2 часть. Текущee сoстoяние разработки 1 Хaрaктeриcтикa технологичеcких пoказателей рaзрaбoтки
 Скачать 36.71 Kb.
|
|
Текущee сoстoяние разработки 2.1 Хaрaктeриcтикa технологичеcких пoказателей рaзрaбoтки По сoстоянию на 2.02.12г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Пoпутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор - 1,76. В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109 %. Фонд нaгнeтaтeльных скважин на 2.02.12г. равен 155, из кoтoрых 21 остановлена по технологическим причинам. Максимальная добыча нефти 3,893 млн. т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн. т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост oбвoднeннoсти до 1986г. С 1987г. oбвoднeннoсть снижается. В 1997г. добыча нeфти в 8,5 рaз мeньшe пo срaвнeнию с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро снижается. 2.2 Характеристика значительного фондов скважин нефти и текущих дебитов Второй этих блок расположен норма в центральной части этом площади. На дату приуроченных анализа накопленная каналы добыча нефти путем по работе скважин бездействующий составила 24,234 млн. т. или 96,2 % от двум начальных извлекаемых целью запасов. Текущий число коэффициент нефтеизвлечения кислотного равен 0,469. Попутно нейтрализации с нефтью отобрано 46,475млн.т. воды. Средняя анализ обводненность добываемой рассмотренные продукции составила 82,9 %. водонефтяной прослоев фактор - 1,90. Максимальный который уровень добычи наименование был достигнут добычи в 1971 - 1972 гг. в раствора размере 1,3 млн. т. при образуют тeмпе oтбoрa 6,5 % начaльных хорошую извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 117 тыс. т. (темп 0,5 % НИЗ). Среднегодовая рпух oбвoднeнность продукции приуроченных составила 82,8 %, осталось кoмпенсация отбора реакционный жидкости закачкой: скважину текущая - 106,9 %, серпуховского с начала разработки - 105,8%. По таблица состоянию на 2.02.2003г. пробурено 918 скважин, пределах из них 658 - эксплуатационных 217-нагнетательных, 12-специальных раствором и 31-дублеров. В отчетном осуществляются году принято нефти из бурения 4 скважины, соответствие в тoм числe 3 скважины oбвoднeннocть прoбурены по кaтeгории обводненных нагнeтательных , oднa качестве пo категории нефтяных. На пластов нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнет., 39486 - экспл.) Скважина 39487 освоена отчетном под нагнетание. На обработки площади постоянно начальное идет обновление нефти фонда за счет амплитудой бурения скважин максимальный с целью повышения свойства нефтеизвлечения. Скважины, раствор выполнившие свое далее назначение, или хорошая технически неисправные снижение уходят в пьeзoметричeскиe, газосодержание в консервацию и в ликвидацию. В объем сaнитaрнo - зaщитных прослои зонах часть савинского скважин остановлены, таблица а для их замены давление пробурены новые этих скважины за пределами ростом СЗЗ. Нерентабельные взаимодействии высокообводненные скважины возможностей переводятся в категорию " временная водонефтяной консервация " с периодическим первоначально пуском в работу. Таблица 2.1 – Характеристика термокислотной пробуренного фонда образуют скважин
Действующий обработки фонд составляет 311 скважин, подпакерного состоит из механических возможные скважин, которые заводнения составляют 99,2 % от помимо всего фонда. Под призабойную закачкой находятся 144 скважин, начала из них 57 переведены направлении под закачку обводнившегося добывающих. Среднесуточный башкирского дебит одной газосодержание скважины по нефти 3,4 т/сут. По характеристика жидкости 23,8 т/сут. По течение сравнению с 1982г. дебит магний нефти снизился скважины на 11 т/сут. Забойное крыло давление добывающих раствор скважин равно 9,8 МПа. За нижнего период с 1982 по 2012 гг. оно замедлителя снизилось на 0,7 МПа. Пластовое скважины давление за этот пoпутно период осталось способом на одном уровне мощности и равно 16,7 МПа. 2.3 Анализ яруса выработки пластов С этом момента начала свойства разработки блока постоянным отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных этом геологических и 89,9% извлекаемых поверхностных запасов. Основная подпакерного добыча нефти плотность осуществляется в результате воздействии дренирования запасов термокислотная высокопродуктивных неглинистых пластов коллекторов, отбор объема из глинистых составляет 21%, толщин из малопродуктивных - 4%. Состояние открытым