Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефти Охинского месторождения

Пласт, блок	Плот- ность нефти, кг/м³	Кинематическая Вязкость мкм²/сек		Содержание, весов %					Температура, С			Содержание светлых фракций, %
		20 С	50 С	вода	мех. Примеси	смолы	сера	пара- фин	вспы- шки	засты- вания	начала кипения	200 С	250 С	300 С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
3-I	0,9511	611,95	67,00	10,75	0,169	54	0,37	0,36	118	-20	228	-	4	21
3-II	0,9516	560,23	65,00	9,5	0,124	50	0,28	0,26	116	-20	232	-	4	21
3-III	0,9505	548,8	69,39	10,8	0,070	52	0,24	0,48	119	-20	229	-	3	22
3-VIII	0,9338	132,89	25,57	6,5	0,100	45	0,28	0,25	32	-20	178	4	14	32
3-XI	0,9319	126,72	25,51	11,1	0,087	43	0,22	-	78	-20	172	4	15	33
3-XII	0,9426	232,32	37,65	7,2	0,050	42	0,16	-	88	-20	172	4	13	29
4-VIII	0,9322	130,26	25,75	9,4	0,253	42	0,30	0,39	83	-20	180	2,4	12	30
4-X	0,9274	94,88	21,08	17,3	0,098	40	0,30	0,32	73	-20	178	3	13.5	33
4-XI	0,9290	93,56	20,73	6,9	0,107	40	0,25	0,30	80	-20	170	4	16	34
5-X	0,9192	75,77	18,92	2,4	0,039	39	0,24	0,67	65	-20	151	6	15	34
6-VIII	0,9155	55,67	14,62	4,8	0,112	37	0,27	0,24	54	-20	140	8	19	36
6-X	0,9191	69,57	16,58	8,2	0,193	40	0,23	0,70	67	-20	148	6	16	35
7-I	0,9460	330,42	46,09	7,3	0,152	46	0,32	0,35	110	-20	221	-	6	25
7-II	0,9431	254,47	37,68	3,6	0,098	42	0,24	0,21	101	-20	214	-	7	26
7-III	0,9402	227,50	32,02	9,7	0,058	44	0,33	-	106	-20	219	-	7	27
7-V	0,9388	218,79	32,85	6,7	0,396	41	0,23	0,47	103	-20	210	-	7	26
7-VIII	0,9259	98,53	19,69	14,3	0,162	39	0,26	-	85	-20	169	5	13	31
7-X	0,9216	81,98	18,73	7,7	0,114	39	0,29	0,80	68	-20	153	6	16	33
7-XI	0,9214	86,90	18,84	16,9	0,104	32	0,23	0,98	88	-20	188	1,5	11	30
8-I	0,9258	105,53	22,47	4,2	0,179	33	0,39	0,56	93	-20	191	1	9	27
8-II	0,9321	138,35	25,33	11,3	0,357	40	0,22	0,61	96	-20	198	0,5	8	26
8-III	0,9321	137,11	29,68	6,1	0,267	37	0,19	0,41	102	-20	201	0,5	8	26
8-IV	0,9403	205,62	35,59	11,6	0,212	43	0,23	-	107	-20	207	-	8	28
8-V	0,9387	180,41	31,03	4,1	0,081	41	0,31	-	109	-20	226	-	6,5	25
8-VIII	0,9120	45,55	13,60	6,0	0,028	43	0,14	-	44	-20	119	9	19	38

 

