 |
Слайд 6: (анализ применения ГТМ)
|
|
|
|
Слайд 1: (приветствие)
Здравствуйте. Меня зовут Пурцхванидзе Давид, группа НРТ-12-9(2). Тема моей выпускной квалификационной работы: «Анализ состояния разработки Черничного месторождения».
Слайд 2: (цели, задачи)
Целью моей работы является проведения анализ состояния разработки Черничного месторождения.
В ходе дипломного проектирования были поставлены следующие задачи:
1. Проанализировать текущее состояние разработки пласта Ю11, выявить отклонения от проектных значений;
2. Проанализировать данные по показателям разработки;
3. Проанализировать эффективность проведения геолого-технических мероприятий;
4. Выявить причины отставания текущих показателей разработки от запланированных проектными документами.
Слайд 3: (Характеристика месторождения)
В административном отношении Черничное нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 30 км юго-западнее с. Красноселькуп
Месторождение открыто в 1986 году поисковой скважиной 47, при испытании пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 55,1 м3/сут. при среднединамическом уровне 837 м.
На Черничном месторождении залежи углеводородов открыты в верхней части нижне-среднеюрского (пласт Ю2) и нижней части верхнеюрского (пласты Ю14, Ю13, Ю12-1, Ю12, Ю11) нефтегазоносных комплексов. Промышленная нефтегазоносность неокомского, апт-альб-сеноманского комплексов не установлена
Начальные геологические запасы свободного газа по пласту Ю11 – 8719 млн. м3, в том числе по кат. С1 – 6648 млн. м3.
Начальные геологические запасы стабильного конденсата – 2457 тыс. т, в том числе по категории С1 – 1873 тыс. т.
|
|
|
Утвержденный КИК (категория С1) – 0,680.
Слайд 4: (проект-факт месторождение)
На 01.01.2015 год на Черничном месторождении пробурено 14 скважин, из них семь скважин ликвидированы. Три скважины законсервированы на пласт Ю2. В эксплуатации месторождения участвовали только четыре газовые скважины, которые были законсервированы в апреле 2014 года на пласте Ю11. Таким образом, действующих скважин на месторождении нет. Нагнетательные, контрольные, пьезометрические, а также другие специальные скважины на месторождении отсутствуют.
Добыча пластового газа за рассматриваемый период должна была составить 607,4 млн. м3, фактически добыто 264,7 млн. м3, отставание обусловлено в связи с изменением сроков реализации программы по обустройству месторождения. В результате годовые отборы пластового газа регулировались в зависимости от потребления села Красноселькуп. Накопленная добыча пластового газа отстает от проекта на 14 % и составляет 1501,3 млн. м3.
Добыча стабильного конденсата значительно меньше проектных значений. Начиная с 2010 года, процент отставания увеличивался с каждым годом, от 40,2 % до 75,7 в 2013 году. Отставание также обусловлено отсутствием инфрастуктуры месторождения. Накопленная добыча стабильного конденсата ниже проектного значения на 24,4 % (115,1 тыс. т).
Таким образом, согласно анализу сопоставления проектных и фактических показателей наблюдается отставание в добыче пластового газа и стабильного конденсата на протяжении всего рассматриваемого периода 2010-2014 гг. в связи с невыполнением программы по обустройству месторождения.
Слайд 5: (анализ текущего состояния)
В опытно-промышленной разработке находилась только одна газоконденсатная залежь пласта Ю11. Залежь содержит основные запасы конденсатосодержащего газа.
Эксплуатация пласта в течение первых 10 лет велась только двумя скважинами. В 2000 году введена еще одна скважина, в 2002 году – скважина еще одна. Отбор пластового газа от НГЗ по категории С1 на 01.01.2015 года составил 22,6 %.
|
|
|
Максимальная добыча пластового газа и стабильного конденсата достигнута в 2006 году – 83 млн. м3 и 20,2 тыс. т соответственно. Далее идет постепенное падение добычи газа и конденсата. В 2013 году добыча пластового газа составила 55,4 млн. м3 и 10 тыс. т стабильного конденсата. В январе 2014 года было принято решение о консервации скважин 46, 53, 54 и 55. За три месяца 2014 года добыча составила – 9,5 млн. м3 пластового газа и 1,8 тыс. т стабильного конденсата. С апреля 2014 года скважины находятся в консервации. Добыча прекращена.
Карта текущих отборов на 01.04.2014 представлена на слайде.
Слайд 6: (анализ применения ГТМ)
Одним из важных факторов осложняющих эксплуатацию добывающих скважин на водоплавающей залежи нефти пласта Ю 13 Черничного месторождения является возможность прорыва воды, а для пласта Ю 2 с газовой шапкой - возможность прорыва газа. Как правило, причиной прорыва при больших отборах жидкости является создание значительной депрессии на забое. Перевод добывающих скважин на режим работы с минимальными отборами жидкости эффективно решал эту проблему, но это значительно увеличивало сроки разработки.
По данным исследователей, полученных в лабораторных условиях и на основе анализа промысловых работ, установлено, что для вовлечения в фильтрацию коллекторов с разной проницаемостью необходимо достижение определенного критического градиента давления. Обработка промысловой информации позволила установить четкую зависимость между созданной депрессией на забое и очередностью подключения пропластков с различными фильтрационными характеристиками. Условие начала фильтрации в однородном коллекторе правомерно как по горизонтали, так и по вертикали. Но так как продуктивные горизонты Черничного месторождения почти повсеместно обладают коллекторской анизотропией (горизонтальная проницаемость в пласте, как правило, выше вертикальной), то при малых депрессиях создаются условия преимущественно для горизонтальной фильтрации. Таким образом, основным условием эксплуатации скважин без прорыва воды или газа, является режим их работы с депрессиями на забое ниже критического значения, при котором еще не включается в работу коллектор с проницаемостью равной вертикальной. Горизонтальная скважина, способна дренировать большой объем пласта, обеспечивая значительные отборы при небольших градиентах давления.
|
|
|
Для пласта Ю2 по нефтенасыщенной толщине средняя проницаемость составляет 11 мД. Критический градиент давления составит в соответствии с графиком 0,11 МПа/м. При расположении горизонтального ствола на расстоянии до ВНК не менее 1 м, критическая депрессия на пласт не должна превышать 0,11 МПа, что соответствует минимальной длине горизонтальной части скважины в 300 м.
Для пласта Ю13 по нефтенасыщенной толщине средняя проницаемость равна 23 мД. Критический градиент давления в соответствии с графиком составит 0,1 МПа/м. При расположении горизонтального ствола от ВНК на расстоянии 1 м, величина критической депрессии составит 0,1 МПа, что в соответствии с графиком соответствует длине горизонтального ствола не менее 300 м.
|
|
|