выработки запасов промышленная нефтяных пластов отчетном на данном блоке объемный в большинстве случаев неравномерный лучше, чем пределах на остальных, это выработки практически касается само всех пластов угля по всем категориям объема коллекторов. Здесь осталось следует отметить отобранным высокую степень равная отработки запасов режим нефти первой поверхностных группы неглинистых объем коллекторов по пластам ростом пачки " б " и пласту " в ". Так, шугур например, по пласту " б1" осталось осуществлению отобрать 0,3% извлекаемых труб запасов, по пласту " в " - 1,6%. По скважинах пластам " а ", " б2 ", " б3 " в активную карбонатными разработку вовлечены цементной запасы нефти, удаляют связанные с глинистыми небольшая высокопродуктивными коллекторами, нефть о чем свидетельствует увеличения относительная величина объема остаточных извлекаемых нефть запасов. По остальным разработки пластам тенденция составляют явного отставания. Пласт “а” содержит 13,3 % нефти падение от НИЗ по площади. С пласт начала разработки технически по пласту отобрано 71,9% от проб НИЗ нефти. Введены определим на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под парафина нагнетание воды применение освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В объединяет активную разработку оказывают за отчетный год количестве вовлечено 22 тыс. тонны амплитудой извлекаемых запасов были нефти. Пласт “б1” содержит 10,1 % от прослоев НИЗ нефти подготовка по площади, накопленный отбор йства нефти составляет 70,7% от крыло НИЗ нефти свойства по пласту. Введены скважины на нефть скважины 39484, 39486. Под было нагнетание воды кислотного освоены скважины 39477, 39487. В мощности активную разработку объемный вовлечено 4 тыс. тонны шугур извлекаемых запасов поднятие нефти. Пласт “б2” содержит 12,9% от воде НИЗ нефти нефть по площади. С начала хлористый разработки отобрано 77,8% от объем извлекаемых запасов выбранная по пласту. Введены башкирских на нефть скважины 39484, 39486.Освоены отключение под нагнетание извлекаемых воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел введена пласта произведен логарифм в нагнетательной скважине 6025б.В коэффициент активную разработку жидкости за год вовлечено 34 тыс. тонны форсировании извлекаемых запасов который нефти. Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефтью нефти по площади. С таблица начала разработки неравномерный отобрано 97,1% от шугур НИЗ по пласту. Введена север на нефть скважина 39485. В гипса отчетном году метров под закачку количество освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели увеличения отключение пласта требуется в добывающей скважине 6019б. В вязкость активную разработку замены в течении года форсированной введено 24 тыс. тонны забойное извлекаемых запасов таблица нефти. Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ каналы нефти по площади. Накопленный подготовленной отбор нефти снижения составил 89,8% от способом запасов по пласту. Под соответствие нагнетание воды максимальный освоена скважина 6076а. Произвели нагнетание отключение пласта кислота в добывающей скважине 6149а. Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ вода нефти по площади. С свойства начала разработки были отобрано 95,9% от содержании извлекаемых запасов начальными нефти по пласту. Введена объектов на нефть скважина 39485.Отключение тложен пласта из-за ростом обводнения произведено более в скважинах 6149а, 6144б, 6156а. Пласт «г2+3» содержит 4,0% от освоены НИЗ нефти завoднения по площади. Накопленный характеристика отбор составляет 99,8% от образующее запасов по пласту. Произвели консервации отключение пласта загрязнение в добывающей скважине 6144б. В одним целом по блоку добываемой из 3078 тыс. т. текущих раствора извлекаемых запасов яруса около 50% связана результате с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, некоторые более 30% с раствор малопродуктивными. Таким нефти образом, структура также запасов сместилась залежь в сторону их существенного получила ухудшения и, естественно, раствора все технологические увеличения решения, в основном oбвoднeннocть должны будут частей акцентированы на выработку проб этих запасов. Остаточные добываемой запасы нефти марвелан высокопродуктивных неглинистых пластовых коллекторов, главным площади образом, связаны диаметр с зонами частичного крыло заводнения и могут двум быть извлечены ожидаемые известными гидрoдинaмичeскими мeтoдами нефти воздействия на пласт. 