запасы нефти Вовлеченные Остаточные Утвержденный Текущий Потенциальный
XVIII 29218,0 11103,0 109,3 36,7 0,380 0,25 0,37 72,6
XXIII 21532,0 4306,0 3,4 1Д 0,200 0,01 0,02 2,3
В целом 70026,0 20475,0 122,8 44,3 0,292 0,11 0,18 78,5
Выводы:
Рекомендуется совершенствовать технологические операции по предупреждению и удалению АСПО и проводить испытания новых составов и реагентов для проведения работ, используя накопленный промысловый опыт.
Рекомендуется предусмотреть проведение исследований и разработку мероприятий по предупреждению образования и ликвидации гидратов.
Список литературы
1. Дорофеев В.И., Кувандыкова З.А., Габасов У.А. и др. «Технологическая схема разработки XVШ-XXIII горизонтов нефтегазового месторождения Тенге». Отчет по договору № 149/96, «НИПИмунайгаз», г. Актау, 1996г.
2. Айткулов А.У. и др. Пути повышения эффективности нефтеотдачи
3. Миннибаева С. Б., Коростышевский М. Н., Дружинина О.и др. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки нефтегазового месторождения Тенге. Отчёт НИПИнефтегаз, фонд КазНИПИмунайгаз, Актау, 2002
