АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА Б2 (С1), РАДАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ

ANALYSIS OF RESERVOIR DEVELOPMENT B2 (C1), RADAEVSKOGO FIELD CHARACTERISTICS OF DISPLACEMENT

Tatyana Kuznetsova

assistant professor of Samara State Technical University,

Russia, Samara

Svyatoslav Trofimov

a student of the Samara State Technical University,

Russia, Samara

Ruslan Mustafayev

a student of the Samara State Technical University,

Russia, Samara

АННОТАЦИЯ

С помощью характеристик вытеснения можно подробно описать не только процесс разработки, но и сделать прогноз по достижению проектного коэффициента нефтеотдачи. Данный анализ помогает понять какие мероприятия лучше проводить в дальнейшем для увеличения нефтеотдачи.

ABSTRACT

With the help of displacement characteristics can describe in detail not only the design, but also to make a forecast for the achievement of the project oil recovery factor. This analysis helps to understand what activities are best done in the future to increase oil recovery.

Ключевые слова: характеристики вытеснения; нефтеотдача; кратность промывки; темп промывки.

Keywords: displacement characteristics; oil recovery; the multiplicity of washing; washing pace.

Радаевское нефтяное месторождение расположено в 105 км к СВ от областного центра г. Самары, в Сергиевском административном районе. Месторождение открыто в 1948 г. скважиной № 1, заложенной в своде поднятия кровли швагеринового горизонта. Поднятие было подготовлено к глубокому бурению структурными скважинами. Месторождение введено в разработку в 1956 г.

Основным пластом на Радаевском месторождении является пласт С1 Бобриковского горизонта, он залегает на глубине 1400 м. Радаевская структура по отложениям каменоугольного возраста представляет собой линейную складку, вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток, по верхнефранско-турнейскому карбонатному комплексу. Западный массивный купол попадает в осевую зону Усть-Черемшанского прогиба, остальные 3 купола попадают в его бортовую зону. В связи с этим свойства пласта сильно различаются. Уникальность пласта С1 состоит в том, что он объединен единым контуром нефтеносности, который характеризуется различными коллекторскими свойствами, достаточно хорошей проницаемостью, но высокой вязкостью, различной на протяжении структуры залежи. В связи с этим его разделили на 4 купола: Малиновский, Радаевский, Студено-Ключевской и Сергиевский. Малиновский купол делят еще дополнительно на 2 участка.

В таблице 1 видно, что Малиновский купол отличается от других более высокой вязкостью и более низкой проницаемостью, в отличие от других куполов. Коэффициент подвижности (а=к/u) достаточно низкий для всех куполов.

Таблица 1.

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта C-1 бобриковского горизонта

Разработка велась с 1950–1977 на упруговодонапорном режиме, а к 1987 на куполах были сформирована блоковая система заводнения, которая в дальнейшем дополнялась очагами заводнения.

Разбуривание велось в несколько этапов:

1)1955–1964 гг. Пробурено 104 скважины. В 1961 получен максимальный отбор нефти, который составил 1124,3 тыс. т.

2)1971–1982 гг. Пробурено 40 добывающих скважин. В 1976 получен 2 максимальный отбор нефти, составляющий 1027,2 тыс. т.

3)1988–1994 гг. Действующий фонд составил 124 скважин. Был получен 3 незначительный максимум годовой добычи нефти, составляющий 535 тыс. т., в результате разбуривания 2 участка Малиноского купола.

С целью уменьшения вязкости с 1984 по 1988 проводилась закачка СО2, однако, в связи с нарушением проектной технологии, прекращена. С целью увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата с 1990 проводилось полимерное заводнение на Малиновском куполе, а с 1996 на остальных куполах. Проводилась закачка большеобъемных оторочек гелеобразующих систем (ГОС) на основе раствора полиакриламида.

С 2000 проводятся различные комплексы ГТМ, в результате в 2008–2009 г.наблюдалось увеличение годовых отборов.

Анализ разработки по кривым зависимостям нефтеотдачи от кратности промывки, в целом по пласту и по каждому куполу.

Как видно на графике характеристик вытеснения, наиболее эффективно разрабатывается Студено-Ключевской купол, хотя коэффициент подвижности (а) его ниже Сергиевского купола. Это связано с большей расчлененностью Сергиевского купола и недостаточным проведением ГТМ (т. к. произошел быстрый рост обводненности). На 3 месте по эффективности Радаевский купол, что подтверждается значениями геолого-физических характеристик, которые у него ниже чем у 2 предыдущих. На последнем месте 1 и 2 участки Малиновского купола, разработка которых наиболее сложна, из-за высокой вязкости.

