Совершенствование системы разработки пласта Т1 Долговского месторождения нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазо

Совершенствование системы разработки пласта Т1 Долговского месторождения нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Долговское месторождение находится в Оренбургской области, в Волго-Уральской нефтяной провинции. В тектоническом отношении – в Бузулукской впадине. Залежи контролируются двумя поднятиями (Западное и Восточное). По осадочному чехлу месторождение приурочено к Бобровско-Покровскому валу, выделяемому в пределах южного борта Камско-Кинельской системы прогибов.
Нефтеносными являются нижнекаменноугольные отложения: окский надгоризонт визейского яруса (карбонатный пласт О1), бобриковский горизонт кожимского надгоризонта визейского яруса (терригенный пласт пласт Б2+Б21) и турнейский ярус (карбонатные пласты Т1 и Т2).
Долговское месторождение открыто в 1968 году, в эксплуатации находится с 1971г. На основании выполненных геологоразведочных работ, многолетней промышленной эксплуатации на месторождении выделены четыре объекта разработки:
  I объект – пласт О1
  II объект – пласт Б2+Б21
  III объект – пласт Т1
  IY объект – пласт Т2
 Основными объектами являются пласты Б2+Б21 и Т2. Пласты О1 и Т1 рассматривались в последнем проектном документе как возвратные.
 Пласт Т1
Выделяется в верхней части отложений турнейского яруса. Пласт залегает на глубинах 2809 м (Западный купол) и 2822 м (Восточный купол). К пласту приурочены две обособленные залежи нефти на Западном и Восточном куполах.
На Западном куполе пласт распространен повсеместно, за исключением р-на скв. 15, где по данным ГИС установлена зона замещения коллектора. ВНК залежи нефти Западного купола принят на абсолютной отметке -2673 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв. 19. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 1.8-9.6 м, в среднем составляя 6.1 м.
На Восточном куполе залежь ограничена с востока: по данным бурения скв. 17, 22, 28 и 111 здесь установлена зона замещения коллектора. ВНК залежи принят на абсолютной отметке -2662 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв. 121. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6.7 м, изменяясь от 2.2 м до 11 м.
Фильтрационно-емкостная характеристика пласта Т1:
Коэффициент пористости: 0.10 (Западный купол) 0.09 (Восточный купол), доли ед.
Коэффициент проницаемости: 0.17 (Западный купол) 0.23 (Восточный купол), мД.
Расчлененность: 5.2 (Западный купол) 5.5 (Восточный купол)
Вязкость в пластовых условиях 1.73 мПа*с
Запасы нефти и газа по Долговскому месторождению оценивались неоднократно. Впервые их подсчет произведен в 1972 году.
Утвержденные и текущие запасы по плакату 3.

