Технология по ограничению водопритока с целью снижения обводнённости горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов турнейского яруса Мишкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и га

Технология по ограничению водопритока с целью снижения обводнённости горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов турнейского яруса Мишкинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
2.1. Текущее состояние разработки Мишкинского месторождения

На Мишкинском месторождении, согласно технологической схемы, выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III), турнейский (IV). В разработке находится два поднятия — Воткинское и Черепановское /1/. По состоянию на 1.01.2007 года в целом по месторождению добыто 28649 тыс.т. нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,127, ВНФ–1,60. [2] 2006 году фактическая добыча нефти составила 994тыс.т. Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Реализованы площадные системы заводнения на I, II и III объектах. Основным агентом закачки является пресная вода. На IV объекте проводится промышленный эксперимент по закачке раствора полимера и воды. Опытные работы по закачке горячей воды на II объекте, проводимые с 1987 года, прекращены по техническим причинам (обычная конструкция нагнетательной скважины не позволяет использовать в качестве агента горячую воду). Эксперимент по закачке горячей воды на двух элементах III объекта, предусмотренный в технологической схеме, не осуществлялся. Для повышения эффективности обычного заводнения технологической схемой предусматривалось проведение закачки в циклическом режиме. Однако конкретных программ проведения нестационарного заводнения в проектном документе предложено не было. Накопленный объем закачки по состоянию на 31.12.2006 года в целом по месторождению составил 86308тыс.м3. В 2006 году закачано 3856тыс.м3. Основные показатели разработки [7] в целом по Мишкинскому месторождению за 2008 год приводятся в таблице 12 .


Таблица 12
Показатели разработки по месторождению в целом за 2008 год

№ Показатели разработки Ед. измер. Январь 2008 Февраль 2008 Март 2008 Апрель 2008 Май 2008 Июнь2008
1 Добыча нефти, всего тыс.т 117 115,256 106,102 108,562 115,658 114,263
2 Эффект от проведения геолого-технических мероприятий  тыс.т 1605 1526 1302 1456 1698 1586
3 Бурение новых скважин тыс.т 30 68 92 125 154 162
4 Закачка рабочего агента тыс.м3 412 450 445 356 489 512
5 Фонд добывающих скважин на конец года шт. 1065 1066 1068 1070 1073 1074
6 Фонд нагнетательных скважин на конец года шт. 234 234 234 234 234 234
7 Действующий фонд добывающих скважин  шт. 962 963 965 967 970 971
8 Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года шт. 214 214 214 214 214 214
9 Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти шт. 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4
10 по жидкости т/сут 26 26 26 26 26 26

№ Показатели разработки Ед. измер. Июль 2008 Август 2008 Сентябрь 2008 Октябрь 2008 Ноябрь 2008 Декабрь 2008
1 Добыча нефти, всего тыс.т 116,002 117,580 114 111,125 112,746 113,356
2 Эффект от проведения геолого-технических мероприятий  тыс.т 1800 1762 1864 1687 1745 1791
3 Бурение новых скважин тыс.т 169 180 191 196 208 211
4 Закачка рабочего агента тыс.м3 485 508 498 529 521 519
5 Фонд добывающих скважин на конец года шт. 1075 1076 1076 1076 1076 1076
6 Фонд нагнетательных скважин на конец года шт. 234 234 234 235 235 235
7 Действующий фонд добывающих скважин на конец года шт. 972 973 976 976 976 976
8 Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года шт. 214 214 214 215 215 215
9 Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти шт. 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4
10 по жидкости т/сут 26 26 26 26 26 26
 Продолжение таблицы 12
 2.2. Анализ текущего состояния разработки
 Мишкинского месторождения
 
