отчет по рнм. отчет РАФЫ. Промысловом объекте
 Скачать 303.81 Kb.
|
|
Физико-химические пластовых там и принципиально газов В таблице приведены физико-химические свойства. Таблица 5 - приведенные физико-химические свойства пластовых флюидов, а также исследования глубинных проб нефти пласта Д1
Продолжение таблицы 5.
В таблице 5 приведены физико-химические свойства пластовых флюидов, а также исследования глубинных проб нефти пласта. Пласт Д1 показывает, что давления насыщения изменяются по площади от 89,4 до 94,7 МПа ; коэффициент сжимаемости в интервале от 175 до 100 атм - от 8,59х10 до 10,27∙10 атм ; объемный коэффициент от 1,1423 до 1,1787 ; газовый фактор приведенный к 20°С от 54,2 до 61,1 м3/т ; удельный вес дегазированной нефти от 0,8664 до 0,8730 г/см3; вязкость пластовой нефти от 2,9 до 4,5 сП . Минеральный состав пластовых вод представляет собой крепкие рассолы хлор-кальциевого (по В. А. Сулину) типа, с общей минерализацией 262 - 282 г/л, плотностью 1,182 -1,191 г/см3 и вязкостью в среднем 1,94 сП. (при 20 °С в поверхностных условиях). Они характеризуются отсутствием или незначительным содержанием сульфат-ионов до 73 мг/л, и гидрокарбонат — ионов - до 24 мг/л. Из микрокомпоненто В естественных в присутствует йод —6-8 мг/л, бром --- 920 -1050 мг/л, бор—10-12 мг/л. вод составляет 0,23-0,40 г/л. В составе водо-растворенного газа преобладают азот и, не нарушенных разработкой условиях, газо-насыщенность пластовых метан. Содержание углеводородных газов несколько превышает 50% объемных. В нарушенных разработкой условиях, в частности, при закачке пресных вод с целью ППД, общая минерализация пластовых вод снижается до 150 г/л и ниже, а также снижается плотность (до 1,1г/см3) и вязкость воды. При наличии в закачиваемой пресной воде сульфат и сульфат-восстанавливающих бактерий, при взаимодействии с нефтью в результате процессов биохимической сульфатредукции вблизи забоев нагнетательных скважин образуется сероводород. Содержание растворенного в воде сероводорода в этом случае достигает 30-90 мг/л. При подтягивании этой воды к эксплуатационным скважинам увеличивается скорость нефтепромыслового оборудования.[7] 3.АНАЛИЗ ТЕКУЩЕЮ бар РАЗРАБОТКИ 3.1 Характеристика технологических авалс разработки Начальные извлекаемые запасы по Азнакаевской площади составляют 156466 тыс.т. нефти. Балансовые 300074 тыс.т. нефти. К 2012 году извлечено 138540 тыс.т. нефти, то есть 88,5% извлекаемых запасов. Для анализа разработки был построен график разработки. Как видно из них максимальный уровень добычи нефти по Азнакаевской площади достигнут в 1968 году (7310 тыс.т.). С 1970 года при отборе 40,1% от начальных извлекаемых запасов отбор нефти по площади стал снижаться и в 2012г. составил 650 тыс.т. В эти годы площадь вступила в стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения, увеличением количества выбывающих из действующего фонда скважин, снижением эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным снижением добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов. На 01.01.18г. доля трудноизвлекаемых (ВНЗ, глинистые коллектора 1 группы, коллектора 2 группы - алевролиты) возросли по Азнакаевской площади с 33,8% начальных до 93,9% текущих. Отбор жидкости по площади увеличивался вплоть до 1989 года, достигнув в 1988 году 12010 тыс.т. В 1985-1987 гг. отбор жидкости сохранялся на достигнутом уровне, а с 1988 года стал снижаться. За 2018 год отбор жидкости составил 8630 тыс.т. С начала разработки на 01.01.18 г. из горизонта Д1 отобрано от начальных извлекаемых запасов 88,5%, текущая нефтеотдача составляет 46,17%, среднегодовая обводнённость 92,5%. Водо-нефтяной фактор с начала разработки 1,75 текущий, 12. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0.4%, от текущих 3.5%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 97%. Средневзвешенное пластовое давление по площади составляет 173 атм. В истории разработки площади выделяются четыре стадии. Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется непрерывным увеличением добычи нефти благодаря разбуриванию и освоению системы ППД. По Азнакаевской площади стадия начинается в 1958 году, а заканчивается 1968 годом. В эти годы по площади достигнут максимальный отбор, составляющий 7310 тыс.т при обводнённости 16%. Темп отбора при этом составлял 4,7% от НИЗ и 6,4% от ТИЗ, отбор жидкости 8700 тыс.т. Средний дебит одной скважины по нефти 31,5 т/сут., по жидкости 38,5 т/сут. Компенсация отбора закачкой составляла 125,3%, средневзвешенное пластовое давление 160,8 атм., в зоне отбора 149,4 атм. За эту стадию по площади добыто от НИЗ 31,2%, от геологических запасов 16,28%. Вторая стадия – поддержание достигнутого максимального уровня добычи нефти – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти. По Азнакаевской площади она охватывает лишь 1969 год. В 1969 году добыча нефти составляла 7181 тыс.т, отбор жидкости составлял 9010 тыс.т, обводнённость 20,3%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 4,6 %, от текущих ( ТИЗ ) 6,7%. Средний дебит одной скважины по нефти составлял 32т/сут., по жидкости 40,5 т/сут. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила 137,2%, средневзвешенное пластовое давление 160,4 атм., в зоне отбора 147 атм. За эту стадию добыто от начальных извлекаемых запасов 4,6%, от геологических 2,4%. Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется нарастанием обводнённости продукции и значительным снижением добычи нефти. За границу между третьей и четвёртой стадиями принят год, когда темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет около 1,5%. По Азнакаевской площади эта стадия охватывает период с 1970 по 1982 гг. На концевой год стадии 1982 добыча нефти составила 2390 тыс.т, жидкости 10458 тыс.т, обводнённость 77,2%, водо-нефтяной фактор с начала разработки 0,64, текущий 3,4. Средний дебит одной скважины по нефти 11,2 т/сут., по жидкости 53,7 т/сут. Компенсация закачкой с начала разработки 124,2%, средневзвешенное пластовое давление 167,7 атм., в зоне отбора 154,8 атм. За третью стадию отобрано 37,1% от начальных извлекаемых запасов по Азнакаевской площади. 3.2 сРаспределение фонда скважин сон по объектам разработки, сон оборудование применяемое при сон различных способах эксплуатации Начальные извлекаемые запасы по Азнакаевской площади составляют 156466 тыс.т. нефти. Балансовые 300074 тыс.т. нефти. К 2012 году извлечено 138540 тыс.т. нефти, то есть 88,5% извлекаемых запасов. Для анализа разработки был построен график разработки. Как видно из них максимальный уровень добычи нефти по Азнакаевской площади достигнут в 1968 году (7310 тыс.т.). С 1970 года при отборе 40,1% от начальных извлекаемых запасов отбор нефти по площади стал снижаться и в 2012г. составил 650 тыс.т. В эти годы площадь вступила в стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения, увеличением количества выбывающих из действующего фонда скважин, снижением эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным снижением добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов. На 01.01.12г. доля трудноизвлекаемых (ВНЗ, глинистые коллектора 1 группы, коллектора 2 группы - алевролиты) возросли по Азнакаевской площади с 33,8% начальных до 93,9% текущих. Отбор жидкости по площади увеличивался вплоть до 1989 года, достигнув в 1988 году 12010 тыс.т. В 1985-1987 гг. отбор жидкости сохранялся на достигнутом уровне, а с 1988 года стал снижаться. За 2012 год отбор жидкости составил 8630 тыс.т. С начала разработки на 01.01.12 г. из горизонта Д1 отобрано от начальных извлекаемых запасов 88,5%, текущая нефтеотдача составляет 46,17%, среднегодовая обводнённость 92,5%. Водо-нефтяной фактор с начала разработки 1,75 текущий, 12. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0.4%, от текущих 3.5%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 97%. Средневзвешенное пластовое давление по площади составляет 173 атм. В истории разработки площади выделяются четыре стадии. Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется непрерывным увеличением добычи нефти благодаря разбуриванию и освоению системы ППД. По Азнакаевской площади стадия начинается в 1958 году, а заканчивается 1968 годом. В эти годы по площади достигнут максимальный отбор, составляющий 7310 тыс.