Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 22 из 29)
гидродинамических расчетов. По картам текущих подвижных запасов нефти
1 2 3 и ЮВ2) были выявлены отдельно по каждому пласту (ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1
зоны слабововлекаемые в разработку при текущем охвате, после чего подбиралась технология бурения с учетом геологических особенностей локализованных зон. В таблицах 5.21-5.22 приведены данные об уплотняющих скважинах.
Таблица 5.21 Динамика уплотняющего бурения
| Пласт | Год | |||||
| 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |
| 1 Ю1 | 1 | 2 | ||||
| 2 Ю1 | 2 | 2 | ||||
| 3 Ю1 | 1 | 1 | 1 | |||
| Ю2 | 1 | |||||
| Итого | 4 | 0 | 0 | 1 | 1 | 5 |
Таблица 5.22
Технология уплотняющего бурения
| Технология заканчивания скважин | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| Наклонно-направленная | 1 | |||||
| Горизонтальная | 2 | 2 | ||||
| Горизонтальная с двумя стволами | 2 | 1 | 3 |
Таким образом, на Хохряковском месторождении в контуре
нефтеносности было размещено 215 скважин, из них 151 добывающая и 64 нагнетательных. После проведения гидродинамических расчетов, был сделан вывод о том, что технологически эффективно бурение 207 скважин (151 добывающей и 56 нагнетательных скважины), кроме этого планируется ввод
в эксплуатацию 2-х разведочных скважин. В настоящем проекте запланировано бурение 24 горизонтальных скважин, в том числе 10 уплотняющих горизонтальных скважин и 14 горизонтальных скважин в тех участках краевых зон, где достаточно уверенно предполагается наличие коллекторов с эффективной толщиной более 12 м. Длина горизонтального участка 250 метров. Программа бурения рассчитана на 9 лет.
Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.23, а на рис. 5.20 приведена схема размещения проектного фонда скважин.
Таблица 5.23
Характеристика проектного фонда скважин. Вариант 3
| Категория скважин | Факт на 1.01.2005 г | Переводы в ППД | Бурение новых скважин | Бурение всего | Ввод из развед. фонда | Всего проектный фонд | |
| Наклонно - направле нных | горизонталь ных | ||||||
| Добывающие | 528 | 95 | 127 | 24 | 151 | 2 | 586 |
| Нагнетательн ые | 260 | 0 | 56 | 0 | 56 | 0 | 411 |
| Итого | 788 | 0 | 183 | 24 | 207 | 2 | 997 |
Рис. 5.20 Схема размещения проектного фонда. Вариант 3
Вариант 4
Методы увеличения нефтеотдачи.
Метод заводнения не исчерпывает всех возможностей извлечения нефти. Важной компонентой считается применение методов физикохимического воздействия на пласт.
Анализируя результаты расчетов по 3 варианту, был сделан вывод о возможности увеличения конечного КИН объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения. В виду специфических особенностей геологического строения коллекторов и фракционного состава нефтей на Хохряковском месторождении, коэффициент вытеснения, достигаемый при закачке воды в пласт довольно низкий (Квыт=0.445). Для его увеличения необходимы специальные мероприятия, направленные на снижение остаточной нефтенасыщенности.
Для воздействия на пласты объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пласта заводнением рекомендуются технологии, включающие закачку осадкообразующих и гелеобразующих составов на основе реагентов щелочного типа.
Для устранения прорывов воды к добывающим скважинам могут использоваться технологии на основе дисперсных составов.
Для увеличения коэффициента извлечения нефти рекомендуется закачка смесей органических растворителей и закачка растворов взаимных растворителей. Для этой цели могут использоваться также взаимные растворители совместно с АПАВ.
Обработку нагнетательных скважин следует проводить комбинированным способом путем закачки осадкообразующих или гелеобразующих составов и оторочек растворителей.
Для обработки нагнетательных скважин с низкой приемистостью рекомендуется закачка комплексных кислотных составов (рассматриваются
ниже) и закачка органических растворителей.
