Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере (стр. 3 из 12)
содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
CL  | 55,16–4141,8 | 893,21 |
SO  | 0,0–81,51 | 37,53 |
HCO  | 0,4–13,4 | 5,39 |
Ca  | 9,9–677,3 | 83,21 |
| Mg | 1,55–168,02 | 38,48 |
K Na  | 93,82–3144,15 | 731,72 |
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 164,58–3982,5 | 694,42 |
| SO | 0,03–90,89 | 50,41 |
| HCO | 0,0–14,26 | 5,76 |
| Ca | 13,06–600 | 66,44 |
| Mg | 11,29–162,13 | 34,84 |
| K Na | 218,26–3092,74 | 601,32 |
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
| Наименование | Серпуховский ярус | Башкирский ярус | |
| Среднее значение | |||
| Давление насыщения газом, МПа | 1,3 | 1,4 | |
| Газосодержание, м3/т | 4,72 | 5,9 | |
| Плотность, кг/м3 | в пластовых условиях | 883,8 | 877 |
| сепарированной нефти | 906,8 | 898,7 | |
| в поверхностных условиях | 917,3 | 908,6 | |
| Вязкость, мПа×с | 52,87 | 43,62 | |
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц | 1,032 | 1,034 | |
| Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т | 0,008 | 0,006 | |
| Пластовая температура, °С | 23 | ||
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
2. Анализ текущего состояния разработки
2.1 Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301–303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1ВВ) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетном году по скважинам верей – башкир – серпуховских отложений отобрано 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302–303.
Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с.
Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристика фонда скважин
| Расшифровка фонда | 1.01.2009 | 1.01.2010 |
| 1. Действующий фонд в том числе:а) фонтанб) ЭЦНв) СКН | 5080 24 484 | 518028490 |
| 2. Бездействующий фонд | 51 | 38 |
| 3. В ожидании освоения | 0 | 0 |
| Расшифровка фонда | 1.01.2009 | 1.01.2010 |
| 4. Эксплуатационный фонд | 559 | 556 |
| 5. Нагнетательный фонд в том числе:а) нагнет. действующб) нагн. бездействв) ожид. освоения | 282701 | 292801 |
| 6. Контрольные в том числе:а) наблюдательныеб) пьезометрические | 37532 | 49544 |
| 7. В консервации | 22 | 20 |
| 8. Ожидающие ликвидации | 0 | 1 |
| 9. Ликвидированные | 25 | 25 |
| 10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1) | 151 | 154 |
| 11. Всего скважин на данном объекте | 670 | 679 |
В отчетном году по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины – 5,6 т/с по нефти, 7,9 т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.
2.2 Анализ выработки пластов
По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции
за период разработки составила 73%.
В 2009 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. т воды.
Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа.
В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г. равен 29.
2.3 Динамика основных показателей разработки
Динамика основных показателей разработки залежей 302–303 приведены в табл. 8.
Таблица 8. Состояние разработки залежей 302, 303
| Год | Показатели | ||||||||
| Qн, тыс. т | Qж, тыс. т | В, % | Рпл, атм | Рзаб, атм | Темп отбора от НИЗ, % | Темп отбора от ТИЗ, % | Отобрано от НИЗ, % | Отобрано от НБЗ, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 2000 | 76,3 | 254,6 | 70 | 70,3 | 57,1 | 0,26 | 0,28 | 7,2 | 1,6 |
| 2001 | 99,1 | 306,6 | 67,7 | 70,8 | 56,7 | 0,34 | 0,36 | 7,6 | 1,65 |
| 2002 | 139,3 | 479,5 | 70,9 | 71,3 | 56,9 | 0,47 | 0,52 | 8 | 1,75 |
| 2003 | 182,0 | 603,7 | 69,8 | 70,1 | 56,3 | 0,62 | 0,51 | 8,55 | 1,86 |
| 2004 | 233,8 | 773,5 | 69,7 | 72,4 | 58,8 | 0,79 | 0,87 | 9,5 | 2,1 |
| 2005 | 303,6 | 1125,3 | 73 | 70,6 | 58,7 | 1,03 | 1,13 | 10,5 | 2,3 |
| 2006 | 342,9 | 1881,6 | 81,8 | 71,8 | 57,3 | 1,16 | 1,27 | 11,6 | 2,5 |
| 2007 | 371,1 | 2416,8 | 84,6 | 71,8 | 57,3 | 1,26 | 1,42 | 12,9 | 2,8 |
| 2008 | 411,8 | 2783,3 | 85,2 | 71,6 | 56,6 | 1,40 | 1,6 | 14,3 | 3,1 |
| 2009 | 352,0 | 2674,0 | 86,8 | 71,4 | 56,8 | 1,19 | 1,34 | 15,5 | 3,4 |
Динамика добычи нефти и жидкости показана на рис. 1.
Рис. 1 Динамика добычи нефти и жидкости
Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.
Рис. 2 Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ
Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и% от НБЗ показаны на рис. 3
Рис. 3 Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и% от НБЗ
3. Обзор применяемых горизонтальных технологий на объекте разработки
Основные нефтяные месторождения РТ вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти: доля трудноизвлекаемых запасов достигла 80% против начальных 37%, высокая обводненность продукции – 83%.
При применении традиционных технологий около 75% остаточных запасов разрабатываемых месторождений и 80% еще не введенных в эксплуатацию залежей не могут рентабельно разрабатываться.
Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является широкое использование горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин наряду с перевооружением и реорганизацией служб бурения, капитального ремонта, повышения нефтеотдачи, стимуляции работы скважин и, что особенно важно, обязательным налоговым стимулированием разработки трудноизвлекаемых запасов. Бурение и эксплуатация горизонтальных, многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин, проводка горизонтальных стволов из старых, получившие на Западе общее название «горизонтальные технологии», являются одним из ярких и перспективных достижений в нефтегазовой индустрии за последние два десятилетия.