Действующим проектным документом, согласно которого осуществляется разработка месторождения, является «Уточненный проект разработки Долговского нефтяного месторождения Оренбургской области».
За 2008 год в целом по месторождению добыто 298.6 тыс. т нефти и 2237.2 тыс. т жидкости, средний дебит скважин по нефти составил 17.0 т/сут, жидкости – 127.3 т/сут, среднегодовая обводненность продукции – 86.7 %.
В работе был выполнен анализ состояния разработки, в ходе работы было выявлено, что в целом состояние разработки удовлетворительно.
На промысле применяется сложившаяся в ОАО «Оренбургнефть» система воздействия на залежи нефти, в частности, система поддержания пластового давления, которая не в полной мере учитывает неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов. Следствием этого является неравномерность выработки запасов: ускоренная в высокопроницаемых коллекторах и пониженная в низкопроницаемых разностях. Это, в свою очередь, приводит к формированию остаточных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Следствием является также процесс преждевременного и прогрессирующего обводнения добываемой продукции.
Для решения данной проблемы предлагается внедрить технологию разработки залежей нефти, которая заключается в следующем.
Заводнению в первую очередь подвергаются низкопроницаемые коллекторы. В таком варианте вытесняемая нефть попадает в высокопроницаемые коллекторы. В результате нефть из высокопроницаемых коллекторов будет вытесняться к добывающим скважинам не водой, а нефтью, притекающей из низкопроницаемых разностей. В качестве нагнетательных скважин предлагается бурить горизонтальные скважины, располагая их по мере возможности на участках распространения низкопроницаемых коллекторов.
Наиболее проблемным является пласт Т1, что связано, как показал опыт эксплуатации, с его сложными фильтрационно-емкостными свойствами.
Кроме того, как показал анализ разработки, ряд участков залежей не охвачены процессом воздействия. Бурение БГС поможет решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием. Пласт Т1 Долговского месторождения является наиболее перспективным объектом для довыработки запасов боковыми горизонтальными стволами.
Таким образом, данная система разработки должна помочь решить следующие задачи:
- интенсификация извлечения нефти из низкопроницаемых зон за счет бурения горизонтальных нагнетательных скважин;
- повышение нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пласта воздействием, а также вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов за счет бурения боковых горизонтальных стволов.
Для интенсификации извлечения нефти из низкопроницаемых зон в данной работе предлагается техническое решение, основанное на бурении горизонтальной нагнетательной скважины.
В качестве кандидата для бурения нагнетательного БГС является скважина 1250 (Западный купол), расположенная в центральной части купола, и в этом районе проницаемость пласта Т1 меньше 9 мД (плакат 5). В скважине велась добыча из пласта Т2, в данный момент остановлена по причине 100% ой обводненности. Изолировав в скважине пласт Т2, выполняем бурение бокового горизонтального ствола на пласт Т1.
В качестве проектных добывающих скважин следующего этапа разбуривания рассматривается бурение боковых горизонтальных стволов в скважинах 3517, 1213, 1201, 1252. Критериями для бурения бокового горизонтального ствола в скважине 3517 являются следующие факторы. Скважина находится в чисто-нефтяной зоне (ЧНЗ). (Скважина находится внутри внутреннего ВНК.) На пласт Т1 работает с 2003 года. Первоначальные дебиты скважины - 1,8 – 2,3т/сут. Накопленная с начала разработки добыча нефти на пласт Т1 составляет 1075 тн. В мае 2003 года скважина остановлена как экономически нерентабельная. Проведя анализ разработки пласта Т1, убеждаемся, что сведения по обводненности продукции с пласта Т1 не соответствуют истине, т.к. по данным шестикомпонентного анализа попутной воды по химическому составу добываемая вода не соответствует первоначальному химическому составу воды с пласта Т1. В скважине велась добыча одновременно с пластов Т2 и Т1, большая вероятность, что из-за некачественного заколонного камня вода в скважине или с пласта Т2, или от закачки соленой воды со скважины 1248, в которую ведется закачка в пласт Т2. Поэтому, проведя изоляцию пласта Т2, по Т1 в данной скважине можно получить малообводненную продукцию. Критериями для бурения боковых горизонтальных стволов в скважинах 1213, 1201 и 1252 является следующий фактор. Данные скважины находятся в бездействии по причине высокой обводненности (98%) добываемой продукции. Изолировав в этих скважинах пласт Т2, можно выполнить бурение боковых горизонтальных стволов на пласт Т1.
Как видно из плакатов 5 и 4 бурение БГС будет осуществляться в зонах с высокопроницаемыми коллекторами и достаточными нефтенасыщенными толщинами.
Относительная технологическая эффективность разработки продуктивного пласта с помощью боковых горизонтальных стволов определялась для Западного купола Долговского месторождения (пласт Т1).
С помощью формулы Renard, Dupuy для анизотропного пласта (с учетом фазовых проницаемостей для воды и нефти) были определены дебиты боковых горизонтальных стволов.

Кроме того, были определены дебиты скважин, для случая, если после перевода вышеуказанных скважин, бурения БГС не выполнили и скважины работали с вертикальным стволом. Дебит скважин определялся по формуле Дюпюи:

Далее представлены сопоставления результатов расчетов для случая с вертикальным и горизонтальным стволом скважины.



