1 геологический раздел 1 Орогидрография
 Скачать 2.35 Mb.
|
|
Продолжение таблицы 1.1
Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объёмами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой. На 01.01.2015 года с обводнённостью до 50% работают 57 скважин (1,75% действующего фонда), с обводнённостью от 50% до 90% работают 285 скважин (8,73%). 2923 скважин (89,52% действующего фонда) работают с обводнённостью выше 90%, из них 1063 скважины работают с обводнённостью более 98% (32,56%). За 2014 год обводнённость продукции скважин выросла с 96,62% до 96,72%, рост обводнённости составил 0,10 %. В целях сокращения затрат в 2014 году были составлены мероприятия по переводу высокообводнённых добывающих скважин на периодическую эксплуатацию в летний период. В апреле на 6 дней были остановлено 5 скважин, в мае 41 скважины, в июне 45, в июле 44 скважины, в августе 52 скважины. В связи с нецелесообразностью эксплуатации высокообводнённых малодебитных скважин в течение 2014 года 61 скважины выведены из эксплуатационного фонда (38 в консервацию, 16 в пьезометр, 5 в ожидание ликвидации, 2 в ликвидацию). Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2014 год составил 577,882 тыс.т нефти (в том числе по нагнетательным скважинам - 100,368 тыс.т нефти). От приобщения пласта в 12 скважинах дополнительно добыто 6,895 тыс.т нефти (в том числе в 2 нагнетательных скважинах - 2,332 тыс.т. нефти). В отчётном году бригадами капитального ремонта скважин проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 38 добывающих и 15 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации перетоков проведены в 21 добывающей и 17 нагнетательных скважинах, для снижения обводнённости продукции проведена селективная изоляция в 66 добывающих скважинах, отключение отдельных обводнённых пластов - в 8 добывающих скважинах. Провели ремонтно-изоляционные работы забоя в 3 нагнетательных скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 4 нагнетательных скважинах и селективную изоляцию в 2 нагнетательных скважинах. Для вовлечения в разработку контактных и перемещённых запасов нефти в 2014 году произведены дострелы пластов в 32 добывающих скважинах. Большая часть дострелов направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещённых нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения данных мероприятий за год составила 10,667 тыс.т. Средний прирост дебита нефти в результате проведения дострелов газонасыщенных интервалов составил 8,4 т/сут. Средний дебит нефти скважин после проведения работ составил 13,4 т/сут. Наличие в газовой шапке непроницаемых экранов, выдержанных по площади, является положительным фактором при подборе скважин для проведения данного вида ГТМ. Работы по вовлечению контактных нефтенасыщенных интервалов, а также газонасыщенных толщин, в процессе разработки замещённых нефтью, ведутся с начала разработки месторождения. С августа 2003 года дострелы газонасыщенных интервалов проводятся с одновременной изоляцией обводнившихся интервалов. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти с 1998 года ведутся работы по проведению КР-6. В 2014 году на месторождении данный вид работ проведён в 112 скважинах. Большая часть работ по КР-6 выполнена на высокообводнённых скважинах (107 скважина, 95,5%) и на скважинах со слабым притоком (5 скважин, 4,5%). Начальный дебит нефти в среднем по скважинам с боковыми стволами, запущенным в 2014 году, составил 44,6 т/сут, на конец года - 19,6 т/сут. Новыми боковыми стволами в 2014 году добыто 405,791 тыс.т нефти. Всего с начала внедрения мероприятия работы по КР-6 выполнены в 862 скважинах. Добыча из них на конец 2014 года составила 12 757,470 тыс.т нефти. По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращённая девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчётном году закачано 133930,019 тыс.м³ воды (таблица 1.2). Таблица 1.2 – Объем закачки воды по месторождениям за 2014 год
