Стратегия решения проблемы повышения нефтеотдачи на

Стратегия решения проблемы
повышения нефтеотдачи
на месторождениях Западной
Сибири
С.Н. Бастриков, д.т.н., профессор ОАО «СибНИИНП»
И. П. Толстолыткин, к.т.н., ГП НАЦРН им. В.И.Шпильмана
Г.М. Ярышев, к.ф.-м.н., снс ОАО «СибНИИНП»
Тюмень - 2011
Рис. 1. Динамика добычи нефти и прироста от МУН по ХМАО-Югре
2
Рис. 2. Динамика объемов эксплуатационного бурения, дебитов по нефти
в ХМАО-Югре за 2005-2010 гг.
3
Рис. 3. Эффективность геолого-технологических мероприятий и бурения
4
Таблица 1
Распределение запасов и добычи нефти по объектам разработки ХМАО-Югра
Нефтегазовый
комплекс
Начальные запасы,
% от запасов округа
Добыча нефти,
% от объёма округа
Балансовые геологические
запасы, % от начальных округа
извлекаемые
геологические
извлекаемые
накопленная
2010 г.
начальные
текущие
остаточны
е текущие
Меловой
61,3
69,5
88
75
42,5
14,4
72,5
Ачимовский
7,8
5,9
1,5
7
Юрский
30,1
24,2
10,4
17
29,4
19,0
88,5
Доюрский
(триас+палеозой)
0,8
0,4
0,1
0,8
По ХМАО-Югра:
КИН 0,375 – утверждённый;
КИН 0,213 – текущий
Остаточные запасы 62,5 % от начальных на Госбалансе.
5
Основные положения стратегии повышения нефтеотдачи
1.
•
•
Исследование тонкой статистической структуры керна и породы коллекторов,
которая включает:
поровую гидродинамическую структуру керна и коллектора
энергетическую статистическую структуру породы коллекторов и запасов флюида.
Рис. 4. Энергетическая структура запасов нефти
6
Основные положения стратегии повышения нефтеотдачи
2. Создание молекулярно-статистической нелинейной гидродинамической модели
пласта а базе тонкой структуры коллекторов.
Разработан вариант нелинейной статистической модели КИН-ВП, позволяющий
оценить подвижные запасы нефти в созданном поле давлений залежи.
Рис. 4. Динамика текущего КИН опытного участка
7
Таблица 2
Результаты сравнительной оценки КИН
с фактически достигнутыми при обводненности более 95 %
КИН, %
Факт на
1.01.04
ВГФ
КИН %
По P
КИН%
КИН *
по «Проекту»
ПРФУ
Мортымья-Тетеревская
0,508
0,515
1,8
0,498
1,6
0,608
Южно-Тетеревская
0,396
0,406
2,5
0,435
9,8
–
Восточно-Тетеревская
0,427
0,433
1,4
0,421
1,4
–
Талинская
0,110
0,257
134
0,105
4,5
0,360
Кетовская
0,098
0,320
226
0,094
4,1
0,340
Юрские залежи
По ГД моделям
КИН-ВП*
* - без учета ГРП, МУН
8
Основные положения стратегии повышения нефтеотдачи
3. Обоснование на нелинейной гидродинамической модели пласта
оптимального поля давлений.
3.1.
Разработка ГТМ по созданию оптимального поля давлений.
3.2.
Разработка ТЭО КИН.
3.3.
Выбор технологических решений, обеспечивающих максимальный КИН
при заданной себестоимости и энергоёмкости добычи.
• регулируемый ПРФУ в пласте
• ГРП
• горизонтальное бурение
• боковые стволы
• МУН
• акустика
• совместно-раздельная добыча
9
Основные положения стратегии повышения нефтеотдачи
4. Контроль и оперативное регулирование принятого технологического
режима работы добывающего и нагнетательного фонда скважин.
Способы измерений газового фактора
нефти по скважинам
ТРАПНЫЕ ПЕРЕДВИЖНЫЕ
УСТАНОВКИ
АСМА
КВАНТ
Тестсепаратор
Одно-двух
ступенчатые
сепараторы
Методы, которыми мы работаем
Дебитомер ДМ-4
1. Газосодержание
2. Дебит
3. Обводненность
Представительная
проба пластовой
нефти
Газовый фактор
по условиям
заказчика
«СПУТНИК»
Газовый
фактор по
ЭРРС
ЭРРС-2
Пробоотборник
Глубинный
Устьевой
PVT
10
Рис. 5. Динамика извлечения нефти на объектах
Варынгского месторождения (пласт БВ13) в режиме ПРФУ
11
100%
Остаточная нефть
Текущие запасы
Добыча нефти с начала разработки на 1.01.2011 г.
40%
60%
38.7%
38.7%
37.5%
16.2%
35,5%
21,3%
(текущий КИН)
Геологические запасы
(отбор от
объемов
подвиж ной
нефти)
Объем потенциально подвижной
нефти
56,7%
(отбор
от НИЗ)
Извлекаемые запасы
Рис. 6. Выработка промышленных запасов нефти распределенного фонда
12
недр Югры
ВЫВОДЫ
Инновационные технологии:



исследования тонкой структуры керна,
разработка и использование нелинейных
гидродинамических моделей,
оперативный контроль и регулирование разработки, -
обеспечивают извлечение до 60 % начальных
запасов.
Удвоение извлекаемых запасов нефти – задача
реальная и выполнимая.
13
БЛАГОДАРИМ
ЗА
ВНИМАНИЕ!
14