Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока нефти на Новогоднем месторождении

1. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИН

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
Тема дипломного проекта:
Анализ эффективности применения методов увеличения
нефтеотдачи и интенсификации притока нефти на
Новогоднем месторождении
Разработал
ст.гр. Гатина М.И.
ЭДНбзу 13-2
Тюмень 2016

2.

Обзорная карта района работ

3.

Геологический разрез
пласта БВ30 и БВ31
пластов ЮВ11а, ЮВ11б

4.

Основные показатели разработки

5.

Характеристика фонда скважин

6.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

7.

Анализ эффективности применяемых методов

8.

Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин

9.

Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва
Месторо
пласта
Показатели
ждение
Количество скважино-операций
Дополнительная накопленная
добыча нефти, тыс. тонн
- на одну скважино-операцию,тыс.
тонн
38
595.6
15,65
Средний дебит до ГТМ, т/сут
- нефти
35,2
- жидкости
60
Средний дебит после ГТМ, т/сут
- нефти
66,4
- жидкости
197,6
Средний прирост дебита нефти, т/сут
Средний прирост дебита
жидкости,т/сут
31,2
138
Год
2004г.
2005г.
2006г.
2007г.
2008г.
2009г.
2011г.
Всего
Количество
закачанного
проппанта.
т.
1361.3
350.9
177.7
666.5
406.7
54.7
75.4
3093.2
Среднее
значение
проппанта на
скважину.т.
90.7
70.2
88.8
74.6
81.4
54.7
75.4
81.4
Кол-во
обрабо
ток
(ГРП)
15
5
2
9
5
1
1
38

10.

Анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта на
горизонтальных скважинах
Параметры работы
скважин после ГРП
Вид
ГТМ
Режим на 01.01.2014
Доп.доб
ыча
нефти
за счет
% воды
ГТМ.
тыс.т
№ скв.
Дата
ГРП
2054Г
11.02.06
ГРП
Ю11
16
45.0
16
212,4
8,03
95,4
184,730
1005Г
18.12.07
ГРП
Ю11
95
43.3
23
15,3
9,5
37,8
17,840
1021Г
10.01.08
ГРП
Ю11
200
12.2
92
18,0
4,7
73,6
8,788
1020Г
15.01.08
ГРП
Ю11
30
3.6
84
23,5
10,6
54,8
15,544
Пласт
дебит
дебит
жидкости нефти,
, т/сут
т/сут
дебит
дебит
% воды жидкости нефти,
, т/сут
т/сут

11.

Анализ эффективности применения выравнивания профиля
приемистости
Расшифровка
названия
Компоненты
(химреагенты. входящие в
состав)
выравнивание профиля
приемистости.перераспределение
фильтрационных потоков
гелеобразующий
состав
полимер, сшиватель,
ПАВ, кислота
увеличение приемистости.
очистка ПЗП
кислотная
композиция
смесь соляной,
монохлоруксусной.хлорка
рбонатовой кислот и
модифицирующих
добавок
СПС
выравнивание профиля
приемистости.перераспределение
фильтрационных потоков
сшитые
полимерные
системы
полимер, сшиватель, ПАВ,
кислота
ВДПС
выравнивание профиля
приемистости.перераспределение
фильтрационных потоков
волокнистодисперсные
полимерные
системы
полимер, древесная мука,
линопорошок
ВУС
выравнивание профиля
приемистости.перераспределение
фильтрационных потоков
вязко-упругая
система
полимер,
сшиватель, ПАВ
ЭС
Доотмыв нефти.
выравнивание профиля
приемистости
эмульсионная
система
Синол ЭМ, хлорист.
Кальций, ШФЛУ
(нефть.ДТ)
Комплексны
е на основе
ВУС. ЭС.
ВДС. ПАВ
увеличение
приемистости.проницаемости.
очистка ПЗП + выравнивание
профиля приемистости.
перераспределение
фильтрационных потоков
ПАВ-кислотное
воздействие +
сшитые
полимерные
системы
Технология
Цель воздействия на пласт
ГОС
СКС

12.

Методы повышения нефтеотдачии и интенсификации добычи нефти
на прогноз

13.

Методы повышения нефтеотдачии и интенсификации добычи нефти
на прогноз
Из 12 пробуренных ГС на объект ЮВ11 приходится 9 скважин, на БВ31 – 3 скважины. По
основному разрабатываемому объекту ЮВ11 эффективность эксплуатации ГС составила 55%, т.е.
отбор нефти по 5 ГС соответствует проектному значению: по двум скважинам (№3444Г и №2054Г)
средняя добыча нефти составила – 153 тыс.т, по трем новым скважинам (631, 632, 633) пробуренным в
2013-2014 г. на периферийную южную часть залежи ЮВ11 накопленная добыча нефти – 35 тыс.т./1скв.
Высокие показатели эксплуатации ГС связаны с расположением их в зонах неохваченных
вытеснением. Таким образом, технология горизонтального бурения рекомендована к применению на
участке ОПР в не разбуренной части объекта ЮВ11. На участках охваченных вытеснением
рекомендуется уплотнять сетку скважинами с наклонно-направленным окончанием, т.к. в зонах
охваченных вытеснением возрастает вероятность преждевременного обводнения скважин, а методы
борьбы с данным явлением наиболее эффективны в ННС.
Всего за период разработки выполнено 170 ГРП на 162 скважинах (с учетом ГРП, выполненных
при бурении на новых скважинах). На один метр эффективной мощности в среднем приходится 8,6
тонн закачанного проппанта. Дополнительная добыча составила 779 тыс.т нефти, средний прирост
дебита по нефти – 16,9 т/сут, кратность увеличения дебита нефти составляет в среднем – 1,9 раза, эти
значения говорит об эффективности данного геолого-технического решения. Таким образом, метод
ГРП рекомендован для увеличения нефтеотдачи в коллекторах с низкой проницаемостью, в частности
на ачимовских отложениях и на объектах ЮВ12, ЮВ22.
Начиная с 2007 г. началось применение технологий МУН, в т.ч. по выравниванию профиля
приемистости. Всего выполнено 23 мероприятия, удельная эффективность на одну скважину – 0,67
тыс.т. В дальнейшем необходимо продолжить положительную практику проведения комплексных
мероприятий по ВПП.

14.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