Продолжение таблицы 2.1.
|
0
|
Технологические показатели разработки Красногородецкое Красногородецкий Б2(С-1)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годы
|
Накопленная добыча в пласт.усл., тыс.м3
|
Текущий
|
Степень
|
Темп отбора
|
Обводн.
|
Действующий
|
Закачка воды,
|
Компенсация
|
Приеми-
|
|
КИН,
|
выработки
|
извл. запасов, %
|
в пл-х
|
фонд нагн. скв-н
|
тыс.м3
|
отбора закачкой, %
|
стость
|
|
нефти
|
воды
|
жидко-
|
доли ед.
|
нач. извл.
|
началь-
|
остаточ-
|
условиях,
|
всего
|
в т. ч.
|
годовая
|
накопл.
|
текущая
|
накопл.
|
нагн. скв.,
|
|
|
|
сти
|
|
зап., %
|
ных
|
ных
|
%
|
|
совм-х
|
|
|
|
|
м3/сут
|
16
|
17
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
23
|
24
|
25
|
26
|
27
|
28
|
29
|
30
|
31
|
1990
|
0,018
|
0,000
|
0,018
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1991
|
12,754
|
0,000
|
12,754
|
0,003
|
0,4
|
0,4
|
0,4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1992
|
26,901
|
0,000
|
26,901
|
0,005
|
0,8
|
0,4
|
0,4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1993
|
44,871
|
0,000
|
44,871
|
0,009
|
1,4
|
0,6
|
0,6
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1994
|
94,524
|
0,000
|
94,524
|
0,019
|
2,9
|
1,5
|
1,6
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1995
|
154,379
|
0,000
|
154,379
|
0,031
|
4,8
|
1,8
|
1,9
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1996
|
229,667
|
0,000
|
229,667
|
0,047
|
7,1
|
2,3
|
2,5
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1997
|
319,827
|
0,000
|
319,827
|
0,065
|
9,9
|
2,8
|
3,1
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1998
|
421,740
|
0,000
|
421,740
|
0,086
|
13
|
3,1
|
3,6
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1999
|
524,824
|
0,000
|
524,824
|
0,107
|
16,2
|
3,2
|
3,8
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
2000
|
636,484
|
0,000
|
636,484
|
0,129
|
19,7
|
3,4
|
4,3
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
2001
|
866,375
|
0,000
|
866,375
|
0,176
|
26,8
|
7,1
|
9,7
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
2002
|
1141,982
|
0,000
|
1141,982
|
0,232
|
35,3
|
8,5
|
13,2
|
0
|
2
|
0
|
19,015
|
19,015
|
6,9
|
1,7
|
46,3
|
2003
|
1492,635
|
0,000
|
1492,635
|
0,303
|
46,1
|
10,8
|
20,1
|
0
|
4
|
0
|
214,785
|
233,8
|
61,3
|
15,7
|
183,2
|
2004
|
1792,739
|
0,000
|
1792,739
|
0,364
|
55,4
|
9,3
|
20,8
|
0
|
4
|
0
|
374,506
|
608,306
|
124,8
|
33,9
|
258,8
|
2005
|
1977,084
|
0,000
|
1977,084
|
0,401
|
61,1
|
5,7
|
14,6
|
0
|
5
|
0
|
326,637
|
934,943
|
177,2
|
47,3
|
245,8
|
2006
|
2125,417
|
0,000
|
2125,417
|
0,431
|
65,7
|
4,6
|
13,3
|
0
|
4
|
0
|
559,506
|
1494,449
|
377,2
|
70,3
|
290,9
|
2007
|
2247,848
|
0,000
|
2247,848
|
0,456
|
69,4
|
3,8
|
12,4
|
0
|
6
|
0
|
449,93
|
1944,379
|
367,5
|
86,5
|
216,6
|
2008
|
2345,222
|
0,000
|
2345,222
|
0,476
|
72,4
|
3
|
10,9
|
0
|
6
|
0
|
403,099
|
2347,478
|
414
|
100,1
|
184,4
|
2009
|
2422,956
|
0,000
|
2422,956
|
0,492
|
74,8
|
2,4
|
9,5
|
0
|
6
|
0
|
401,51
|
2748,988
|
516,5
|
113,5
|
186,8
|
2010
|
2490,087
|
0,000
|
2490,087
|
0,505
|
76,9
|
2,1
|
9
|
0
|
6
|
0
|
473,369
|
3222,357
|
705,1
|
129,4
|
218,1
|
2011
|
2542,652
|
0,000
|
2542,652
|
0,516
|
78,5
|
1,6
|
7,6
|
0
|
6
|
0
|
495,51
|
3717,867
|
942,7
|
146,2
|
227,6
|
2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки (до закачки воды)
Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.
