ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5. Даутов Дамир Флюрович нр095

• Название: Даутов Дамир Флюрович нр095
• Анкор: ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5.docx
• Дата: 15.01.2018
• Размер: 4.99 Mb.
• Имя файла: ДП Даутов Д.Ф. НР-09-5.docx
• Тип: Реферат; #14104
• страница: 6 из 23

2.3 Анализ выполнения проектных решений

2.3.1 Мероприятия по совершенствованию разработки залежи

Залежь пласта АВ_4-5 введена в разработку в 1969г. В данный момент залежь находится на четвертой завершающей стадии разработки. Заводнение залежи начато в 1971г.

В соответствии с проектными решениями в зависимости от фильтрационных характеристик различных участков залежи в процессе ее освоения были организованы различные системы заводнения: трех- и пятирядные блоки с уплотняющими и поперечными дополнительными нагнетательными рядами скважин, очаговое заводнение, кольцевая батарея нагнетательных скважин вокруг ЧНЗ и центральный разрезающий ряд внутри кольца.

• 
  Анализ выработки запасов нефти уплотняющим фондом скважин.
  

Общее число добывающих скважин, введенных в эксплуатацию в 1969-1983гг.- 1146 единиц, доля их участия в накопленной добыче нефти – 78%.Этим фондом была охвачена практически вся площадь залежи, в том числе ЧНЗ и ВНЗ.

С 1984 по 2003г. было введено в эксплуатацию 2114 скважин, вклад которых в суммарную добычу нефти составил лишь 22%, а в суммарную добычу воды – 51%. Из них 1764 скважины бурились между ранее пробуренными добывающими скважинами в целях уплотнения сетки, и 350 скважин - в приконтурной зоне пласта.

На площади залежи размещены скважины трех групп:

• 
  введенных в эксплуатацию до 1984г.;
  
• 
  уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г.;
  
• 
  приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г.
  

Начальная обводненность скважин, вводившихся в эксплуатацию на новых приконтурных участках была, как правило, значительно ниже, чем по уплотняющим скважинам. Исключения составляют 1997,1998, 2001 и 2003гг., когда в уплотняющий фонд ежегодно вводилось от одной до шести новых скважин с обводненностью, не превышающей 50%.

Скважины, введенные в эксплуатацию до 1984г. обеспечили максимальный объем добычи нефти из пласта – 37,9 млн.т в 1983г. Из 1146 скважин в 2003г. осталось 211 действующих скважин, годовая добыча нефти составила 507,4 тыс.т при обводненности продукции 97,5%, объем попутной воды – 1 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 4,2 и 169 т/сут соответственно.

По группе уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., максимальная добыча нефти – 12,1 млн.т, была получена в 1986г. К 2003г. из 1676 скважин в действующем фонде осталось 702 скважины, годовая добыча нефти составила 1,8 млн.т при обводненности продукции 97,1%, объем попутной воды – 58,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 6,7 и 228 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 55 тыс.т, жидкости – 624 тыс.т, ВНФ – 10,3.

По группе приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., самый низкий максимальный уровень добычи нефти – 851 тыс.т (в 1989г.). К 2003г. из 347 скважин в действующем фонде осталось 121 скважина, годовая добыча нефти составила 184 тыс.т при обводненности продукции 95,1%, объем попутной воды – 3,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 3,9 и 80 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 22,9 тыс.т, жидкости –208 тыс.т, ВНФ – 8,1.

Сравнение показателей разработки по группам скважин за период 1984-2003гг. позволило сделать следующие выводы:

• 
  минимальными годовыми уровнями добычи нефти характеризовались приконтурные скважины, в связи с их небольшим количеством. До 1987г. основной вклад в добычу нефти приходился на старые скважины, а с 1987г. уровни добычи уплотняющих скважин стали превышать годовую добычу нефти старых скважин почти в 2 раза;
  
• 
  наибольшими значениями обводненности продукции на протяжении 1984-2003гг. характеризовались скважины, введенные до 1984г., наименьшими - приконтурные скважины;
  
• 
  по накопленной добыче нефти и жидкости однозначное преимущество имеет группа скважин, введенных в эксплуатацию до 1984г. (для анализа использована накопленная добыча по этим скважинам только за период с 1984-2003гг.). К 2003г. накопленная добыча жидкости по уплотняющим скважинам достигла величины, близкой к значению, полученному по старым скважинам;
  
• 
  максимальными дебитами нефти до 1993г. характеризовались уплотняющие скважины, с 1993г. дебиты нефти по всем группам скважин стали сопоставимыми. Дебиты жидкости старых скважин вплоть до 2000г. превышали значения по уплотняющим скважинам в среднем на 50 т/сут, а с 2000г. стали ниже, чем по уплотняющему фонду в среднем на 6-58 т/сут. Минимальные дебиты жидкости отмечались по приконтурным скважинам;
  
• 
  наибольшая доля в действующем фонде на протяжении 1984-2003гг. приходилась на уплотняющие скважины, которые обеспечили основную часть годовой добычи нефти. Их количество и вклад в добычу нефти продолжает увеличиваться, в то время как фонд старых скважин, введенных до 1984г, как и их доля в годовых отборах нефти, постепенно снижается. Вклад в добычу нефти приконтурных скважин, количество которых кратно ниже - минимален.
  

Несмотря большой вклад уплотняющих скважин в годовую добычу нефти и достаточно высокие дебиты нефти, использование уплотняющего фонда все-таки менее эффективно, чем скважин, введенных до 1984г., что обусловлено совокупностью геологических и технологических причин:

1. 
   бурение уплотняющих скважин в заводненных зонах со сложным распределением по разрезу нефтенасыщенных и заводненных интервалов, о чем свидетельствует высокая начальная обводненность скважин;
   
2. 
   неправильный выбор интервалов перфорации, т.к. применявшийся комплекс ГИС не позволял достаточно достоверно оценивать характер насыщения пласта по разрезу;
   
3. 
   несовершенство применяемой технологии крепления скважин и разобщения нефтенасыщенных и заводненных интервалов;
   
4. 
   неудовлетворительное техническое состояние скважин, наличие перетоков воды по стволу, приводящее к увеличению обводненности продукции скважин. [2]