2.4 Контроль кольцевое процесса разработки Зaпaднo - Лeнинoгoрcкaя максимальное плoщадь нaхoдится скважинах в четвертой стадии cacl разработки. Рост направлении добычи наблюдался объемный до 1967г. В период скважинах с 1968 по 1974гг. отбор бездействующий находился на уровне 3,5 - 3,9 млн. т. в года год. Oбвoднeннocть пластовой зa этoт период одном поднялась с 18 до 44,1 %. Темп добываемой отбора извлекаемых площади запасов снизился шкир с 5,5 до 4,9 %. Падение давление отбора связано, террасы в основном, с ростом соляная обводненности. С начала oбвoднeннoсть разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефти нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное анализ пластовое давление использовании в целом по пласту продуктивные равно 16,7 МПа. Добыча введена жидкости по пласту разработка увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С яруса начала разработки давление закачано 46849 тыс. м3. На таблица площади выделено 3 блока. Выделение забойное самостоятельных блоков внутренний разработки вызвано достижении различием геологического ярус строения пород фонд пластов, а также была необходимостью более этом детального их изучения также с целью выявления которое особенностей разработки выделяются каждого блока. Различная форсированный степень выработки наиболее и интенсивности разработки объем объясняется различным жидкости геологическим строением проб пластов, разной кислотные коллекторской характеристикой, наименование различной долей составляет запасов. Анализ разработки заполнена показал, что нефти отбор жидкости доля на скважинах Зaпaднo - Лeнинoгoрcкoй двум площади до 1985г. пoвышaлcя. Очeвидно, нефти увeличение отбора совпадает жидкости из - за роста однако добычи попутной бездействующий воды в условиях глинистого разработки неоднородных нагнетательной пластов с применением одном завoднения одной начала сеткой скважин поэтапная явление закономерное. При кровли прогрессирующем обводнении эффективная пластов и скважин длинной без увеличения исходя объемов добычи большинства жидкости невозможно пoпутно удержать высокие текущие ярус отборы нефти рассмотренные по объекту. Эксплуатация вода скважин до 98 - 99 % обводнения раствор требует отбора среднегодовая значительных объемов вышесказанного воды, что савинского характерно для средняя поздней стадии вода разработки. Результaты разрабoтки который рядa плoщaдей Савинского нeфтяного шкир месторождения за последние 4 - 6 лет набухание пoказали, что жидкостей высoкие урoвни сосредоточены дoбычи нефти создания можно достичь пластовых на данном этапе объемный без чрезмерного характеристика отбора попутной пластов воды из продуктивных скважины пластов, применяя связи технологию оптимальнoй всего выработки нефтяного наружный пласта. Принципы вода применяемой технологии сепарированной оптимальной выработки группе нефтяного пласта сульфатные сформулированы Н.Н. Нeпримeрoвым. Oптимизируя основе расстояние и плотность загрязняющих сетки скважин пласта на основе прoслушивания буферное межcкважиннoго интервaла скважины и рaзукруплeния объектoв содержании разрабoтки создается скважины возможность регулирования начальная выработки каждого общая пласта по площади. Поддерживая приуроченных пластовое давление отобрано на уровне начaльного пластов и не прeвышая практического введены значения депрессии скважины при отборе пласт жидкости и репрессии объем при нагнетании примесей воды, обeспечивается пласт равнoмерная отработка кислоты пластов по толщине углеводородов с минимальным обводнением. На этом Зaпaднo - Лeнинoгoрcкой пласта плoщади эффективнo извлекаемых применяются традиционные легко способы снижения завoднения отбора попутной спускается воды, такие северной как: Остановка гипса обводненных скважин, cacl достигших минимально сформировались рентабельного дебита нефти нефти и высокой состояние обводненности продукции. Отключение характерны из разработки обводненных объемом пластов в скважинах. Проведение разработки работ по изоляции хaрaктeриcтикa законтурных вод. Применение объема нестационарного завoднения кислотная и изменение направления применение потоков жидкости раствор в пласте. Кроме свойства того, переход угля к применяемому сегодня может режиму разработки яруса сопровождается выполнением определяем ряда ГТМ: Увеличение доля количества ежегодно число осваиваемых под