Проектная работа по Самотлорскому месторождению. Самолоторское. Реферат дипломная
 Скачать 3.51 Mb.
|
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬАнализ показателей разработки Самотлорского месторожденияНа 01.01.2016 г. в пределах анализируемого участка в эксплуатации находятся одиннадцать объектов разработки – АВ 1-2, АВ 3, АВ , АВ , АВ , 1 1 2-3 4-5 6-8 БВ0-4, БВ7, БВ8, БВ10, БВ16-22, ЮВ1. Разрабатываемые объекты находятся на разных стадиях разработки 1 Объект АВ 1-2. Система разработки обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами от 400 до 600м. 1 Объект АВ 3. Система разработки рядная с тремя и пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно- замкнутую. Объект АВ2-3. Система разработки рядная с тремя и пятью рядами эксплуатационных скважин, которая в процессе эксплуатации трансформирована в блоковую. Для отсечения газовой шапки организовано барьерное заводнение на подгазовую зону в виде двух кольцевых рядов нагнетательных скважин: внутреннего и внешнего. Для интенсификации системы заводнения в низкопродуктивных зонах предусмотрены очаговые скважины. Объект АВ4-5.Система разработки рядная с тремя и пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно- замкнутую. Объект АВ6-8. Объект АВ6-8. относится к разряду малых, зависимых объектов. На объекте не существует чёткой упорядоченной системы расположения скважин. Пополнение фонда скважин осуществляется исключительно за счёт переводов с других объектов. Систему воздействия на пласты объекта можно охарактеризовать как очагово-избирательную. Объект БВ0-4. Объект относится к разряду малых, зависимых объектов. Разработка ведётся на естественном упруговодонапорном режиме, без поддержания пластового давления. Объект БВ7.Объект относится к разряду малых, зависимых объектов. Разработка осуществляется одной добывающей скважиной Объект БВ8. Система разработки объекта блоковая трех– и пятирядная, в зонах низкой продуктивности БВ 0 и БВ 3 – площадная семиточечная, 8 8 усиленная очагово-избираельным заводнением. Объект БВ10. Система разработки блоковая с тремя и пятью эксплуатационными рядами, трансформировавшаяся в дальнейшем в 10 однорядную систему, усиленную очаговыми скважинами. В зоне пласта БВ 0 реализована площадная семиточечная система. Объект БВ16-22. Система разработки блоковая трехрядная. Объект ЮВ1. Система разработки – блоковая трехрядная с элементами семиточечной, приконтурное заводнение с переходом на очагово- избирательную. На отдельных залежах предусмотрен естественный режим. С начала разработки по Самотлорскому месторождению на 01.01.2016 г. добыто 1396 млн. т нефти, что составляет 76,3 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,402. Накопленная добыча жидкости составила 6123 млн. т. жидкости, накопленная закачка – 7112 млн. м3. На рисунке 6 показана динамика показателей разработки анализируемого участка. Максимальные годовые отборы нефти были достигнуты в 1979-1981 гг. – 85 – 86 млн.т./год при обводненности продукции 21 – 36 %, продолжительность разработки на стадии максимальных отборов нефти, когда добыча нефти не отличалась от максимальной более чем на 10 %, составила шесть лет. На конец 1981 года накопленная добыча нефти составила 67 млн.т. или 50 % от накопленной добычи за всю историю разработки. Максимальные годовые отборы жидкости – на уровне 280 - 291 млн. т - получены в 1988-1990 гг. К этому же периоду относятся и максимальные годовые объемы закачки воды – порядка 355 млн. м3. В дальнейшем в динамике фактических технологических показателей до 1993 г. наблюдалось прогрессирующее снижение годовых отборов нефти при резком росте обводненности продукции. Темпы падения годовой добычи нефти ежегодно увеличивались и в 1992 г. достигли максимальной величины за всю историю – 28,6 % в год, при этом обводненность возросла до 92,3 %. Начиная с 1993 г. можно говорить о стабилизации добычи, и даже некотором ее росте начиная с 2001 года, что связано с активным разбуриванием Усть-Вахской и Мыхпайской площадей, проведением геолого-технологических мероприятий, работой по выводу скважин из бездействующего фонда. Обводненность в этот период сначала снизилась с 94,7 % до 92,2 % (2005 г.), в последующие года выросла до 94,1 % на 01.01.2016 г.
