Отчет по производственной промысловой практике (вид практики) на ооо рнкраснодарнефтегаз
 Скачать 1 Mb.
|
4 Анализ показателей разработки объекта АВ 11-2 Самотлорского месторожденияЭксплуатация объекта АВ11-2Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977 году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2014 г. добыто около 30 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ – 1,8 %, от ТИЗ – 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы – более 130 млн. т. В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В неразбуренной зоне запроектирована однорядная система. Ввиду того, что ранее объект АВ11-2 считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 – 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин. В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн. т, добыча жидкости – около 15 млн. т, при годовой закачке воды – около 14 млн. м3. Таким образом, в 2013 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %. Доля участия пласта АВ11-2в накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2013 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск». Необходимо отметить, что при невысоком отборе от НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ11-2с высокообводненным пластом АВ13, заколонные перетоки, распространение трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ13, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора. Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы ППД и вводом в 2012 – 2013 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2013 г. составил 79,5 % (табл. 4.1). Т а б л и ц а 4.1 – Основные показатели разработки объекта АВ11-2на 01.01.2014г
Продолжается работа по формированию системы ППД объекта, обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно, компенсации отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд нагнетательных скважин увеличился практически в 10 раз. В 2013 г. годовой объем закачки воды составил около 14 млн. м3, Текущая компенсация отборов закачкой составила 89,6 %, накопленная – 57,1 %. С начала разработки пласта АВ11-2извлечено около 4 млрд. м3газа, в т.ч. около 2,0 млрд. м3растворенного газа и более 1,5 млрд. м3свободного газа газовой шапки. В 2013 г. ресурсы попутного газа составили около 330 млн. м3, в том числе более 200 млн. м3растворенного газа и около 120 млн. м3свободного газа. ЗаключениеДанный отчет выполнен на основании материалов производственной промысловойпрактики, в процессе которой была изучена технологическая схема разработки Самотлорского месторождения. В отчёте приведены общие сведения о районе работ, геолого-геофизическая характеристика месторождения, а именно: геологическое строение месторождения и залежей, литолого-стратиграфическая характеристика разреза, газоносность, гидрогеологические и инженерно-геологические условия, характеристика режима водонапорного бассейна, физико – гидродинамическая характеристика продуктивных пластов, свойства и состав пластовых флюидов, сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность, запасы углеводородов. Список использованной литературыТребования к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья [Текст]: утв. Приказом Минприроды России 08.07.10: ввод. в действие 09.07.10. -М., 2010. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: утв. Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» 05.02.99.– М: ВНИИгаз, 1999. Отчетные материалы ОАО «Самотлорнефтегаз» по разработке и подсчету запасов на Самотлорском месторождении 2009 г. Данные геологического отдела ОАО «Самотлорнефтегаз», 2009 г. «Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,2009г. |