Специальная часть. 
Анализ разработки Правдинского месторождения

Технологические показатели вариантов разработки

правдинский месторождение скважина тектоника В целом по Правдинскому месторождению рассмотрено два основных варианта разработки.

Первый вариант предусматривает продолжение эксплуатации пластов БС6, при сложившейся системе разработки (базовый вариант).

Второй вариант (рекомендуемый) предусматривает осуществление комплекса технологий по интенсификации добычи нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

Второй вариант в целом по месторождению представляет рекомендуемых вариантов по объектам:

• * по пласту АС9 — 2 вариант;
• * по пласту АС 10 — 2 вариант;
• * по пласту АС 11−3 вариант;
• * по пласту БС5 — 3 вариант;
• * по пласту БС6 — 6 вариант;
• * по разрабатываемой части пласта БС8 — 5 вариант;
• * по южной части пласта БС8 — 3 вариант;
• * по разрабатываемой части пласта БС9 — 4 вариант;
• * по северной части пластов БС8+БС9 — 3 вариант;

По различным эксплуатационным объектам рассмотрено от 2 до 6 вариантов разработки.

По рекомендуемому варианту разработки намечается пробурить 90 скважин, в том числе: 60 добывающих, 23 нагнетательных и 7 оценочных.

Бурение основного фонда скважин планируется на 2003;2006 г. г.

Кроме того, предусмотрено 33 резервных и 171 скважина-дублер. По 2-му варианту максимальный уровень добычи нефти равен 1433 тыс. т и достигается в 2007 г.; что составляет 0,9% от начальных извлекаемых запасов и 5,4% от остаточных извлекаемых запасов. Максимальный уровень отбора жидкости 3927 тыс. т достигается также в 2007 г За весь расчетный период разработки накопленная добыча нефти достигнет величины 155,7 млн. т. Коэффициент нефтеизвлечения составит 0,371, степень выработки извлекаемых запасов нефти 98,0%. Водонефтяной фактор-2,1 т/т.

Для технико-экономического обоснования выбора оптимального варианта продолжения разработки залежи нефти пласта БС6 рассмотрено шесть вариантов, отличающихся от базового, который предусматривает продолжение разработки при сложившихся условиях существующим фондом скважин, объемом внедряемых геолого-технических мероприятий, обеспечивающих интенсификацию процесса разработки и повышение коэффициента нефтеизвлечения.

Первым вариантом прогнозируется последовательное снижение уровня добычи нефти и жидкости. Наибольшая добыча нефти — 218,4 тыс. т будет в 2000 г. и за 30 лет снизится до 63,54 тыс. т, т. е. в 3,44 раза,.

3 конце проектного периода разработки пластов БС6+БС6¹ (2099 г.) накопленная добыча нефти составит 113,6 млн. т, жидкости — 254,6 млн. т, обводненность продукции скважин — 93,9%, отбор извлекаемых запасов нефти-90,7%, коэффициент нефтеизвлечения 0,390 при утвержденном 0,430,.

Второй вариант предусматривает ввод в эксплуатацию 47.

— законсервированных добывающих скважин, усиление и воссоздание системы заводнения путем возобновления закачки воды в 34 нагнетательные скважины и перевод под нагнетание воды 16 добывающих и пьезометрических скважин, внедрение метода ИНФП, возврат с нижележащих пластов 9 добывающих скважин и обработку всех добывающих скважин по технологии Полисил и проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинад с использованием материала АКОР-Б100.

Внедрение перечисленных мероприятий обеспечивает увеличение добычи нефти до 316,1 тыс. т в 2002 г. При этом добыча жидкости будет равна 1352 тыс. т, обводненность — 76,6%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти — 0,3%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,373, отбор извлекаемых запасов 86,8%.

К концу проектного периода разработки (2099 г.) накопленная добыча нефти составит 116,0 млн. т, жидкости — 280,5 млн. т, обводненность добываемой продукции- 93,7%, водонефтяной фактор — 1,42 т/т, отбор нефти от извлекаемых запасов-92,7%, текущий коэффициент нефтепзвлечения-0,398.