К техническим причинам обводнения в основном относятся:
- нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии;
- заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;
- нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.
К геолого-физическим и технологическим относятся геологическое строение, неоднородность пластов, изменение проницаемости по площади залежи, а именно наличие:
- трещиновато-порового коллектора;
- водонасыщенного пласта с нефтесодержанием 0,5;
- водо-нефтяных зон (ВНЗ);
- высокой вязкости нефти;
- высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации и т.д.
К Красногородецкому месторождению пласту Б2 относятся следующие факторы: высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации, высокая вязкость добываемой нефти, а так же наличие водонефтяных зон.
2.2.2. Анализ применения геолого-технических мероприятий
Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Красногородецком месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.
Прежде всего рассмотрим ГТМ, проводившиеся в период с 2003 по 2007гг. Данные по этому периоду приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Выполнение планируемых мероприятий
Пласт
|
Годы
|
Планируемые мероприятия (Проект разработки 2003г.)
|
Выполненные на 1.01.05 г.
|
Выполненные на 1.01.07 г.
|
Б2
|
2003
|
Отбор нефти – 366,4 тыс.т, Обводненность - 48% qн-30 т/сут, qж-57,6 т/сут, фонд - 36 доб.скв., 2 нагн.скв.
|
Факт.отбор - 305 тыс.т, (невыпол. на 61,4 тыс.т – 16,8%) Обводненность -50,4% qн - 27,4 т/сут, qж-55,3 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 4 нагн.
|
-
|
Возврат трех скв. 131,134,142 с пл.В1 Добыча из новых скв. – 27,6 тыс.т, дебит нефти – 92 т/сут.
|
Скважины не переведены Скв. 131,134 – в дейст. доб. фонде пл. В1, скв.142 – в б/д
|
Скважины не переведены. Скв. 131, 142 – в дейст. доб. фонде пл. В1
|
Оптимизация работы по 15 скважинам (100,109,112,118,121,130,132,136,139,140,141,143,144,145,154) Доп.добыча – 180 тыс.т
|
Увелич. производительности по11скв.: 109,112,118,130,136,139,141,145,154,(+107,146) Доп.эффект – 71,9 тыс.т нефти
|
-
|
Объем закачки – 55 т.м3, прием.-75,5м3/сут.
|
Объем закачки 215 т.м3, прием.-182м3/сут.
|
-
|
2004
|
Отбор нефти – 299,4 тыс.т, обводненность 68,6% qн - 25,9т/сут, qж - 82,4 т/сут, фонд - 27 доб.скв., 10 нагн.скв
|
Факт – 260 тыс.т, (невыпол. на 38,5 тыс.т - 13%) Обводненность - 67,5% qн-23,7т/сут, qж-72,8 т/сут, фонд 31 доб.скв.,4 нагн. Оптимизация по скв.109,115,125 – эффект 13,85 тыс.т
|
-
|
Ввести 8 проектных нагнет. скважин (в отработке на нефть): №№ 14,103,119,120,124,140,144,153. Нагн. фонд – 10 скв., объем закачки – 217 тыс.м3, приемистость -100 м3/сут, Закачка ПАА, ГОС, БП-92
|
Пущены под закачку скв.120,129. В освоении - скв.108, в б/д – скв.147. Нагн. фонд – 4 скв., объем закачки – 374,5 тыс.м3, приемистость – 260 м3/сут. Закачка сточной воды
|
Пущены под закачку скв.№147, 149. Нагнетательный фонд - 7 скв.