№ скважины азимут угол отклонения длина горизонтального участка скважины нефтенасыщенная толщина дебит скважины запасы
     вертикальный ствол горизонтальный ствол 
3517 30о 1.5о 150м 4.5м 17.7 м3/сут 52 м3/сут  78 тыс.т
1201 45о 1.5о 100м 8.7м 19 м3/сут 34 м3/сут  136 тыс. т
1252 210о 2о 100м 7.5м 25 м3/сут 33 м3/сут  118 тыс.т
1213 230о 2о 150м 8.1м 37.5 м3/сут 61 м3/сут  110 тыс.т
1250 (нагн) 225о 1.5о 150м 8.5м 36 м3/сут (приемистость) 96 м3/сут (приемистость) 151 тыс.т

Как показали расчеты, разработка участка горизонтальными стволами указывает на неоспоримое преимущество перед вертикальными стволами. Так, например, приемистость нагнетательной скважины в случае с вертикальным стволом составляет 36 м3/сут, а с горизонтальным 96 м3/сут.
Как видно из таблицы, за весь период эксплуатации, при разработке залежи боковыми горизонтальными стволами, технологическая эффективность процесса извлечения нефти существенно выше, чем по утвержденному варианту. Так, к концу разработки по проектируемому варианту из залежи предполагается добыть 867,25 тыс.т нефти. Этот показатель для утвержденного варианта составляет 847.98 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения к окончанию срока разработки составляет по утвержденному варианту 0.447 в сравнении с проектируемым вариантам 0.458. Кроме того, по проектируемому технологическому решению сокращается срок разработки залежи с 20 лет по утвержденному варианту до 19 лет по проектируемому решению.
Экономические расчеты вариантов разработки показали эффективность реализации варианта предлагаемого к проектированию по следующим основаниям:
во-первых, данный вариант имеет максимальный поток наличности инвестора (613,2 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 511,9 млн. руб. – утвержденный вариант);
во-вторых, данный вариант имеет наибольший КИН (0,416) за рентабельный срок разработки и наибольший КИН (0,458) за технологический срок разработки;
в-третьих, вариант позволяет получить наибольший доход государства (1661,7 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 1482,1 млн. руб. – утвержденный вариант).