Третьим вариантом предусматривается дополнительно внедрение физико-химических методов воздействия на продуктивный пласт (потокоотклоняющие технологии) и обработка скважин «Нефрасом», а также проведение кислотных обработок призабойной зоны пласта.

Наибольший уровень добычи нефти — 334,4 тыс. т предполагается достигнуть в 2002 г. Отбор жидкости составит 1371 тыс. т/год, обводненность 75,6%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов -0,3%, отбор нефти от извлекаемых запасов — 86,8%.

За время разработки (до 2099 г.) будет добыто 116,3 млн. т нефти, 280,7 млн. т жидкости, обводненность нефти — 93,7%, водонефтяной фактор — 1,41 т/т, отбор нефти от извлекаемых запасов — 92,9%, текущий коэффициент нефтеизвлечения — 0,399, т. е. утвержденный коэффициент нефтеизвлечения за проектный срок не достигается.

Четвертым вариантом дополнительно предусматривается применение для очистки призабойной зоны скважин и увеличения продуктивности метода многократных депрессий и акустического воздействия.

Наибольшая добыча нефти — 340,2 тыс. т ожидается в 2002 г., при этом отбор жидкости 1376 тыс. т/год, обводненность продукции скважин -75,3%, темп отбора запасов — 0,3%, отбор извлекаемых запасов нефти -86,8%, текущий коэффициент нефтеизвлечения — 0,373.

Основной прирост добычи нефти в 2000;2011 г. г. составит за счет применения МД и АВ 58 тыс. т, поэтому технологические показатели четвертого варианта незначительно отличаются от показателей 3-го варианта.

По накопленной добыче нефти на 1.01.2100г. коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,400, водонефтяной фактор — 1,41 т/т, обводненность добываемой продукции — 93,7%.

В пятом варианте намечено дополнительное бурение 8 новых добывающих скважин, создание по 12 добывающим скважинам, находящимся в зоне концентрации остаточных запасов нефти, боковых горизонтальных стволов.

Максимальный уровень добычи нефти — 343,0'тыс. т будет достигнут в 2007 году, темп отбора извлекаемых запасов — 0,3%, отбор жидкости — 1552 тыс. т, выработка извлекаемых запасов нефти — 88,1%', текущий коэффициент нефтеизвлечения — 0,379.

До конца проектного срока разработки (2099 г.) будет добыто 117,1 млн. т нефти, 289,1 млн. т жидкости, обводненность составит 94,0%, водонефтяной фактор — 1,47 т/т, коэффициент нефтеизвлечения — 0,402.

В шестом варианте дополнительно к комплексу геолого-технических мероприятий, предусмотренных в предыдущих вариантах, намечается Постепенный возврат всех скважин пластов БС8 и БС9 на объект БС6+БС6¹ на участках, где контуры нефтеносности указанных пластов совпадают. Это, в основном, восточная часть объекта БС6+БС6¹, Возврат скважин намечается после 2010 года, когда по пластам БС8 и БС9 будет наблюдаться значительное количество скважин, выполнивших свое назначение по нижним пластам.

Значительное количество переведенных на объект БС6+БС6¹ скважин вскроют уже полностью обводненный пласт в пластах БС6 и БС6¹, поэтому при расчете технологических показателей шестого варианта принималось, что только 70% возвращенных скважин окажется целесообразным эксплуатировать некоторое время.

Наибольшая добыча нефти — 343,0 тыс. т ожидается в 2007 году, при этом отбор жидкости 1552 тыс. т/год, обводненность продукции скважин 77,9%, темп отбора запасов — 0,3, отбор извлекаемых запасов нефти — 88,1%,-текущий коэфициент нефтеизвлечения — 0,379. В связи с тем, что отличия в технологических показателях, по шестому варианту по сравнению с пятым наблюдаются только после 2010 года, перечисленные выше показатели периода максимальной добычи совпадают с соответствующими показателями предыдущего варианта. Однако этот вариант обладает более устойчивой добычей нефти после 2010 года и более высоким значением достигаемого коэффициента извлечения нефти.