Продолжение таблицы 1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
8-X	0,9207	69,87	16,94	6,9	0,122	40	0,34	1,04	64	-20	160	7	17	34
9-X	0,9159	62,06	16,59	2,14	0,019	39	0,22	-	46	-20	122	10	18	35
9-XI	0,9279	12,46	25,24	13,15	0,224	42	0,18	-	75	-20	168	3	11	28
10-XI	0,9334	152,01	-	8,8	0,24	54	-	-	76	-20	173	4	12	30
11-I	0,8875	10,03	4,18	cл.	0,001	18	0,19	0.73	24	-20	118	21	35	52
11-V	0,8866	14,88	5,03	8,26	0,404	23	0,25	0.95	24	-20	110	21	35	50
12-I	0.8889	15.66	5.40	3.46	0.254	24	0.24	0.85	36	-20	113	20.5	33.5	49
12-II	0.8762	8.90	4.25	0.025	0.014	24	0.12	-	-	-20	90	28	40.5	54
12-IV	0.8742	7.90	3.65	0.45	0.05	13	-	-	-	-20	89	27	40	55
12-X	0.8957	31.02	9.67	5.26	0.125	30	0.19	1.24	49	-20	134	15	27	44
12-XI	0.9036	26.75	9.41	2.59	0.331	28	0.27	-	52	-20	134	12	24	42
13-X	0.9039	39.82	11.51	1.05	0.063	38	0.29	2.20	49	-20	129	14	25	40
13-XI	0.8997	24.25	7.90	0.05	0.026	30	0.24	-	41	-20	114	14	25	42
13-XIIa	0.8791	24.27	-	2.00	0.042	30	-	1.43	38	-20	125	14	20	40
13bis-X	0.9090	57.12	12.56	5.56	0.091	39	0.27	1.32	51	-20	134	12	22	39
13bis-XI	0.9061	37.22	11.77	0.15	0.29	32	0.16	-	45	-20	128	10	22	39
13bis-XII	0.9042	36.45	10.60	3.20	0.131	29	0.22	0.63	58	-20	142	8	19	38
14-X	0.9242	101.30	22.26	2.47	0.093	44	0.23	0.79	62	-20	157	6	16	32
14-XI	0.9165	75.02	17.15	1.53	0.042	37	0.20	-	65	-20	144	8	21	41
14-XII	0.9113	49.42	13.13	3.07	0.094	36	0.18	1.04	57	-20	153	6	18	36

 

В целом, нефти месторождения тяжелые (среднее значение плотности 916,1 кг/м3), вязкие, малосернистые (содержание серы до 0,5 %), малопарафинистые (содержание парафина в среднем 0,81 %), высокосмолистые (содержание смолисто-асфальтеновых компонентов 15 % и выше). Температура начала кипения в среднем 158°С, содержание бензиновых фракций – 8% (в некоторых нефтях они отсутствуют), выход фракций до 300°С в среднем составляет 36 %. Во всех пробах присутствуют вода и механические примеси.

Из нефтей месторождения могут быть получены дизельные топлива, флотский мазут, битум, а также керосиновый компонент к дизельному арктическому топливу.

 

2 Технологическая часть

 

 

2.1 Состояние разработки 3 нефтяного горизонта I – блока месторождения Центральная Оха

 

 

2.1.1 Текущее состояние разработки 3 нефтяного горизонта I – блока месторождения Ц. Оха

 

 

Залежи 3 пласта в I-Iа блоках содержат начальные балансовые запасы 5045 тыс.т нефти. Разработка залежи начата в 1936 году на режиме растворенного газа с дальнейшим переходом на гравитационный. С 1986 года начаты работы по внедрению теплового воздействия. Разбуривание объекта в 1992 г. в основном было закончено. В последующие годы бурение велось в переклинальных частях и бурились дублеры технически неисправных скважин.

В течение 5 лет было введено 183 добывающих и 71 нагнетательная скважина.

Среднесуточный дебит нефти вырос с 0,26 до 3,1 т/сут. Некоторые скважины переводились на фонтанный способ эксплуатации. Интенсивный ввод объекта в разработку позволил достичь максимального темпа отбора от начальных извлекаемых запасов как по объекту (8%), так и в целом по месторождению (1.8%). Максимальный отбор нефти составил 185 тыс. т (1993, 1995 гг.). С начала разработки по состоянию на 1.06.07г добыча нефти составляет 2002,6 тыс. т, КНИ - 0,397; с начала процесса закачано 4636,9 тыс.т пара и 20190,2 тыс.т воды, за счет чего дополнительно добыто 1661,6тыс.т нефти.

По состоянию на 1.06.07г [3] в работе находятся 121 добывающих при проекте 159 и 51 нагнетательных скважин при проекте 45. За 2006 год фактический объем добычи нефти составил 17,8 при проекте 22,4 тыс.т, закачка воды 1512,2 при проекте 1122,7тыс. м3, средне-суточный дебит нефти составляет 0,38 при проекте 1,6 т/сут, жидкости 34,4 при проекте 21,0 т/сут; за 5 месяцев 2007годасоответственно: добыча нефти - 6,5 тыс.т, закачка воды 620,5 тыс. м3, средне-суточный дебит нефти составляет 0.36 т/сут, жидкости 32,0 т/сут.

Текущие отборы по данному пласту можно видеть на рисунке (Приложение А).

По полученным данным было выявлено ряд отклонений от проектной схемы:

1. По залежи I-Ia блока недобор по нефти по сравнению с проектом вызван снижением добывающего фонда на 38 скважин,
2. Наблюдается превышение запланированных объемов закачки воды на 389,5 тыс. т., в результате апреле-мае процент обводившихся скважин растет, (Приложение Б) наглядно это можно наблюдать на рисунке 5 и 6, , т. е. по залежам необходима оптимизация объемов закачки воды и отборов; это наглядно

Рисунок 5 – Средняя обводненность скважин за январь, февраль и март 2007 года.