|
Пласт
|
Годы
|
Планируемые мероприятия (Авторский надзор 2005г.)
|
Выполненные на 1.01.08 г.
|
Б2
|
2005
|
Отбор нефти – 168.8 тыс.т, qн -21.3 т/сут, qж - 71,1 т/сут, фонд - 32 доб.скв., 6 нагн.скв.
|
Факт.отбор – 160.3 тыс.т (невыпол. на 8,5 тыс.т – 5%), обводненность - 80%, qн - 18,8 т/сут, qж - 93,9 т/сут, фонд - 31 доб.скв., 6 нагн.
|
Перевести скв.№14,100,101и 108 в контрольный фонд
|
Не переведены.
|
2006
|
Отбор нефти – 167,1 тыс.т, обводненность - 80,2%, qн -18,8 т/сут, qж - 94,8 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 5 нагн.скв.
|
Факт.отбор – 129,0 тыс.т (невыпол. на 38,1 тыс.т – 22,8%), обводненность - 87,8%, qн -13,2 т/сут, qж - 108,4 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 8 нагн.
|
Полимерное заводнение с 2006г.
|
Не выполнено
|
В 2006г. перевод под закачку скв.№103, 119, 149
|
Скважина №119, 149 переведена под закачку 01.2006г.
|
2007
|
Отбор нефти – 137,3 тыс. т, обводненность – 84,4%, qн -17,7 т/сут, qж - 113,9 т/сут, фонд – 24 доб.скв., 5 нагн.скв.
|
Факт.отбор – 122,7 тыс.т, (невыпол. на 14,6 тыс.т – 12%), обводненность – 87,8%, qн -10,6 т/сут, qж - 86,8 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 8 нагн.
|
В 2008 году проводились следующие ГТМ:
ППР - смена оборудования на скважине №146, прирост дебита нефти на конец года - отрицательный.
ИДН – увеличение производительности ЭЦН на скважине №114, прирост дебита нефти на конец года – отрицательный. Причина недостижения расчетных приростов – рост обводненности.
ОПЗ – скважина №112, прирост дебита нефти – положительный.
ОПЗ по технологии НХС (без подъезда бригады) – скважина №120. Результат – увеличение приемистости.
В таблицах 2.3, 2.4, 2.5 представлены геолого-технические мероприятия за последние 3 года.
Таблица 2.3.
Геолого-технические мероприятия за 2009 год.
Мероприятия
|
2009 год
|
Скважина
№
|
Эффективность в тоннах Нефть
|
ППР
|
102
|
124
|
ППР
|
136
|
157,4
|
ППР
|
144
|
4,3
|
КРС (ОПЗ)
|
14
|
4
|
Вывод из БД
|
130
|
100
|
ПВЛГ
|
130
|
0,6
|
ПВЛГ
|
144
|
0,1
|
В 2009 году проводились следующие ГТМ:
ППР – скважины №№102, 136, 144, прирост дебита нефти положительный.
КРС (ОПЗ) – скважина №14, прирост дебита нефти положительный.
Вывод из бездействия прошлых лет – скважина №130, прирост дебита нефти положительный.
ПВЛГ – скважины №№130, 144, прирост дебита нефти крайне мал, вследствие отклонения от планового прироста по причине высокой обводненности продукции (плановый 10%, фактический 64%) для скважины №130 и высокой обводненности (план 50%, факт 99%) для скважины №144.
Таблица 2.4.
Геолого-технические мероприятия за 2010 год.
Мероприятия
|
2010 год
|
Скважина
№
|
Эффективность в тоннах Нефть
|
Вывод из БД
|
112
|
3
|
Вывод из БД
|
118
|
2,7
|
В 2010 году проводились следующие ГТМ:
Вывод из бездействия прошлых лет – скважины №№112, 118, прирост дебита нефти положительный.
Таблица 2.5
Геолого-технические мероприятия за 2011 год
Мероприятия
|
2011 год
|
Скважина
№
|
Эффективность в тоннах Нефть
|
ППР
|
114
|
6
|
ППР
|
145
|
2,7
|
ИДН
|
140, 132, 126, 148
|
Нет данных
| |
Скачать 2.76 Mb.