Среднесуточная закачка воды составила 371123,6 м³/сут. За 2014 год введено под закачку 18 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1280, среднегодовая приемистость одной скважины составила 293,40 м³/сут. С целью поддержания пластового давления и компенсации отбора жидкости куста 476 организована внутрикустовая закачка. Под закачку введены 3 новые нагнетательные скважины (реципиенты для водозаборной скважины 142В). Компенсация отбора жидкости с учётом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС9 -11 составила 103,9%, с начала разработки 103,6%. По пласту АС9 пластовое давление на 01.01.2015 года составляет 191,3 атм., по сравнению с 01.01.2014 года давление снизилось на 0,7 атм. Пластовое давление по районам ДНС-2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19, 20 удерживается на уровне 188,3-199 атм., а по ДНС 2 - 201,3 атм., по ДНС 16 - 205 атм. Давление в газовой шапке снижено до 162,5 атм., что на 41,5 атм. ниже первоначального. Компенсация по пласту АС9 за год составила - 113,9%, с начала разработки - 98,1%. По пласту АС10 пластовое давление на 01.01.2015 года составляет 198,5 атм., по сравнению с 01.01.2014 года давление снизилось на 1,4 атм. Компенсация за год по пласту АСЮ составила 99,4% и 106,4% с начала разработки. Пластовое давление на 01.01.2015 года по районам ДНС -2,8,9,11,16 составило более 200 атм., по ДНС - 3, 4, 5, 6, 7, 10, 12, 13, 14, 15, 17,18, 19, 20 давление удерживается на уровне 194,8-199 атм. По пласту АС11 пластовое давление на 01.01.2015 года составляет 202,1 атм., по сравнению с 01.01.2014 года снизилось на 0,1 атм., минимальное пластовое давление 193,3 атм. наблюдается в районе ДНС-3, максимальное 210 атм. по району ДНС-7,8. Компенсация за год по пласту АС11 составила 66,2%, с начала разработки 114,1%. В 2014 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 234,072 тыс.м³ воды (таблица 1.3), среднесуточная закачка воды по пласту составила 627,7 м³/сут. Действующий фонд состоит из 4 нагнетательных скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 234,072 м³/сут. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2015 года составило 218,9 атм., по сравнению с 01.01.2014 годом выросло на 0,2 атм. Компенсация за текущий год составила 28,7% и 27,4% с начала разработки. Эксплуатационный нагнетательный фонд по месторождению на конец года составил 1334, действующий - 1284 скважин. На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трёхрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, продолжается формирование рядов. За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1313764,015 тыс.м³. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-19,87%, по ДНС-4- 16,14 от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-1960 м³/т, ДНС-4-845 м³/т, ДНС-12-668 м³/т, ДНС- 9-436 м³/т при среднем по месторождению 316 м³/т. По состоянию на 01.01.2015 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 136 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работали 169 скважин. За 2014 год из эксплуатационного нефтяного фонда выбыло 78 скважин, 17 в нагнетательный фонд, 16 в пьезометрический фонд, 38 в консервацию, 7 в ликвидацию. На месторождении ликвидировано 525 скважин, что составляет 8,78% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 42 нефтяные скважины. В пьезометрическом фонде - 441 нефтяных, 7 нагнетательных, 6 газовых и 14 водозаборных скважин. Законсервированы 137 нефтяных и 46 нагнетательных скважины. Исследования на месторождении выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году. При плане 4518 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4551 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 317 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 45 скважинах. Охват замерами пластовых давлений пьезометрических скважин составил 100%, добывающих скважин прямыми замерами - 20,1%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2014 году проведены ИК в 45 добывающих скважинах, что составляет 1,1 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 515 добывающих и 127 нагнетательных скважин. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов исследована на образцах 30 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 816 скважинам. Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2014 год проведено 1162 при плане 961. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 13,9% и 36,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 52 добывающих, в 62 - нагнетательных и в 37 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2014 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 42 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 247 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследованы 194 скважины. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2862 при КРС выполнено 2490. Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено установкой 2076 замеров в 810 скважинах. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||