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

Отправьте статью сегодня! Несмотря на коронавирус, электронный вариант журнала выйдет 6 июня.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Геология

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

Дата публикации: 25.04.2020

Статья просмотрена: 7 раз

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: 29.05.2020).



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, скважина, ряд, расстояние, бурение, закачка полимера, добыча нефти, бурение скважин, однорядная система, проектный уровень.


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