Процесс разработки верейского объекта оценивается как низкоэффективный. Основными причинами являются:
1. Геолого-физические. Изменение геолого-физических характеристик пласта, приведшее к уменьшению запасов нефти по сравнению с представленными в технологической схеме и определившее низкую продуктивность скважин. Более высокая зональная и послойная неоднородность, обширные ВНЗ, слабая активность законтурной области, невысокие ФЕС объекта обуславливают низкие темпы разработки при интенсивном обводнении добывающих скважин.
2. Технологические. Запроектированная ранее система заводнения является недостаточно эффективной ввиду изначально низкого соотношения нагнетательных и добывающих скважин и неудачного уплотнения по принципу создания площадного тринадцатиточечного элемента. Охват заводнением по площади очень низкий, вытеснение нефти водой протекает весьма неэффективно.
3. Дефицит пробуренного фонда. Более 30 % запасов промышленных категорий не вовлечены в разработку (наличие природоохранных зон, обширных ВНЗ и зон с нефтенасыщенной толщиной менее двух метров).
Состояние разработки башкирского объекта оценивается как низкоэффективное.
Основными причинами являются:
1. Уменьшение запасов нефти в сравнении с предполагаемыми на стадии составления технологической схемы. Разработка объекта протекает в более сложных геологических условиях, высокая зональная и послойная неоднородность, невысокие ФЕС объекта обуславливают низкие темпы разработки при интенсивном обводнении добывающих скважин.
2.  Дефицит закачки. Наблюдается низкий охват объекта заводнением по площади и разрезу, когда прорыв воды происходит по отдельным наиболее проницаемым прослоям, обеспечивая вытеснение нефти вдоль линий тока на небольшой площади. При сравнительно небольшой выработке запасов достигнут высокий процент обводненности. Основной дефицит закачки и более низкие пластовые давления наблюдаются в элементах, разбуренных по более плотной сетке скважин. Запроектированная система заводнения является недостаточно эффективной (низкое соотношение нагнетательных и добывающих скважин в зонах реализации площадной тринадцатиточечной системы заводнения).
Основные направления по повышению эффективности разработки башкирской залежи должны быть связаны с мероприятиями по снижению обводненности и вовлечением в разработку недренируемых или слабодренируемых участков залежи и продуктивных пластов.
В целом по текущему состоянию разработки яснополянского объекта можно сделать следующие выводы:
1. Разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных, при одинаковой обводненности.
2. В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,274, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения.
3. Фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой ниже проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно, выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением.
Текущее состояние разработки турнейского объекта можно характеризовать как низкоэффективное. Реализованы практически все проектные решения в области размещения скважин, однако вызывает серьезную озабоченность существенный рост процента обводнённости продукции. Хотя применение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы добычи нефти, дальнейшие работы должны быть направлены на поиск технологий по снижению обводнённости продукции.
Тем не менее, ряд решений ЦКР, отмеченных в протоколе при рассмотрении проектных документов [1], выполняются с опозданием. Не выполнены решения по расширению термополимерного воздействия на всю залежь.

Наиболее крупной по размерам и запасам является залежь нефти Мишкинского месторождения, приуроченная к Воткинской структуре. Вместилищем нефти являются пористо-кавернозные известняки черепетского возраста. Отложения черепетского горизонта турнейского яруса представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов, глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти черепетского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт C-IV, пласты C-II и C-III сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Имеются отдельные изолированные линзы проницаемых известняков.
Текущее состояние разработки турнейского объекта можно характеризовать как низкоэффективное. Все скважины добывающего фонда на турнейском объекте механизированы. Из 206 действующих добывающих скважин 81 оборудованы ЭЦН, остальные 125 – ШГН. Коэффициент использования фонда равен 0,894, с учетом законсервированного фонда – 0,852, коэффициент эксплуатации – 0,925. Средний дебит на 01.01.2005 действующих скважин составил по нефти – 6,0т/сут, по жидкости – 43,3т/сут, средняя обводненность – 89%.
 Основными методами воздействия на пласт являются: обработка призабойной зоны скважин и оптимизация механизированного фонда.
Основной задачей данной работы являлось проведение детального анализа действующей системы разработки Мишкинского месторождения и разработки мероприятий, направленных на повышение эффективности работы высокообводненных горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, продление срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта с целью увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, а также оценка экономических показателей предлагаемой системы разработки.
Полученные расчётные данные, позволяют судить о перспективах проведения водоизоляционных работ путем создания водонепроницаемого экрана из блокирующего раствора «Полисил-ДФ» и профильного перекрывателя для отсечения поступления подошвенных вод по причине подъема ВНК и конусообразования. С учетом имеющегося опыта применения данного метода на месторождениях со схожими геолого-физическими параметрами продуктивных пластов, рекомендуется проведения водоизоляционных работ путем создания водонепроницаемого экрана для отсечения поступления подошвенных вод по причине подъема ВНК и конусообразования для более полной выработки запасов нефти из пласта.
В результате проведения мероприятий по установке водонепроницаемого экрана с целью изоляции притока подошвенной воды по конусу дополнительно добыто 40358,33 т нефти и изолировано 255864,04 м3 воды поступающей в скважину.
.