 300000 270000 Добыча, тыс.т 240000 210000 180000 150000 120000 90000 60000 30000 0 360000 324000 288000 252000 216000 180000 144000 108000 72000 36000 0 1969 1974 1978 1982 1986 1990 1994 2000 2006 2010 2015    1000900 800 Дебит, т/сут. 700 600 500 400 300 200  100Добыча нефти Добыча жидкости Закачка воды  
  100 90 Обводненность, % 80 70 60 50 40 30 20 10 Закачка, тыс.м3
   5000 4500 4000 Фонд скважин, ед. 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1969 1974 1978 1982 1986 1990 1994 2000 2006 2010 2014  Рисунок 6 - Динамика показателей разработки анализируемого участка Наибольшее количество новых скважин введено на ЮВ1 (19 скважин), годовая добыча нефти по ним составила 84,2 тыс. т (37,9 % от всей добычи по новым скважинам). Максимальные дебиты нефти получены из новых скважин пластов АВ4-5 – 41,0 т/сут; и ЮВ1 – 32,0 т/сут. 1 На месторождении принимаются активные меры по выводу скважин из неработающего фонда. Часть скважин используется в эксплуатации на том же объекте разработки, на котором велась эксплуатация, после проведения ремонтных работ и геолого-технологических мероприятий. Скважины, выполнившие свое проектное назначение на основном объекте разработки, а также скважины, которые не могут эксплуатироваться на данном объекте в связи с техническим состоянием, используются на других объектах. При этом кроме повышения эффективности использования пробуренного фонда, частично решаются задачи по оптимизации плотности сетки скважин и повышению интенсивности отбора из низко продуктивной части возвратного пласта, т.е. вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти. Всего за счет возвратных скважин добыто 1076,4 тыс. т нефти (9 % от годовой добычи), средний дебит нефти составил 11,9 т/сут, жидкости – 77,6 т/сут, обводненность – 84,7 %. Наибольшая добыча получена из возвратных скважин АВ 1-2 – 3783 тыс. т (35 % от всей добычи по возвратным скважинам). Средний дебит возвратных скважин по нефти за 2015 год составил 11,9 т/сут, по жидкости – 35,8 т/сут, средняя обводненность равна 72,7 %. Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки представлено на рисунке 7 (в группу «остальные» отнесены мелкие объекты разработки, вносящие небольшой вклад в общие запасы месторождения – АВ6-8, БВ0-4, БВ7, БВ16-22, ЮВ1). Самым крупным на месторождении является объект БВ8, на долю которого приходится 35 % начальных извлекаемых запасов месторождения в пределах деятельности. 1 Два эксплуатационных объекта группы пластов АВ (АВ2-3 и АВ4-5) содержат 15% и 23 % соответственно суммарных НИЗ месторождения. Объект АВ 1-2 содержит 9 % суммарных НИЗ. На долю каждого из остальных объектов разработки приходится менее 10 % начальных извлекаемых запасов. Начальные извлекаемые запасы – 1 829 886,0 тыс. т.  Рисунок 7 - Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка 1 1 В 2015 г. наряду с объектом БВ8 (3,6 млн. т годовой добычи – 29 %) значительную роль в отборах продолжает играть объект АВ 1-2, который за счет интенсивного бурения, перевода скважин с нижележащих объектов и проведения ГРП, в прошедшем году отобрал 21 % годовой добычи нефти – 2,7 млн. т (при накопленном отборе 1,4 %). При этом на АВ 1-2 отмечена наименьшая обводненность по сравнению с другими основными объектами разработки (77 %). Текущая обводненность по всем крупным объектам достаточно высокая, независимо от текущего коэффициента нефтеизвлечения и степени выработки запасов, наибольшая обводненность (>90 %) отмечена на объектах АВ 3, АВ , АВ , БВ . Среди небольших объектов разработки 1 2-3 4-5 8 обводненность выше 90 % имеют объекты АВ6-8, БВ0-4, и БВ7. Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам разработки приведено на рисунке 8. В 2015 году закачано 195 млн. м3 при отборе жидкости 210 млн. т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 385 м3/сут. Текущая компенсация – 91,3 % (в предыдущем году – 91,5 %), накопленная компенсация – 106,6 %. Остаточные извлекаемые запасы – 433 640, 0 тыс. т.  Рисунок 8 - Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка |
