Совершенствование методов повышения нефтеотдачи на пластах ПК1–3 Северо-Восточного месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 1 мая, печатный экземпляр отправим 5 мая.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №17 (307) апрель 2020 г.

Дата публикации: 25.04.2020

Статья просмотрена: 24 раза

Библиографическое описание:

Уткин, Н. П. Совершенствование методов повышения нефтеотдачи на пластах ПК1–3 Северо-Восточного месторождения / Н. П. Уткин, В. И. Толстых. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 17 (307). — С. 417-420. — URL: https://moluch.ru/archive/307/69255/ (дата обращения: 21.04.2021).



Ключевые слова: МГРП, ГС, МПН, МУН

На 01.01.2017 г. на месторождении в активной разработке находится пласт ПК1–3, в течение 2017 г. планируется ввести в разработку пласты БУ22 и БУ14.

По пласту ПК1–3 с учетом опыта эксплуатации объекта необходимо скорректировать уровни добычи нефти, жидкости и закачки. Оптимизировать темпы бурения. Так же необходимо в работе учесть мероприятия по интенсификации добычи и наметить использование новых технологий с целью максимальной выработки запасов нефти объекта с учетом его крайне сложного геологического строения.

По данным пластам предусмотрена корректировка проектных решений с учетом применения МГРП и бурения горизонтальных скважин с более длинным горизонтальным окончанием.

Объект ПК1–3

По состоянию на 1.01.2017 года на объекте ПК1–3 пробурены 82 добывающие скважины и 29 нагнетательных, 27 из которых еще находятся в отработке на нефть.

Объект разбуривается активными темпами, и за ближайшие три года планируется пробурить порядка 388 скважин. Бурение ведется по проектной системе:

 однорядная система горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (ГС — 1000 м) с направлением стволов вдоль простирания структуры пласта,

 расстояние между рядами 300 м,

 расстояние между скважинами в ряду 100 м,

 смещение нагнетательных рядов относительно добывающих на 200 м.

В дальнейшем предусмотрено уплотнение сетки до 150 м между рядами скважин.

Анализ разработки показал, что фактические дебиты нефти новых скважин ниже проектных показателей (155,8 т/сут — проект, 116 т/сут — факт), это связано с меньшей продуктивностью скважин и с более высокой фактической обводненностью продукции скважин (2,6 % — проект, 18,7 % — факт).

В процессе разбуривания объекта ПК1–3 выявилась неоднородность ФЕС коллектора по площади. Пласт условно можно разделить на две зоны:

центральная зона — выдержанный коллектор с более высокими ФЕС;

краевая зона — высокорасчлененный коллектор с низкими ФЕС.

Продуктивность скважин центральной зоны значительно выше продуктивности скважин, пробуренных в краевой зоне. Подробный анализ различия ФЕС и анализ работы скважин по зонам представлен в главе 3.

В силу значительной разницы продуктивности новых скважин в различных зонах пласта дальнейшее бурение недропользователь сосредоточил в центральной зоне пласта с целью удержания уровня добычи нефти на проектном уровне.

После бурения по проектной однорядной системе с расстоянием между рядами 300 м производили бурение уплотняющих скважин (с расстоянием между рядами до 150 м).

В действующем ПТД предусмотрено уплотняющее бурение с 2049 г. после полного разбуривания пласта по утвержденной системе, однако анализ работы скважин, пробуренных по проектной системе и после уплотнения показал, что раннее уплотнение системы не влияет негативно на продуктивность скважин и позволит более полно выработать пласт и поддерживать добычу нефти на проектном уровне.

Параллельно с бурением недропользователь ведет работу по подбору технологий увеличения продуктивности скважин.

В рамках поиска оптимальной технологии разработки пласта были проведены и планируются к проведению ОПР на участках месторождения:

 бурение скважин по конструкции Fishbone;

 проведение ГРП и МГРП в рамках пласта ПК1–3;

 организация ППД при реализации уплотнённой сетки скважин по различной системе и различной конструкцией нагнетательных скважин;

 ФХМ (закачка полимера).

Для проектирования полномасштабной разработки месторождения рассмотрены технологии и решения:

Бурение скважин по конструкции Fishbone — анализ работы данных скважин показал их высокую эффективность в условиях низких ФЕС, тогда как в выдержанных коллекторах с хорошими ФЕС они сопоставимы с ГС. Таким образом, бурение скважин Fishbone предполагается в подгазовых зонах с низкими ФЕС и расчлененным коллектором.

Бурение ГС с МГРП проведение ГРП высокорасчлененного коллектора пласта ПК1–3 актуально с целью увеличения связанности пласта по толщине. Применение МГРП планируется в зонах отсутствия ГШ с низкими ФЕС и высокой расчленённостью.

Бурение по плотной сетке (150 м) — опыт бурения показал, что бурение скважин по плотной сетке в зонах с повышенными ФЕС не приводит к потере продуктивности скважин и позволяет полностью выработать пласт, не ожидая уплотняющего бурения в более поздний период, а также позволяет держать добычу нефти на проектном уровне. Таким образом, зоны повышенных ФЕС и нефтенасыщенных толщин разбуриваются по плотной сетке скважин с расстоянием между рядами 150 м.

Организация ППД по однорядной системе — проектной системой разработки является однорядная система (расстояние между рядами — 300 м) с трансформацией в трехрядную (расстояние между рядами — 150 м) бурением скважин дублеров. В текущих условиях разбуривания зон с повышенными ФЕС по плотной сетке скважин (с расстоянием между рядами 150 м) планируется организация ППД по избирательной системе разработки, центральный ряд нагнетательных скважин предусматривает длительную отработку на нефть. В зонах имеющих хорошую связь с аквифером, возможно формирование системы ППД с соотношением 2: 1.

Физико-химические методы — на стадии высокой обводненности продукции с целью изменения потоков фильтрации через промытые каналы и довытеснения запасов нефти рассматривается закачка полимера.

Вариант 1 (базовый)

Предусматривает организацию однорядной системы заводнения путем разбуривания залежи горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами (длина ГС — 1000 м) с направлением стволов на северо-запад вдоль простирания структуры пласта, при межрядном расстоянии 300 м, расстоянии между скважинами в ряду 100 м и смещении нагнетательных рядов относительно добывающих на 200 м.

На поздней стадии разработки система трансформируется в трехрядную с расстоянием между рядами 150 м, бурением добывающих скважин-дублеров 388 ед.

На краевых участках пласта сетка оптимизируется поворотом ГС в сторону ВНК, что даст возможность поинтервальной изоляции обводнившихся участков от ВНК и заменой нагнетательных скважин на добывающие вдоль периферии пласта. Это позволит увеличить добывающий фонд за счет отказа от ППД в краевых зонах, а также даст более благоприятное расположение добывающих скважин перпендикулярно латеральной анизотропии в условиях естественного режима.

Общий фонд скважин — 1088 ГС, в т. ч. 867 добывающих, из них 388 скважин-дублеров, и 212 нагнетательных.

Фонд скважин для бурения — 1005 ГС, в т. ч. 786 добывающих, из них 365 скважин дублеров и 210 нагнетательных.

Основные показатели варианта:

  • Проектные уровни:

 добычи нефти 3 912 тыс. т (2017 г.);

 добычи жидкости 29 721 тыс. т (2030 г.);

 закачки 27 763 тыс. м3 (2027 г.).

  • Накопленная добыча нефти — 147,4 млн.т, жидкости — 3 012,3 млн. т,
  • закачка — 2 498,3 млн.м3.
  • КИН — 0,183 д.ед., Квыт — 0,461 д.ед., Кохв — 0,396 д.ед..
  • Срок разработки — 182 года.

Вариант 3 рекомендуемый

Является производным от варианта 2б. В вариантах 2, 2а, 2б определена максимальная нефтеотдача, полученная с использованием первичных методов МУН, для дальнейшего повышения нефтеотдачи необходимо применение физико-химических методов нефтеотдачи — полимерное заводнение. С целью закупоривания высокопроводящих промытых каналов и изменения направления фильтрационных потоков для доотмыва запасов нефти проводится закачка полимера.

В результате проведенного анализа вариант предусматривает использование полимерного заводнения с 2026 г.

Общий фонд скважин — 1255 (1247 ГС), в т. ч. 771 добывающая нефтяная, 9 газовых и 475 нагнетательных.

Фонд скважин для бурения — 1164 ГС, в т. ч. 682 добывающие нефтяные, 9 газовых и 473 нагнетательные.

Основные показатели варианта:

  • Проектные уровни:

 добычи нефти 4 702 тыс. т (2019 г.);

 добычи жидкости 49 393 тыс. т (2050 г.);

 закачки 42 043 тыс. м3 (2040 г.).

  • Накопленная добыча нефти — 241,9 млн.т, жидкости — 3951,2 млн. т,
  • закачка — 3 074,3 млн.м3.
  • КИН — 0,300 д.ед., Квыт — 0,461 д.ед., Кохв — 0,651 д.ед.
  • Срок разработки — 182 года.
  • Программа ГТМ предусматривает:

 бурение Fishbone — 44 ед.;

 ГС с МГРП — 28 ед.;

 бурение ЗБГС — 53 ед.;

 закачка полимера в объеме 861514 т чистого полимера.

Рис. 1. Динамика основных технологических показателей по вариантам разработки. Объект ПК1–3.

Основные термины (генерируются автоматически): ФЕС, бурение, бурение скважин, добыча нефти, закачка полимера, расстояние, ряд, скважина, однорядная система, проектный уровень.


