Дипломная работа: Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
а) в поровых каналах после прорыва по ним воды (остается пленочная нефть)
б) в тонких, менее проницаемых прослойках заводненного пласта.
На Туймазинском месторождении выявлены практически все перечисленные виды неоднородности пласта, способствующие отставанию вытеснения нефти водой в процессе заводнения. Например, во многих новых скважинах, пробуренных на поздней стадии, отмечена нефтенасыщенность кровельной части пластов. Выработка запасов так называемой «верхней» пачки песчаников сильно отстает.
В результате развития системы заводнения пласта DI в пределах залежи образовалось 18 блоков разработки, границами которых являются ряды нагнетательных скважин (рисунок 2). Эти ряды образованы не сразу, а в процессе разработки, и поэтому определение выработки этих блоков по накопленному отбору нефти из них не будет корректным. До разрезания залежи на блоки в ней, как в единой гидродинамической системе преобладали фильтрационные потоки, направленные от периферии к центру. И в этот период часть запасов нефти периферийных блоков отбиралась скважинами центральных блоков.
|
Туймазинская площадь – блоки I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X
Александровская площадь – блоки XIV, XV, XVI, XVII, XVIII
1, 2 – начальное положение контуров нефтеносности; 3, 4 – границы блоков и участков; 5 – установленные и предлагаемые перетоки и направления фильтрации жидкости; 6 – номера блоков и участков
Рисунок 1 – Схема блоков и участков залежей горизонта DI
Поэтому оценка выработки запасов по накопленному отбору нефти из блоков будет давать завышенные значения для центральных блоков и заниженные для части периферийных.
В пределах некоторых центральных блоков глинораздел между пластами DI и DII размыт полностью или частично, и в этих зонах отмечены перетоки нефти из пласта DII в пласт DI, что также усугубляет определение выработки запасов нефти по блокам.
Если в начальной и основной стадиях разработки была возможность судить о выработке запасов нефти по данным бурения новых скважин, то на заключительной стадии такая возможность практически отсутствует, так как на этой стадии уже нет массового бурения скважин, и количественные оценки выработки запасов блоков по материалам отдельных скважин не представляются возможными. Это также невозможно сделать и потому, что невозможно точно восстановить объемы перетоков нефти из периферийных блоков к центральным.
В таблице 6 представлено распределение по блокам начальных геологических запасов нефти и некоторые технологические показатели их разработки.
Таблица 6. Основные технологические показатели разработки пласта DI по блокам по состоянию на 01.01.2000 года
| Блок | Начальные запасы нефти, тыс. т | Накопленная добыча, тыс. т | Суммарный водонефтяной фактор, т/т | Текущий КИН, доли ед. | ||||||
| нефти | воды | |||||||||
| I | 14091 | 9007,8 | 24615,9 | 2,7 | 0,639 | |||||
| II | 34595 | 25633,7 | 71828,1 | 2,8 | 0,741 | |||||
| III | 34315 | 16860,4 | 66845,2 | 4 | 0,491 | |||||
| IV | 30561 | 22152,2 | 58679,1 | 2,6 | 0,725 | |||||
| V | 17109 | 3977,8 | 7283,3 | 1,8 | 0,233 | |||||
| VI | 34128 | 26589 | 110455,7 | 4,1 | 0,779 | |||||
| VII | 25638 | 20064,1 | 70767,7 | 3,5 | 0,783 | |||||
| VIII | 21031 | 11678,1 | 35003,7 | 3 | 0,555 | |||||
| IX | 40135 | 30456,3 | 100681,5 | 3,3 | 0,759 | |||||
| X | 13364 | 2087,1 | 21365 | 10,2 | 0,156 | |||||
| XI | 19932 | 5017,2 | 18585,7 | 3,7 | 0,252 | |||||
| XII | 21252 | 7638,1 | 29694 | 3,9 | 0,359 | |||||
| XIII | 10711 | 5269,1 | 22644,6 | 4,3 | 0,492 | |||||
| XIV | 20859 | 11100,8 | 30714,2 | 2,8 | 0,532 | |||||
| XV | 31469 | 20027,6 | 43371,3 | 2,2 | 0,636 | |||||
| XVI | 14714 | 5464,1 | 29488,4 | 5,4 | 0,386 | |||||
| XVII | 2538 | 1462,4 | 6680,4 | 4,6 | 0,576 | |||||
| XVIII | 11255 | 4298,2 | 42105,2 | 9,8 | 0,382 | |||||
| Всего: | 397697 | 228783,9 | 790809 | 3,5 | 0,576 | |||||
Текущий КИН, определенный по суммарной добыче нефти, изменяется по блокам от 0,156 (блок X) до 0,783 (блок VII) при среднем значении 0,576.
Наибольшие значения текущего КИН наблюдаются по блокам центральной части залежи: в среднем – 0,693.
Для центральных блоков Александровской площади (блоки XIV и XV) текущий КИН составляет в среднем 0,595. По периферийным блокам значение текущего КИН значительно ниже, составляя в среднем для всех блоков 0,319.
Разница текущего КИН для центральных и периферийных блоков обусловлена преобладающим направлением фильтрационных потоков от периферии залежи к ее центру, особенно в начальный период, в результате чего часть запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами, расположенными в центральной части залежи.
Аномально высокие значения текущего КИН для II, IV, VI, VII и IX, равные 0,725 – 0,783, обусловлены перетоками нефти из DII так как в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичного размыва глинораздела между пластами DI и DII.
Из сказанного явствует, что о реальной выработке запасов нефти, имея ввиду межпластовые и внутрипластовые перетоки, можно говорить с некоторой долей условности.
Текущий КИН по центру Туймазинской площади, равный 0,636, слишком высок из-за перетоков с DII. Более реальная величина текущего КИН в целом для центра Туймазинской площади суммарно для пластов DI и DII, которая равна 0,598, при среднем значении этого показателя в целом для пластов DI + DII равном 0,556.
Также реальна величина текущего КИН по центру Александровской площади (блоки XIV, XV и XVI), равная 0,546.
В целом по сумме пластов DI и DII текущий КИН равный 0,556 является довольно высокой величиной. Результаты бурения скважин на поздней стадии разработки девонских залежей свидетельствует о том, что остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной части продуктивных пластов.
Для оценки выработки запасов нефти по разрезу пласта в принципе могут быть использованы профили приемистости нагнетательных скважин и профили притока добывающих скважин. Однако из-за малочисленности и нерегулярности этих исследований они могут дать только качественную оценку характера выработки пласта для определенного периода разработки. Также для оценки выработки запасов используются данные геофизических исследований скважин.