По характеристикам вытеснения можно увидеть достижение проектного КИН, например, для Студено -Ключевского купола проектный КИН составляет 0,62 ед., изображен пунктирной линией. Проводя касательную линию к последнему участку кривой, видно, что без проведения дополнительный мероприятий, проектный КИН в ближайшее время не будет достигнут, учитывая, что с каждым годом наклон касательной будет уменьшаться.

Рисунок 1. Характеристики вытеснения Радаевского месторождения пласта С1

Анализ разработки по зависимости годового темпа промывки от нефтеотдачи

Рассматривая процесс разработки по рис. 2 видим –проектный КИН не достигается, что говорит о недостаточно эффективной разработке. В целом это из-за Малиновского купола. Пересечение кривых говорит о начале 4 стадии разработки. Пик годового темпа промывки с последующим спадом, обусловлен ростом обводненности и финансовыми трудностями того периода. Начало спада ступенчатое, решающую роль в этом сыграло проведение мероприятий по Изменению Направлений Фильтрационных Потоков. После проведения полимерной закачки в конце 90-х и затем целого комплекса ГТМ, происходит рост темпа промывки.

На завершающей стадии при падающем темпе промывки, проводя касательную к соответствующему участку и зная проектный КИН, определим эффективность разработки. Значение на горизонтальной оси, в точке пересечения с касательной, меньше значения КИН (изображена красной линией проведенной от последнего значения темпа промывки к горизонтальной оси), т. е. в целом по пласту видим, что разработка на данный момент идет недостаточно эффективно.

Рисунок 2. Динамика темпов промывки для Радаевского месторождения пласта С1

При рассмотрении каждого купола будем наблюдать схожий график, за исключением некоторых участков, вследствие их индивидуальной разработки. Видно, что наиболее эффективно идет разработка на Студено-Ключевском куполе. На графике Радаевского купола проведена только линия проектного КИНа, так как на последнем этапе идет увеличение темпа промывки.

Рисунок 3. Динамика темпов промывки для куполов Радаевскогоместорождения

На 1 и 2 участке Малиновский купола выработка запасов затруднена из-за высокой вязкости нефти и опережающего роста обводненности продукции.

На 2 участке низкая эффективность разработки объекта обусловлена худшей динамикой обводнения продукции. С 2000 объект разрабатывался с большим отставанием от проекта.

Рисунок 4. Динамика темпов промывки для Малиновского купола

Вывод:

Прогнозирование КИН с использованием различных методов характеризуется расхождением его величин. Основная причина расхождений связана с недостаточной изученностью природных свойств коллекторов и промысловых характеристик разработки залежей.

Данный анализ показал, что:

1. Разработка залежей в большой мере зависит:

1. От геолого-физических факторов.
2. От правильного выбора систем разработки.

2. ГТМ, не смотря на высокую вязкость нефти, способствовали достижению высоких КИН.
3. Методы регулирования (изменение направления фильтрационного потока) способствуют увеличению добычи нефти.

Рекомендации для достижения прогнозного КИН:

1. Бурение боковых стволов, в частности характерно для Малиновского купола, где из-за быстрого темпа обводненности остаются значительные нефтенасыщенные участки.
2. Проведение мероприятий ОВП, Обработка растворителями и ГКО с целью Восстановления продуктивности добывающих скважин.
3. С целью Селективной изоляция водопритока в добывающие скважины – ВУСы на основе кислотостойких полимеров.

Список литературы:

1. Амелин И.Д., Сургучев М.А., Давыдов А.В. «Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии» Москва, «Недра», 1997 г.
2. Баланс запасов Радаевкого месторождения ОАО «Самаранефтегаз» за 2014 г.
3. «Дополнение к проекту разработки Радаевского нефтяного месторождения Самарской области» ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара, 2012 г.
4. «Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области». Институт «Гипровостокнефть», г. Самара, 1991 г.
5. «Проект Стандарта Компании ОАО «НК Роснефть по исследованиям пластов и скважин». ОАО ВНИИнефть 2007 г.
6. «Уточненный проект разработки Радаевского месторождения», ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара, 2006 г.