Ключевые слова

МУН, МГРП, ГС, МПН

Похожие статьи

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении

Фонд скважин для бурения — 14, в том числе добывающих — 9 (из них горизонтальных с

Схема размещения проектного фонда скважин по рекомендуемому варианту — на рисунке

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин. В ряде случаев бурение скважин с...

Основные задачи геолого-технологических исследований скважин...

Ключевые слова: ГТИ, исследования, задачи, бурение, скважина, контроль. Геолого-технологические исследования (ГТИ) скважин в

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают...

Анализ эффективности методов интенсификации добычи УВС...

3. Проектирование дополнительных скважин. Дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях оказывается единственно реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.

Анализ опыта применения горизонтальных скважин...

Бурение горизонтальных скважин повышает требования к техническому оснащению буровых установок, что связано с увеличением нагрузок на колонну в процессе бурения горизонтальной части ствола скважины. Повышенные требования и увеличение времени бурения скважины...

Совершенствование конструкции наклонно направленных...

Выбранные типы конструкций скважин позволяют обеспечивать дебиты скважин на уровне проектных показателей, что подтверждается данными сопоставления параметров добычи за период 2014–2016гг, представленными в таблице 4. Таблица 4. Средние дебиты скважин по...

Оценка эффективности применения технологии бурения боковых...

В статье обоснована необходимость применения технологии бурения боковых стволов как метода интенсификации нефтедобычи на Восточно-Сургутском месторождении, охарактеризована типовая конструкция бокового ствола, представлены результаты анализа...

Методические рекомендации по анализу заводнения и управлению...

ряды нагнетательных скважин, в том числе остановленные в настоящий момент

− проверить корректность истории добычи и закачки, исследовать вероятность перетоков

− Обводненности, среднесуточной среднескважинной добычи жидкости, нефти и закачки.

Анализ эффективности применения горизонтальных скважин

Горизонтальная скважина — это скважина, пробуренная вдоль между кровлей и подошвой залежи под углом наклона 80–100° и

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении. Фонд скважин дня бурения — 5, в том числе добывающих горизонтальных...

Анализ причин осложнений при зарезке и креплении боковых...

Бурение горизонтальных стволов скважин является одним из признанных методов эффективного увеличения нефтеотдачи. Однако в процессе зарезки и крепления боковых стволов наблюдаются осложнения, возникающие вследствие некачественного шаблонирования...

Похожие статьи

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении

Фонд скважин для бурения — 14, в том числе добывающих — 9 (из них горизонтальных с

Схема размещения проектного фонда скважин по рекомендуемому варианту — на рисунке

Особенности очистки горизонтальных стволов скважин. В ряде случаев бурение скважин с...

Основные задачи геолого-технологических исследований скважин...

Ключевые слова: ГТИ, исследования, задачи, бурение, скважина, контроль. Геолого-технологические исследования (ГТИ) скважин в

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают...

Анализ эффективности методов интенсификации добычи УВС...

3. Проектирование дополнительных скважин. Дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях оказывается единственно реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.

Анализ опыта применения горизонтальных скважин...

Бурение горизонтальных скважин повышает требования к техническому оснащению буровых установок, что связано с увеличением нагрузок на колонну в процессе бурения горизонтальной части ствола скважины. Повышенные требования и увеличение времени бурения скважины...

Совершенствование конструкции наклонно направленных...

Выбранные типы конструкций скважин позволяют обеспечивать дебиты скважин на уровне проектных показателей, что подтверждается данными сопоставления параметров добычи за период 2014–2016гг, представленными в таблице 4. Таблица 4. Средние дебиты скважин по...

Оценка эффективности применения технологии бурения боковых...

В статье обоснована необходимость применения технологии бурения боковых стволов как метода интенсификации нефтедобычи на Восточно-Сургутском месторождении, охарактеризована типовая конструкция бокового ствола, представлены результаты анализа...

Методические рекомендации по анализу заводнения и управлению...

ряды нагнетательных скважин, в том числе остановленные в настоящий момент

− проверить корректность истории добычи и закачки, исследовать вероятность перетоков

− Обводненности, среднесуточной среднескважинной добычи жидкости, нефти и закачки.

Анализ эффективности применения горизонтальных скважин

Горизонтальная скважина — это скважина, пробуренная вдоль между кровлей и подошвой залежи под углом наклона 80–100° и

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении. Фонд скважин дня бурения — 5, в том числе добывающих горизонтальных...

Анализ причин осложнений при зарезке и креплении боковых...

Бурение горизонтальных стволов скважин является одним из признанных методов эффективного увеличения нефтеотдачи. Однако в процессе зарезки и крепления боковых стволов наблюдаются осложнения, возникающие вследствие некачественного шаблонирования...

Задать вопрос