т при обводнённости 16%. Темп отбора при этом составлял 4,7% от НИЗ и 6,4% от ТИЗ, отбор жидкости 8700 тыс.т. Средний дебит одной скважины по нефти 31,5 т/сут., по жидкости 38,5 т/сут. Компенсация отбора закачкой составляла 125,3%, средневзвешенное пластовое давление 160,8 атм., в зоне отбора 149,4 атм. За эту стадию по площади добыто от НИЗ 31,2%, от геологических запасов 16,28%. Вторая стадия – поддержание достигнутого максимального уровня добычи нефти – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти. По Азнакаевской площади она охватывает лишь 1969 год. В 1969 году добыча нефти составляла 7181 тыс.т, отбор жидкости составлял 9010 тыс.т, обводнённость 20,3%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 4,6 %, от текущих ( ТИЗ ) 6,7%. Средний дебит одной скважины по нефти составлял 32т/сут., по жидкости 40,5 т/сут. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила 137,2%, средневзвешенное пластовое давление 160,4 атм., в зоне отбора 147 атм. За эту стадию добыто от начальных извлекаемых запасов 4,6%, от геологических 2,4%. Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется нарастанием обводнённости продукции и значительным снижением добычи нефти. За границу между третьей и четвёртой стадиями принят год, когда темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет около 1,5%. По Азнакаевской площади эта стадия охватывает период с 1970 по 1982 гг. На концевой год стадии 1982 добыча нефти составила 2390 тыс.т, жидкости 10458 тыс.т, обводнённость 77,2%, водо-нефтяной фактор с начала разработки 0,64, текущий 3,4. Средний дебит одной скважины по нефти 11,2 т/сут., по жидкости 53,7 т/сут. Компенсация закачкой с начала разработки 124,2%, средневзвешенное пластовое давление 167,7 атм., в зоне отбора 154,8 атм. За третью стадию отобрано 37,1% от начальных извлекаемых запасов по Азнакаевской площади. По состоянию на 01.02.2012 года пробурено 1488 скважин (проектный фонд составляет 1772 скважин) Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду составляет 31,4 га/скв, по добывающему 37,8 га/скв (при проекте32,9га/скв). В третьей и четвёртой стадиях на площадях внедрялся комплекс мероприятий, который должен был обеспечить наилучший ход процесса эксплуатации, приводящего к замедлению темпов снижения добычи нефти и обеспечивающего достижение максимального, экономически допустимого коэффициента нефтеизвлечения. На первых этапах разработки площадей основными мероприятиями были: - внедрение очагового заводнения - перенос фронта нагнетания - повышение давления нагнетания - оптимизация давлений на забое эксплуатационных скважин. К настоящему моменту эти мероприятия практически исчерпаны. На более поздней стадии осуществлялись мероприятия по бурению скважин сверхосновного фонда, широкому внедрению циклического заводнения, изменению направления фильтрационных потоков в пласте, путём разрезания площадей нагнетательными рядами, внедрению третичных методов. На основании всего вышеописанного можно сделать вывод: Азнакаевская площадь Ромашкинского нефтяного месторождения находится в завершающей четвертой стадии разработки. Снижение добычи нефти на этой стадии происходит за счет истощения запасов в целом по эксплуатационному объекту, за счет ухудшения структуры запасов. На 01.01.12 г. доля трудноизвлекаемых запасов возросла с 33,8 % начальных до 93,9 % текущих. На этой стадии должны быть решены две основные задачи : обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов. Первая должна решаться систематическим контролем и регулированием отбора жидкости и закачки воды, т.е. дальнейшим совершенствованием системы заводнения, дальнейшим внедрением третичных методов, повышающих коэффициент вытеснения и коэффициент охвата, вторая уплотнением сетки и организацией заводнения на участках площадного распространения коллекторов 2 – ой группы с использованием насосов высокого давления малой производительности. [4] | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||