Смекни!
smekni.com

Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 21 из 29)

На месторождении требуется проведение программы мероприятий по регулированию закачки с целью выравнивания компенсации по блокам.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Хохряковское месторождение в геологическом отношении является сложнопостроенным, что связано с высокой площадной неоднородностью продуктивных отложений, низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов.

Реализация концепции разработки объекта ЮВ1-2, базирующейся на принятых ранее проектными документами принципиальных решениях не позволит эффективно и в полном объеме выработать трудноизвлекаемые запасы нефти, сосредоточенные в данном объекте. Однако, появившиеся в последнее время новые технологии, не предусмотренные в предыдущих проектных работах, позволяют существенно увеличить добычу нефти.

В данном проектном документе предложено и обосновано применение новых технологий, направленных на увеличение коэффициента охвата и вытеснения и, как следствие, более полной выработки запасов нефти.

В общей сложности рассмотрено 4 варианта доразработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения.

Разработка объекта ЮВ1-2 осуществляется с 1985 г. Формирование блочно-замкнутых элементов разработки на основе созданной пятирядной системы, не завершено.

В данное время разработка объекта ЮВ1-2 характеризуется увеличивающимся уровнем добычи нефти. По состоянию на 1.01.2005 г.

объект имел следующие технологические показатели:

• Qннак = 37236.8 тыс.т.;

• Qжнак = 47935.3 тыс.т.;

• Qзнак = 76972.6 тыс.м3;

• фонд добывающих скважин – 528 ед.; из них действующих скважин – 381 ед.;  фонд нагнетательных скважин – 260 ед.; из них действующих скважин – 200 ед.

На рис. 5.18 представлена динамика основных показателей с начала разработки.

В период с 1999 г. на месторождении наблюдается рост добычи нефти и жидкости.

После проведения гидродинамического расчета на этапе настройки модели, были получены карты текущей нефтенасыщенности.

По объекту ЮВ1-2 были сформированы и просчитаны на гидродинамической модели следующие варианты:

Рис. 5.18. Динамика основных показателей разработки. Объект ЮВ1-2.

Вариант 1 (базовый)

Предусматривает разработку объекта существующими скважинами по текущей тенденции.

На скважинах не проводятся мероприятия по выводу фонда из бездействия и оптимизации режимов эксплуатации. То есть скважины, эксплуатирующиеся на данном объекте с начала проектного периода продолжают работать с показателями, сложившимися на начало 2005 г.

Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.18

Таблица 5.18

Характеристика проектного фонда. Вариант 1(базовый)

Категория скважин

Факт на 1.01.2005

г

Переводы в

ППД

Бурение новых скважин

Бурение всего

Всего проектный фонд

Наклоннонаправленных

горизонтальных

Добывающие

528

0

0

0

0

528

Нагнетательные

260

0

0

0

0

260

Итого

788

0

0

0

0

788

Вариант 2

На данном этапе стоит задача увеличения коэффициента использования эксплуатационного фонда и формирования компактных площадных элементов заводнения. Для этого предлагается программа ГТМ.

Основу варианта составляет программа геолого-технических мероприятий по выведению эксплуатационного фонда из бездействия и формирования замкнутых площадных элементов заводнения.

За основу для проектирования геолого-технологических мероприятий был принят проведенный анализ работы скважин, а также карты текущей нефтенасыщенности и плотности подвижных запасов нефти по пластам, полученные в результате гидродинамического расчета за период эксплуатации объекта ЮВ1-2 с 1985 по 2005 гг.

В первую очередь решалась задача по восстановлению системы заводнения и увеличению числа работающих скважин. В дальнейшем был предусмотрен переход к более компактным элементам заводнения, путем перевода 95 добывающих скважин в ППД в течение 9 лет (рис. 5.19).

Проанализировав состояние разработки, состояние выработки запасов по пластам и эффективность применяемых геолого-технологических мероприятий нами предложена программа ГТМ, включающая в себя:

- мероприятия по выводу скважин из неработающего фонда;

- мероприятия по увеличению продуктивности действующего фонда.

- мероприятия, направленные на улучшение выработки отдельных, слабо-вырабатывающихся зон объекта ЮВ1-2.

Всего на добывающем фонде планируется выполнить 3070 скважиноопераций, в таблице 5.19 приведены объемы проведения ГТМ и средняя эффективность по каждому из методов.

Кроме того, предложены мероприятия по восстановлению и регулированию системы заводнения.

Всего по нагнетательному фонду в период с 2005 по 2013 гг.

планируется выполнить 157 скважино-операций, в том числе:

• 132 скважино-операций по дострелу пластов ЮВ11, ЮВ13 и ЮВ2;

• ликвидировать аварии и запустить 25 скважин;

Данная программа принята за основу при формировании 2-го варианта.

Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.20.

Таблица 5.19

Объемы ГТМ на добывающем фонде

Вид ГТМ

Количество

ГТМ

Средняя эффективность, тыс.т/скв.-опер

Дополнительная добыча нефти, тыс.т

Добывающий фонд

ГРП

179

13,7

2450

Зарезка вторых стволов

132

10,4

1367

Физико-химические методы (

ГКО)

2561

0,3

732

Перфорационные методы, ликвидация аварий

156

3,0

469

РИР

42

4,0

169

Нагнетательный фонд

Дострел пластов (ЮВ11, ЮВ13 и

ЮВ2)

132

-

-

Ликвидация Аварии

25

-

-

Перевод в ППД

95

-

-

Таблица 5.20

Характеристика проектного фонда скважин. Вариант 2

Категория скважин

Факт на

1.01.2005г

Переводы в

ППД

Бурение новых скважин

Бурение всего

Всего проектный фонд

Наклоннонаправленных

горизонтальных

Добывающие

528

95

0

0

0

433

Нагнетательные

260

0

0

0

0

355

Итого

788

0

0

0

0

788

Рис. 5.19. Схема расположения компактных элементов заводнения

Вариант 3

Полное разбуривание месторождения.

На основе карты суммарной нефтенасыщенной толщины объекта ЮВ1-2

Хохряковского месторождения был размещен фонд скважин для бурения.

В пределах Малосикторского лицензионного участка фонд был расставлен согласно 1-му варианту «Дополнения к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения», утвержденному ЦКР РФ в 2005 году. Вариант предусматривает разбуривание залежи по треугольной сетке 600х600 м с размещением скважин по 3-х рядной системе разработки с последующим уплотнением и формированием блочно-замкнутой 5-ти рядной системы разработки с расстоянием между скважинами 600х400 м. В пределах Хохряковского и Восточно-Хохряковского лицензионных участков фонд размещался по сложившейся на разбуренной части системе разработки с пролонгацией ее на не разбуренную часть. Среднее расстояние между скважинами составило 500 метров. Помимо размещения скважин в неразбуренных частях месторождения настоящим проектом предлагается размещение 11 уплотняющих скважин в зонах с максимальными текущими подвижными запасами нефти. Места размещения уплотняющих скважин и технология их заканчивания выбирались с учетом результатов