Стратегия решения проблемы повышения нефтеотдачи

на месторождениях Западной Сибири

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.ШпильманаГ.М. Ярышев, к.ф.-м.н., снс ОАО «СибНИИНП»

С.Н. Бастриков, д.т.н., профессор ОАО «СибНИИНП»И. П. Толстолыткин, к.т.н., ГП НАЦРН им. В.И.ШпильманаГ.М. Ярышев, к.ф.-м.н., снс ОАО «СибНИИНП»

Тюмень - 2011

2Рис. 1. Динамика добычи нефти и прироста от МУН по ХМАО-ЮгреРис. 1. Динамика добычи нефти и прироста от МУН по ХМАО-Югре

3

Рис. 2. Динамика объемов эксплуатационного бурения, дебитов по нефтив ХМАО-Югре за 2005-2010 гг.

Рис. 2. Динамика объемов эксплуатационного бурения, дебитов по нефтив ХМАО-Югре за 2005-2010 гг.

4Рис. 3. Эффективность геолого-технологических мероприятий и буренияРис. 3. Эффективность геолого-технологических мероприятий и бурения

5

Таблица 1Распределение запасов и добычи нефти по объектам разработки ХМАО-Югра

Таблица 1Распределение 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

остаточные текущие

геологические извлекаемые накопленная 2010 г. начальные текущие

Меловой 61,3 69,5 88 75 42,5 14,4 72,5

Ачимовский 7,8 5,9 1,5 7

29,4 19,0 88,5Юрский 30,1 24,2 10,4 17

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.

По ХМАО-Югра:

КИН 0,375 – утверждённый;

КИН 0,213 – текущий

Остаточные запасы 62,5 % от начальных на Госбалансе.

6

Основные положения стратегии повышения нефтеотдачиОсновные положения стратегии повышения нефтеотдачи1. Исследование тонкой статистической структуры керна и породы коллекторов,

которая включает:• поровую гидродинамическую структуру керна и коллектора • энергетическую статистическую структуру породы коллекторов и запасов флюида.

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 нефтиРис. 4. Энергетическая структура запасов нефти

7

Основные положения стратегии повышения нефтеотдачиОсновные положения стратегии повышения нефтеотдачи2. 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.

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 Рис. 4. Динамика текущего КИН опытного участка

8

Таблица 2Результаты сравнительной оценки КИН

с фактически достигнутыми при обводненности более 95 %

Таблица 2Результаты сравнительной оценки КИН

с фактически достигнутыми при обводненности более 95 %

Юрские залежи

КИН, %

КИН *по «Проекту»

ПРФУФакт на 1.01.04

По ГД моделям КИН-ВП*

ВГФ КИН % По P КИН%

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

* - без учета ГРП, МУН* - без учета ГРП, МУН

9

Основные положения стратегии повышения нефтеотдачиОсновные 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

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

10

Основные положения стратегии повышения нефтеотдачиОсновные положения стратегии повышения нефтеотдачи

4. Контроль и оперативное регулирование принятого технологического режима работы добывающего и нагнетательного фонда скважин.4. Контроль и оперативное регулирование принятого технологического режима работы добывающего и нагнетательного фонда скважин.

СпособыСпособы измеренийизмерений газовогогазового факторафакторанефтинефти попо скважинамскважинам

АСМА

КВАНТ

Тест-сепаратор

«СПУТНИК» Пробоотборник

Методы, которыми мы работаем

Дебитомер ДМ-41. Газосодержание2. Дебит3. Обводненность

ЭРРС-2

Одно-двухступенчатыесепараторы

Представительнаяпроба пластовой

нефти

Газовый факторпо условиям

заказчика

Газовыйфактор по

ЭРРС

PVT

Глубинный Устьевой

ТРАПНЫЕ ПЕРЕДВИЖНЫЕУСТАНОВКИ

СпособыСпособы измеренийизмерений газовогогазового факторафакторанефтинефти попо скважинамскважинам

АСМА

КВАНТ

Тест-сепаратор

«СПУТНИК» Пробоотборник

Методы, которыми мы работаем

Дебитомер ДМ-41. Газосодержание2. Дебит3. Обводненность

ЭРРС-2

Одно-двухступенчатыесепараторы

Представительнаяпроба пластовой

нефти

Газовый факторпо условиям

заказчика

Газовыйфактор по

ЭРРС

PVT

Глубинный Устьевой

СпособыСпособы измеренийизмерений газовогогазового факторафакторанефтинефти попо скважинамскважинам

АСМА

КВАНТ

Тест-сепаратор

«СПУТНИК» Пробоотборник

Методы, которыми мы работаем

Дебитомер ДМ-41. Газосодержание2. Дебит3. Обводненность

ЭРРС-2

Одно-двухступенчатыесепараторы

Представительнаяпроба пластовой

нефти

Газовый факторпо условиям

заказчика

Газовыйфактор по

ЭРРС

PVT

Глубинный Устьевой

ТРАПНЫЕ ПЕРЕДВИЖНЫЕУСТАНОВКИ

11

Рис. 5. Динамика извлечения нефти на объектахВарынгского месторождения (пласт БВ13) в режиме ПРФУ

Рис. 5. Динамика извлечения нефти на объектахВарынгского месторождения (пласт БВ13) в режиме ПРФУ

12

21,3%(текущий КИН)

38.7%

40%

35,5% (отбор от объемов

подвижной нефти)

38.7%

56,7%(отбор от НИЗ)

16.2%

Геологические запасы Объем потенциально подвижнойнефти

Извлекаемые запасы

Остаточная нефть

Текущие запасы

Добыча нефти с начала разработки на 1.01.2011 г.

37.5%

100%

60%

Рис. 6. Выработка промышленных запасов нефти распределенного фонда недр Югры

Рис. 6. Выработка промышленных запасов нефти распределенного фонда недр Югры

13

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.

ВЫВОДЫ

14

БЛАГОДАРИМ БЛАГОДАРИМ ЗАЗА

ВНИМАНИЕ!ВНИМАНИЕ!