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
|
Скачать 2.61 Mb.