Главная: Рефераты

Рефераты. Разработка Арланского месторождения

.2 Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей

1. В зависимости от числа пластов в объекте (разрезе) доля работающих пластов при одной и той же толщине пласта неодинакова. С увеличением числа пластов доля работающих при одной и той же толщине уменьшается.

2. Особенно заметно уменьшается вероятность освоения пластов небольшой толщины. Например, при толщине пласта 2 м наличие приемистости отмечается: при двух пластах -- в 65, при трех -- в 55, при четырех -- в 45, при пяти -- в 35 и шести пластах -- в 30% пластов, т. е. вероятность освоения пластов определяется не только их толщиной, но и их числом, т. е. расчлененностью разрезов. Чем больше пластов объединяется в одном объекте, тем ниже вероятность освоения всех, и в особенности малых по толщине пластов.

Был также выполнен анализ с целью выяснения возможного влияния расчлененности разрезов в нагнетательных скважинах на величину приемистости пластов.

Как следует из результатов анализа, приемистость одинаковых по толщине пластов в нагнетательных скважинах зависит от числа пластов в разрезе. При этом наибольшие потери характерны для пластов небольшой толщины. Их приемистость в многопластовых разрезах снижается в 4 раза.

В целом, без учета толщины пластов, а лишь с учетом их числа в разрезе объем закачки воды (относительно раздельно эксплуатируемого пласта) составляет: для двух пластов -- 0,71, для трех пластов -- 0,57 и для четырех пластов -- 0,42.

Недобор объемов закачки из-за отсутствия приемистости составил 22% (в целом по месторождению).

Таким образом, эффективность системы заводнения Арланского месторождения могла быть в 1,5 раза выше, если бы закачка велась раздельно по каждому пласту.

Необходимо отметить, что в первых технологических схемах и проектах предусматривалась раздельная закачка воды в пласты верхней и нижней пачек.

Это решение было реализовано путем освоения нагнетательных скважин в разрежающих рядах на каждую пачку раздельно через одну. Предварительно эти скважины отрабатывались на нефть до обводнения продукции на 50%. Как показала практика, это решение также себя не оправдало. В результате преждевременного перевода скважин при малой обводненности было потеряно много нефти между скважинами разрезающих рядов.

Промежуточные же пласты в рядах воду в большинстве скважин не принимают. Объемы закачки в основных пластах практически не регулируются.

Таким образом, опыт разработки многопластового объекта в ТТНК Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи.

В связи с высокой вязкостью нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным вопросом был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, так как опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высокоэффективным способом разработки и позволило достичь почти 45%-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы вcero 18% запасов.

3.3 Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов

Этот эксперимент -- один из первых крупных проектов МУН на Арланском месторождении, проведению которого придавалось исключительно большое значение из-за его технологичности. При этом априорно ожидался высокий прирост нефтеотдачи. Перед экспериментом ставились следующие задачи:

оценить влияние небольших добавок ОП-10 в закачиваемую
воду на приемистость и охват пластов нагнетательных скважин;

оценить адсорбцию ПАВ в реальных условиях;

-- получить промысловые данные о влиянии закачки раствора ПАВ на темпы разработки, обводнения и нефтеотдачу.

Эффективность закачки растворов ПАВ предполагалось выявить сравнением показателей разработки опытного и контрольного участков.

Закачка растворов ПАВ была начата в 1967 г. и продолжалась до начала 1984-го. Причиной прекращения эксперимента является в основном отсутствие положительных результатов. В течение почти 17 лет было закачано 16,8 млн. м3 0,05% раствора ОП-10 (или 13489 т чистого ОП-10) при средней концентрации ПАВ 0,066%.

В процессе эксперимента уточняли границы участков. Только в 1976 г. были выравнены плотность сетки и соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин.

В ряде нагнетательных скважин, где проводилась закачка раствора ПАВ, при изливе наблюдалось резкое снижение его концентрации. Уже при отборе воды всего в 0,5-2,0 тыс. м3 концентрация ПАВ падала до 40--50% от исходной. Эти факты, видимо, являются следствием высокой адсорбции ПАВ уже в призабойной зоне пласта. Оценка влияния ПАВ на текущую нефтеотдачу по характеристикам вытеснения не выявила технологического эффекта.

Оценка эффективности методом многофакторного корреляционного анализа показала, что возможна разница из-за различия геолого-физических свойств участков и условий их разработки. Установлено, в частности, что расчетная нефтеотдача опытного участка при заводнении меньше контрольного.

По расчетам А. В. Ленчевского, зависимости удельной добычи нефти от обводненности для опытного и контрольного участков не отличаются друг от друга, т. е. преимущества вытеснения нефти раствором ОП-10 не выявляется.

Таким образом, оценка эффективности закачки водных слабоконцентрированных растворов НПАВ (типа ОП-10) различными методами показала, что какого-либо реально значимого влияния этой технологии на нефтеотдачу и другие показатели разработки в процессе эксперимента не выявлено. По нашему мнению, подобные эксперименты, эффективность которых предполагается оценить по промысловым данным, возможны лишь при соблюдении ряда условий:

размеры участков должны быть небольшими;

число их должно быть достаточным для представительности результатов при оценке статистическими методами;

участки должны быть полностью изолированными (тектонически или литологически);

учет добываемой нефти и жидкости и объемов нагнетаемой воды или растворов должен быть раздельным;

объем исследовательских работ должен соответствовать потребностям и неукоснительно выполняться.

Как видно, ни одно из этих условий в данном эксперименте не соблюдалось. Понятно, что в этих условиях нельзя было и ожидать однозначного результата.

Вывод и предложения

Арланское месторождение отличается исключительно сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и физико-химическими свойствами флюидов, которые предопределили и сложности его разработки. Пласты основного объекта разработки, терригенной толщи нижнего карбона, нефтенасыщены на огромной площади.

Коллекторы продуктивной толщи чрезвычайно неоднородны: в разрезе выделяется до 9 пластов-песчаников, развитых на площади месторождения неповсеместно; их толщины, пористость, проницаемость, глинистость варьируют в широких пределах.

Нефть высоковязкая, с малой газонасыщенностью. Начальный гидродинамический режим большинства залежей замкнутый, упругий. Лишь в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора.

Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения.

Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей как самостоятельных объектов разработки не привела к заметным осложнениям.

В связи с высокой вязкостью нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, так как опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высоко эффективным способом разработки и позволило достичь почти 45 %-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 18 % запасов.

В то же время были допущены и просчеты. Так, не оправдало себя законтурное заводнение, а также разрезание рядами нагнетательных скважин залежей всех пластов. Явно недооценена роль избирательного заводнения, вследствие чего приходилось "встраивать" очаги в существующий жесткий "каркас" уже имеющегося линейного разрезания. Совершенно не было учтено наличие естественного активного водонапорного режима в VI пласте Арланской площади.

Излишнее увлечение линейным разрезанием и запоздалый переход к массовой очаговой закачке воды привели к тому, что вплоть до заключительной стадии разработки не сформировалась законченная самостоятельная система заводнения на промежуточные пласты.

Большой ошибкой, приведшей к существенным затруднениям в выработке запасов промежуточных пластов, было решение об объединении сильно разнородных по своим коллекторско-фильтрационным свойствам пластов в едином объекте разработки. Принятые в последние годы меры по разукрупнению объекта сильно запоздали.

Несовершенство методики прогнозирования темпов обводнения привело к существенным просчетам в определении объемов и темпов извлечения попутной воды и закачки ее в продуктивные пласты. Принятое в первых проектных документах отключение скважин при обводнении продукции на 50 % практикой разработки было отвергнуто, хотя уже при составлении Генсхемы было ясно, что разработка месторождения будет связана с извлечением попутной воды в объемах, превышающих отборы из девонских месторождений, содержащих маловязкие нефти. Величина суммарной добычи попутной воды оказалась заниженной более чем вдвое.

Соответственно оказались заниженными и объемы закачки воды. Из-за этой ошибки в процессе разработки возникли осложнения в переобустройстве систем энергетики, сбора, транспорта и подготовки нефти и воды и системы поддержания пластового давления.

Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижение утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов, и поэтому уже в процессе разработки была изменена за счет уплотнения против проекта в 1,8 раза.

Рекомендованное разное давление нагнетания на верхнюю и нижнюю пачки реализовано не было и вряд ли было бы осуществлено, так как в этом случае было бы необходимым строительство двух систем нагнетательных станций и коммуникаций.

Максимальный уровень добычи нефти составил около 16 млн т, т. е. на четверть ниже проектного.

Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем вдвое больше проектного.

Бурение уплотняющих скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов небольших по толщине промежуточных пластов.

Перечисленные недостатки объясняются в основном отсутствием в период проектирования опыта разработки месторождений, подобных Арланскому (сложное строение, высокая вязкость нефти).

В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие:

доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти;

на практике была доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях; достигнутая реально плотность 10-12 га/скв, видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше;

на многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин;

--возможно, более рациональной была бы консервация промежуточных пластов в начальной стадии разработки и только после полного ввода основных пластов разбуривание их самостоятельной сеткой скважин;

--форсирование отборов жидкости на месторождении позволило несколько повысить уровень добычи нефти, хотя убедительных свидетельств в пользу увеличения нефтеотдачи нет, поэтому этот метод следует использовать только после тщательного изучения его эффективности.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5
2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.