- •2.5. Анализ эффективности применения грп на других месторождениях…... 36
- •2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации грп…………. 45
- •Введение
- •I. Геологический раздел
- •1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении
- •1.2. Геолого – физическая характеристика визейской залежи
- •1.3. Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов визейской залежи
- •1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи
- •Утвержденный и текущий коэффициент извлечения нефти
- •1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза визейской залежи
- •1.5. Запасы нефти и газа визейской залежи
- •II. Технологический раздел
- •2.1. Текущее состояние разработки визейской залежи
- •2.2. Анализ текущего состояния разработки визейской залежи
- •2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейской залежи
- •2.2.2. Технико – эксплуатационная характеристика фонда скважин
- •2.2.3. Анализ примененных на визейской залежи технических решений для интенсификации добычи нефти
- •2.2.4. Анализ выработки запасов нефти визейской залежи
- •2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки визейской залежи
- •2.3. Выбор и обоснование применения грп
- •2.4. Литературный обзор технических публикаций по методу грп
- •2.5. Анализ эффективности применения грп на других месторождениях
- •2.6. Проектирование грп на визейском объекте Мишкинского месторождения
- •На примере скважины 1305 составим план проведения гидроразрыва пласта, выберем проппант, рабочую жидкость и определим показатели процесса
- •2.7. Определение технологической эффективности при реализации грп
- •2.7.1. Исходные данные для определения эффекта грп
- •2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности
- •2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации грп
- •2.7.4. Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения грп с утвержденным вариантом
- •Список использованных источников
2.2. Анализ текущего состояния разработки визейской залежи
Текущее состояние визейского объекта оценивается как удовлетворительное. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного фонда. В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,258, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных, среднегодовая обводненность на уровне расчетных показателей.
Проектный фонд скважин в северо-западной части залежи не разбурен по геологическим причинам. На объекте не реализована программа по бурению скважин в зоне укрупненного элемента с нагнетательными скважинами 1623, 1626 для опытно-промышленной закачки горячей воды. Учитывая достаточно хорошее вытеснение нефти закачиваемой холодной водой, реализацию программы по закачке горячей воды на данной стадии разработки [3] посчитали нецелесообразным. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным.
В целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне ниже проектного. По площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. Проектный баланс отбора жидкости и закачки воды достигается за
счет перекачки воды в отдельные нагнетательные скважины. Обширные зоны с пониженным пластовым давлением (менее 13 МПа) имеют место в северо-западной части месторождения, за контуром нефтеносности активного пласта С-VI в элементах скважин 1642, 1643, 1600. В цетральной и восточной частях месторождения зоны пониженных пластовых давлений наблюдаются в элементах скважин 1604, 1608А, 1619, 1624, 1629.
По выполненной оценке [3] возможная нефтеотдача (0,349) при проектной (0,429). На более поздней стадии разработки подобные оценки извлекаемых запасов будут давать более точные результаты.
2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейской залежи
Основным проектным документом на разработку месторождения является технологическая схема [2] разработки Мишкинского нефтяного месторождения, выполненная в 1986 году институтом «ТатНИПИнефть». В рамках авторских надзоров за Мишкинским месторождением (Отчеты. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2001, 2004гг.) [1, 3] были уточнены технологические показатели. Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 12.
Как видно из данной таблицы, достигнутые показатели разработки выше расчетных. Накопленная добыча нефти на 1.01.2009 г. составила 5786,7 тыс.т , что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в [3] документе. За 2007 год добыто нефти 149,3 тыс.т, что выше расчетного уровня [3] на 1,5 %. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного [2] фонда. Годовая добыча жидкости также выше проектного [2] уровня. За 2007 год отобрано 1532,9 тыс.т жидкости 113 % от проектного уровня. Превышение уровней добычи нефти и жидкости объясняется более высокими суточными дебитами добывающих скважин, чем было предусмотрено [2] проектным документом. Так, дебит скважин по
