Разработка месторождений нефти. Разработка.Марченко. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
 Скачать 2.61 Mb.
|
 Рис 2.3 Максимальный дебит нефти в скважине №143 равный 23,483 т/сут. Минимальный дебит в скважине №153 равный 0,009 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 0 до 5 т/сут. Среднесуточный дебит нефти по пласту Б2 – 6,5 т/сут. Большинство скважин малодебитные. Таблица 2.8
Распределение фонда скважин по дебиту жидкости  Рис. 2.4 Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №153 со значением 1 т/cут. Максимальный дебит на объекте в скважине №107 со значением 220 т/cут. Среднесуточный дебит жидкости по пласту Б2 – 79,8 т/сут. Анализ обводнения залежи В таблице 2.9 и на рисунке 2.5 приведено распределение действующего фонда скважин по обводненности. Таблица 2.9
Распределение фонда скважин по обводненности  Рис. 2.5 Максимальная обводненность со значением 99% наблюдается в скважине № 153, а минимальная со значением 40,7% в скважине №143. Средняя обводненность по пласту составляет 85,5%. 2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Важная часть анализа процесса разработки – сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта. Оно проводится с целью выявления взаимосвяи и влияния основных факторов, выяснения причин отклонения от проекных разработок и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели. Динамика изменения проектных и фактических показателей разработки проанализирована за 2007-2011 год. В таблице 2.10 приведены показатели проекта разработки и фактические данные. Как видно из таблицы, проектные показатели немного превышают фактические. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели. По проекту в 2007 и 2009 годах планировалось выбытие добывающих скважин, что не было выполнено. Фонд добывающих скважин в 2008, 2010 и 2011 годах отстает от проектных показателей на 2-3 единицы. Фонд нагнетательных скважин с 2008 года отстает от проектного. Средний дебит по нефти в 2007-2011 годах незначительно меньше проектного. Приемистость нагнетательных скважин до 2009 года была ниже проектной, в 2010 и 2011 годах – выше. Фактический коэффициент нефтеизвлечения во все года практически совпадает с проектным. Столь малые расхождения фактических величин с проектными обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 гг) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 г. по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 г., соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня. Таблица 2.10 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами 2.6.1.Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин. Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||