Копия ДП Зубков готовый НОРМА. Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
% от всей добычи залежи) безводной нефти. Скважина 36s2 пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины 1997м. При испытании в интервале 2724 – 2758 м (открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8 МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6). Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008 года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле 2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см3. Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в бездействии. В марте 1992 года после снижения давления в залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость составила 80-90 м3/сут, давление закачки – 16,2 МПа. В скважину закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см3. В процессе закачки приемистость снизилась до 36 м3/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа. Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7 тыс. м3 воды. В силу высокой расчлененности разреза и ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла 120-280%. На рисунке видно, что закачка в скважину 65 отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось, что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66. В меньшей степени закачка в скважину 65 оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65, добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня. С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года с приемистостью 21 м3/сут переведена под нагнетание обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18 МПа. Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65 и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м, в соответствии с графикми изображенными на рисунках 2.8 и 2.9.  Рисунок 2.8 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»  Рисунок 2.9 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки» В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои елецкого горизонта. В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60 и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60 жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей степени принимает интервал 2794,4-2798 м. В нагнетательной скважине 65 вода от закачки поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м, 2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора – 2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816 м. По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%. Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. Планировалось выработку остаточных запасов осуществлять действующими добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в 2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65. Проектные решения выполнены, система разработки соответствует проектной. В 2008 году восстановлена вторым стволом скважина 36 с дебитом 10,6 т/сут, при проектном 7 т/сут. Однако, из-за быстрого обводнения скважины 36s2, начиная с 2009 года, проектные уровни добычи нефти не выполняются. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс.т нефти, остаточные извлекаемые запасы – 46 тыс.т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. Пластовое давление в среднем по залежи на конец 2011 года составляет 28,5 МПа. Текущая компенсация отбора закачкой – 71,2%, накопленная 68,8%. Динамика технологических показателей разработки представлена в таблицах 2.2-2.6. Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки Соколовского месторождения (второго блока елецкого горизонта)
Продолжение таблицы 2.2
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||