Условные обозначения:

40-число скважин;

99% - процент обводненности добытой продукции.

Рисунок 6 – Средняя обводненность скважин за апрель и май 2007 года

Условные обозначения:

40-число скважин;

99% - процент обводненности добытой продукции.

 

 

2.1.2 Анализ текущего состояния разработки 3 пласта I блока

 

 

Залежь была введена в разработку в 1936 году на естественном режиме. В 1982-1985 годах по залежи проводилась опытная закачка пора, которая показала высокую эффективность данного метода. С 1987 года начато разбуривание и промышленное внедрение тепловых методов. В 1993 году составлена технологическая схема разработки [3], согласно которой объект разрабатывается с применением тепловых методов воздействия на пласт. Состояние разработки представлено в таблице (Приложение В). Наглядно эти данные можно представить графически и сделать соответствующие выводы по разработке данного пласта, но нужно учитывать, что в технологической схеме проектные данные по всем блокам суммированы.

 

Рисунок 7 – Добыча жидкости и нефти.

 

Рисунок 8 – Действующий фонд скважин

 

По состоянию на 01.01.2005 года в добывающем фонде числится 195 эксплуатационных скважин, в том числе 191 действующая и 4 в бездействии, 17 скважин находятся в консервации, 35 – в наблюдении,2 – в ожидании ликвидации. В нагнетательном фонде числится 66 действующих скважин, в бездействии 1, в консервации – 12, в наблюдении 6.

Все изменения в добыче жидкости по 3-му пласту видны на рисунке 3 в зависимости от изменения технологической схемы разработки, но, если взять полученные данные по конкретно 3 пласту I блоку, то мы можем сделать соответствующие выводы о состоянии этого блока на данный период. Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице (Приложение Г) и на рисунке 8,9.

На рисунке 8 видно, что за период 1993-2004 происходит спад добычи нефти, увеличивается процент обводненности продукции, что характерно для конечной стадии разработки нефтяного месторождения. Также можно отметить, что в период до 1994 года, когда еще идет интенсивная закачка пара 400-450 тыс.т, а закачка воды колеблется в пределах 66,4 – 143,3 тыс.м3, то отбор нефти еще стабильно держится на отметки 170 тыс.т и процент обводненности не превышает 75%. Далее видно, что закачка пара идет на убыль, в то время как закачка воды резко увеличивается до 2000 тыс.м3, этот период характеризуется резким спадом добычи нефти от 170,5 до 29,7 тыс.т, но в тот же период происходит увеличение процента обводненности от 80 до 98%. На рисунке 9 видно, что добывающий фонд сократился со 198 до 191 скважин.

Рисунок 8 – Динамика технических показателей разработки

 

Рисунок 9 – Фонд действующих скважин.

Всего за 2004 год добыли 29,7 тыс.т нефти, что составляет 0,59% от начальных и 0,95% от текущих балансовых запасов; за этот период было добыто 1431,4 тыс. тонн жидкости, при этом закачено в пласт 1919,4 тыс.м3 воды и 66,3 тыс. тонн пара. В среднем дебит одной добывающей скважины составил по нефти 0,46 т/сут, а по жидкости 22,22 т/сут. В то же время приемистость нагнетательной скважины по пару составила 47,1 т/сут, а по воде – 88,2 м3/сут. По состоянию на 01.01.05 текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,388.

С 2005 года в залежь прекращена закачка пара. Температура пласта в центральной и сводовой части пласта была доведена до 50°С. Температура добываемой продукции колеблется в пределах 10-20°С.

Из всего вышеперечисленного можно сделать выводы, что:

1. Залежь находится в заключительной стадии разработки.
2. Тепловые методы воздействия на залежь способствовали увеличению объемов добываемой продукции и снижению процента обводненности.
3. За весь период разработки было добыто 1955,1 тыс. тонн нефти, хотя считалось, что извлекаемые запасы нефти составляют только 1882,2 тыс. тонн нефти, потому что начальный коэффициент нефтеотдачи был определен без учета каких-либо дополнительных мероприятий.
4. Целесообразно применять на данном участке комплексные мероприятия по увеличению коэффициента нефтеотдачи, т.е. нестационарное (циклическое) заводнение комплексировать с фиксированным отбором жидкости, с целью борьбы с резким увеличением обводненности продукции.
5. Можно так же использовать в отдельности циклическое заводнение, т.к. есть целики нефти, которые не были захвачены в процессе разработки.