Кроме проведения запланированных мероприятий, направленных на увеличение охвата пласта заводнением и ликвидацию прорывов воды на Хохряковском месторождении, предлагается заводнение с использованием АПАВ на опытно-промышленном участке в южной части месторождения, охватывающем третью часть площади залежи.
В качестве перспективных технологий для воздействия на пласт может рассматриваться закачка термотропных полимеров и кремнийорганических эмульсионных составов.
Объемы внедрения технологий ПНП определены с учетом динамики разбуривания эксплуатационного фонда и расширения системы ППД. Прогнозная дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию определена с учетом средней эффективности технологий ПНП, достигнутой на пластах ЮВ1-2 месторождений региона. Удельная технологическая эффективность, выбранная для расчетов, составляет в среднем 518 т/сквоперацию. Объемы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов представлены в таблице 5.24. Всего предлагается проведения – 7361 скв. операции ПНП на нагнетательном фонде и закачка через КНС в течение 50 лет - 138 млн. м3 раствора реагента.
Характеристика проектного фонда и схема размещения скважин идентична варианту 3.
Таблица 5.24
Объемы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов на пластах объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения
| ГОД | МУН | КНС | ОПЗ на добывающем фонде | ||
| Обработки скважин, шт. | Добыча нефти, тыс.т. | Добыча нефти, тыс.т. | Обработки скважин, шт. | Добыча нефти, тыс.т. | |
| 2006 | 52 | 62,6 | |||
| 2007 | 54 | 65,0 | |||
| 2008 | 84 | 147,8 | 93 | 46,6 | |
| 2009 | 175 | 197,3 | 95 | 45,3 | |
| 2010 | 246 | 252,7 | 97 | 44 | |
| 2011 | 287 | 254,2 | 100 | 42,8 | |
| 2012 | 298 | 240,3 | 102 | 41,6 | |
| 2013 | 256 | 61,7 | 176,3 | 101 | 38,9 |
| 2014 | 256 | 51,4 | 176,3 | 100 | 36,8 |
| 2015 | 254 | 37,9 | 176,3 | 100 | 34,8 |
| 2016 | 253 | 138,1 | 113,0 | 99 | 33 |
| 2017 | 252 | 137,2 | 112,2 | 99 | 31,1 |
| 2018 | 251 | 126,5 | 103,5 | 98 | 29,4 |
| 2019 | 251 | 119,9 | 98,1 | 98 | 27,8 |
| 2020 | 249 | 111,2 | 91,0 | 97 | 26,2 |
| 2021 | 246 | 103,6 | 84,8 | 96 | 24,7 |
| 2022 | 244 | 97,0 | 79,3 | 96 | 23,3 |
| 2023 | 242 | 91,2 | 74,6 | 95 | 22 |
| 2024 | 240 | 86,1 | 70,4 | 94 | 20,7 |
| 2025 | 238 | 81,5 | 66,7 | 93 | 19,5 |
| 2026 | 236 | 77,2 | 63,2 | 92 | 20,4 |
| 2027 | 234 | 73,3 | 59,9 | 92 | 19,3 |
| 2028 | 232 | 69,6 | 57,0 | 91 | 18,3 |
| 2029 | 230 | 66,3 | 54,2 | 90 | 17,4 |
| 2030 | 227 | 62,9 | 51,5 | 90 | 16,5 |
| 2031 – до конца разработки | 1774 | 1007,6 | 824 | 353 | 51,2 |
| Итого: | 7361 | 3820 | 2532 | 2561 | 732 |
Реализация комплексной программы внедрения МУН и организация закачки АПАВ через КНС на опытно-промышленном участке позволит снизить темпы роста обводненности добываемой продукции, а также увеличение охвата пласта заводнением и увеличение коэффициента вытеснения. При этом эффект воздействия на пласт за счет плановой обработки всего нагнетательного фонда скважин проявится не только в период реализации программы, но и в последующий период разработки месторождения (динамика дополнительной добычи нефти приведена в табл.