Таблица 12
Проектные и фактические показатели разработки (визейский объект)
№ |
Показатели разработки |
Ед.изм. |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
1 |
Добыча нефти, всего |
тыс.т |
118/98,4 |
115/94,1 |
149/151 |
145/154 |
145/147 |
122,8 |
129,4 |
155,6 |
161,3 |
149,3 |
|||
2 |
в том числе: из переходящих скважин |
тыс.т |
98,4 |
115,1 |
151,2 |
154,6 |
147,1 |
122,8 |
129,4 |
155,6 |
161,3 |
149,3 |
|||
3 |
Накопленная добыча нефти |
тыс.т |
5152,4 |
5246,5 |
5475,9 |
5630,6 |
5777,7 |
5195,3 |
5324,6 |
5480,2 |
5641.5 |
5786,7 |
|||
4 |
Коэффициент нефтеизвлечения |
% |
23,0 |
23,4 |
24,4 |
25,08 |
25,74 |
23,1 |
23,7 |
24,4 |
25,1 |
25,78 |
|||
5 |
Темп отбора от нач.утвержд.извл. зап. |
% |
1,0 |
1,0 |
1,59 |
1,62 |
1,54 |
1,3 |
1,4 |
1,6 |
1,69 |
1,56 |
|||
6 |
Темп отбора от тек.утвержд.извл. зап. |
% |
2,2 |
2,2 |
3,60 |
3,82 |
3,78 |
2,8 |
3,1 |
3,8 |
4,1 |
3,99 |
|||
7 |
Обводненность среднегодовая (по весу) |
% |
87,7 |
88,3 |
88,7 |
88,9 |
89,2 |
85,9 |
88,2 |
88,8 |
88,9 |
90,3 |
|||
8 |
Добыча жидкости, всего |
тыс.т |
806,2 |
801,0 |
1176,4 |
1250,9 |
1358,1 |
873,8 |
1093,4 |
1297,4 |
1443,0 |
1532,9 |
|||
9 |
Накопленная добыча жидкости |
тыс.т |
14681 |
15482 |
17103,9 |
18354,9 |
19713,0 |
14834 |
15927 |
16897 |
17903,3 |
19324,0 |
|||
10 |
Закачка рабочего агента |
тыс.м3 |
813,5 |
813,5 |
1091,7 |
1275,5 |
1379,9 |
824 |
832 |
845 |
831,08 |
1013,9 |
|||
11 |
Накопленная закачка |
тыс.м3 |
16079 |
16893 |
18062,1 |
19337,6 |
20717,5 |
16138 |
16970 |
17982,9 |
18582,0 |
19595,6 |
|||
12 |
Компенсация отборов жидкости в пл. усл. |
% |
109 |
110 |
100 |
110 |
110 |
102 |
82 |
78 |
62,1 |
71,3 |
|||
13 |
Накопленная компенсация |
% |
112 |
112 |
108 |
108 |
108 |
112 |
109 |
106 |
103 |
101 |
|||
14 |
Среднее давление на устье нагнетательных скважин |
МПа |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
12,2 |
12,7 |
12,7 |
12,7 |
12,7 |
|||
15 |
Пластовое давление |
МПа |
15,5 |
15,5 |
15,5 |
15,7 |
15,5 |
13,9 |
13,8 |
13,8 |
13,8 |
13,8 |
|||
16 |
Газовый фактор |
м3/т |
16,4 |
16,4 |
16,4 |
16,4 |
16,4 |
17,4 |
18,4 |
19,4 |
20,4 |
21,4 |
|||
17 |
Коэффициент использования фонда добывающих скважин |
д.е. |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
|||
18 |
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин |
д.е. |
0,9 0,9 |
0,9 0,9 |
0,9 0.9 |
0,9 1,0 |
0,9 0,9 |
19 |
Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин |
д.е. |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
0.9 |
0,8 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
0,9 |
|||
20 |
Плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин |
104м2/скв |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
21,7 |
|||
21 |
Удельные остаточные балансовые запасы на 1 скв. добыващего фонда |
тыс.т/скв. |
118,3 |
118,5 |
112,2 |
113,8 |
115,4 |
113,6 |
112,9 |
112,1 |
111,3 |
111,2 |
|||
22 |
Фонд добывающих скважин на конец года |
шт. |
200/149 |
200/148 |
200/155 |
200/152 |
200/149 |
155 |
155 |
155 |
155 |
154 |
|||
23 |
Механизированных |
шт. |
200/149 |
200/148 |
200/155 |
200/152 |
200/149 |
155 |
155 |
155 |
155 |
154 |
|||
24 |
Действ.фонд нагн.скважин на конец года |
шт. |
47/34 |
47/34 |
47/37 |
47/41 |
47/41 |
26 |
28 |
30 |
35 |
39 |
|||
25 |
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти |
т/сут |
1,9/1,9 |
1,8/1,7 |
1,7/4,19 |
1,7/4,37 |
1,7/4,08 |
2,4 |
2,3 |
3,6 |
3,9 |
3,5 |
|||
26 |
по жидкости |
т/сут |
14,2/17,3 |
14,2/17,3 |
13,9/32,6 |
13,9/35,3 |
13,9/37,6 |
19,4 |
28,6 |
32,1 |
34,9 |
35,6 |
|||
27 |
Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины |
м3/сут |
70/69 |
70/69 |
70/118,5 |
70/128,6 |
70/129,9 |
77,5 |
79,4 |
85,3 |
78,0 |
106 |
|||
28 |
Среднее давление на забоях добывающих скважин |
МПа |
6,4-10 |
6,4-10 |
6,4-10 |
6,4-10 |
6,4-10 |
8,2 |
8,6 |
6,9 |
7,0 |
8,1 |
40
нефти составил 3,5 т/сут (проектное значение 1,7 т/сут), по жидкости 35,6 т/сут – (проект 13,9 т/сут). Коэффициент эксплуатации соответствует запроектированному - 0,9. Среднегодовая обводненность в 2007г. немного выше уточненной [3] составляет 90,3 % (авторский надзор 89,2 %).