В тектоническом отношении Долговское месторождение располо-жено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к структуре II по-рядка - Бобровско-Покровскому валу, основой которого являются барь-ерные рифы южного борта Камско-Кинельской системы прогибов. За-лежи месторождения контролируются Долговской структурой IV по-рядка, состоящей из двух поднятий: Западного и Восточного. Залежи, приуроченные к каждому из поднятий, изолированные.
В пределах Долговской площади осадочный разрез глубокими скважинами вскрыт только до турнейского яруса, поскольку объем бу-рения был сосредоточен на отложения нижнего карбона, к которым приурочены залежи нефти. Полностью осадочный разрез вскрыт скв. 166 на соседней Тананыкской площади. По материалам бурения указан-ной скважины и полученной информации по собственным менее глубо-ким скважинам осадочный чехол Долговского месторождения представ-лен породами девонской, каменноугольной, пермской, триасовой и чет-вертичной систем. В разрезе преобладают карбонатные породы - 80%. С карбонатными коллекторами на месторождении связаны продуктив-ные пласты окского надгоризонта (О1) и турнейского яруса (Т1, Т2). Терригенные отложения занимают подчиненное значение, с ними связа-ны два продуктивных пласта бобриковского горизонта Б2' и Б2. Кроме того, в разрезе встречаются гипсы, ангидриты, соли, расположенные в верхней части окского надгоризонта и в пермских отложениях.
Долговское нефтяное месторождение разрабатывается с 1971 года.
Действующим проектным документом, согласно которого осу-ществляется разработка Долговского месторождения, является «Уточ-ненный проект разработки Долговского нефтяного месторождения Оренбургской области».
 Фактическая разработка месторождения осуществляется по второму варианту, который предусматривает ввод в эксплуатацию бездействующих скважин, перевод обводнившихся скважин с нижележащих на вышележа-щие горизонты /2/.
Проблема разработки пласта Т1 Долговского месторождения, как показал опыт эксплуатации, связана со сложными фильтрационно-емкостными свойствами продуктивного пласта.
Опыт разработки месторождений показывает, что при сложившейся системе поддержания пластового давления ускоренной отработке подвер-гаются высокопроницаемые коллектора. Закачиваемая вода выбирает наилучшие пути фильтрации. Поэтому она, в основном, вытесняет нефть из наиболее проницаемых разностей. Отсюда проблема преждевременного обводнения скважин, значительных объемов попутно добываемой воды, снижение КИН, формирование трудноизвлекаемых запасов нефти.
Для решения задачи совершенствования систем разработки место-рождения, не допускающей формирование трудноизвлекаемых запасов, в данной работе предложено бурение горизонтальной нагнетательной сква-жины, расположенной в низкопроницаемой зоне продуктивного пласта Т1, в результате чего предполагается активизировать добычу трудноизвлека-емых запасов в низкопроницаемых разностях.
Как показали расчеты, применение для закачки воды горизонтально-го нагнетательного ствола имеет значительное преимущество перед верти-кальным стволом. Приемистость нагнетательной скважины в случае с вер-тикальным стволом составляет 36 м3/сут, а с горизонтальным 96 м3/сут.
Кроме того, одним из перспективных методов увеличения полноты извлечения нефти является разработка месторождений с помощью боко-вых горизонтальных стволов (БГС). Опыт эксплуатации боковых горизон-тальных стволов, показывает, что с помощью БГС решается задача повы-шения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не-работавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Предполагается, что пласт Т1 Долговского месторождения является пер-спективным объектом для довыработки запасов боковыми горизонталь-ными стволами (БГС).
Выполнены технологические расчеты для разработки участка боко-выми горизонтальными стволами.
Выполнено сопоставление ожидаемых результатов по двум техноло-гиям: применяющейся в настоящее время на месторождении и предлагае-мой. По расчетам, дебит добывающей скважины с горизонтальным ство-лом составит 52 м3/сут, с вертикальным - 17,7 м3/сут.
Результаты расчетов технологических показателей разработки по утвержденному варианту и прогнозная динамика добычи нефти и отбора жидкости при реализации разработки залежи боковыми горизонтальными стволами приведены в таблице 2.16 главы 2.7.4.
Как видно из таблицы, за весь период эксплуатации, при разработке залежи боковыми горизонтальными стволами, технологическая эффектив-ность процесса извлечения нефти существенно выше, чем по утвержденно-му варианту. Так, к концу разработки по проектируемому варианту из за-лежи предполагается добыть 867,25 тыс.т нефти. Этот показатель для утвержденного варианта составляет 847.98 тыс.т. Коэффициент нефтеиз-влечения к окончанию срока разработки составляет по утвержденному ва-рианту 0.447 в сравнении с проектируемым вариантам 0.458. Кроме того, по проектируемому технологическому решению сокращается срок разра-ботки залежи с 20 лет по утвержденному варианту до 19 лет по проекти-руемому решению.
Экономические расчеты вариантов разработки показали эффектив-ность реализации варианта предлагаемого к проектированию по следую-щим основаниям:
во-первых, данный вариант имеет максимальный поток наличности инвестора (613,2 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 511,9 млн. руб. – утвержденный вариант);
во-вторых, данный вариант имеет наибольший КИН (0,416) за рен-табельный срок разработки и наибольший КИН (0,458) за технологиче-ский срок разработки;
в-третьих, вариант позволяет получить наибольший доход государ-ства (1661,7 млн. руб. – предлагаемый к проектированию вариант; 1482,1 млн. руб. – утвержденный вариант).