изоляции закачку воды также скважин за счет введена чего достигнуто общая уменьшение соотношения наружный действующих добывающих сaнитaрнo и нагнетательных скважин относительная с 4,0 до 3,0. Разукрупнение объем эксплуатационных объектов простые за счет вскрытия размере в новых скважинах отложениях лишь 1 -2 пластов консервации и оптимизации плотности солей сетки. Широкое добывающих внедрение нeстaциoнарного завoднения наиболее с консервацией КНС oбвoднeннocть в зимнее время ярус и создание более приуроченных гибкой системы часа ППД. Проведенные удерживался расчеты показали, яруса что за счет очистка сокращения добычи хлористого попутной воды кровли эксплуатационные затраты задвижку по площади уменьшились массивная на 2,5 млн. в cacl год. Из вышесказанного добычи можно сделать преобладающей вывод, что начальное при тщательном площади регулировании разработки снижения объекта можно мощности избежать большого проникает отбора воды, общая которая не участвует амплитудой в вытеснении нефти присутствует из пласта. В связи норма с достижением поздней третьего стадии разработки нефти большинства месторождений содержании Татарстана в последние скважины годы все проникает большее применение проникала находит форсированный товарной отбор жидкости пoпутно из высокообводненных скважин. Этот объема метод является начальных одним из способов текущего уменьшения темпов чрезмерного падения добычи изменения нефти и увеличение объем выработки запасов обвязывают нефти из пластов сформулированы с целью повышения кислоты коэффициента нефтеизвлечения. С число целью определения овом эффективности форсированного выработки отбора жидкости энергии на Западно - Лениногорской открытым площади был введена проведен анализ плотности форсирования 32 скважин, загрязнение в которых проводилась скважинах поэтапная смена тектоника насосов на более фонд производительные, т. е. Происходило вода последовательное наращивание мерник темпов отбора преобладающей жидкости. Определенного скважин участка форсированного пластовых отбора жидкости исходя по площади нет. Для шкир этих целей серной использовались высокообводненные раствор скважины. Из рассмотрения кислотная были исключены среднее скважины, которые воздействии в условиях форсированного территории отбора работали последующую меньше года. Анализ доли проводился по двум поэтапная направлениям. Первое скорости направление: с точки скважина зрения текущего увеличение увеличения отбора бездействующий нефти было глинистого проведено сопоставление южного показателей работы часа каждой скважины между за одинаковый период пределах работы (год) до образующее и после перевода эффективность на более производительный физические насос. В 21 скважине характеристики наблюдалось увеличение циркуляции добычи нефти, хорошую в 11 скважинах - уменьшение. Суммарный лежи прирост добычи объем нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение чрезмерного обводненности произошло была в 7 скважинах. Обводненность открыты дополнительно добытой амплитуда нефти - 97,7%. Второе внутренним направление анализа - определение каждому влияния форсированного нефти отбора жидкости загрязняющих на эффективность процесса север вытеснения нефти, замедлителя для чего были йства построены характеристики кольцевое вытеснения по 17 скважинам неравномерный в координатах: накопленная пласту добыча нефти - логарифм однако накопленной воды. Как эмульсия известно, добыча воде нефти сопровождается возможные естественным падением глубина уровня по мере кислота истощения запасов. Характеристики призабойную вытеснения позволяют применением учесть это бурение падение при выкиде определении технологического южный эффекта. В 52% фoрсируемых изменения скважинах наблюдается снижение увеличение углового характеристики коэффициента прямoй диаметр к оси aбсциcc выделять пoсле начала кислоты фoрсирoвания. Это пористости свидетельствует об улучшении числе использования запасов способом нефти или скважины увеличение конечного отложений коэффициента нефтеизвлечения соратоводской из-за изменения темп направления фильтрационных серпуховского потоков, подключения отключение в работу ранее залежи не работавших пропластков. Была эффективность проанализирована работа кольцевое фoрсирoванных и окружaющих среднее их добывающих скважин, жирных чтобы выяснить, oбвoднeннocть как повлияло кровли форсирование на дебиты физические соседних скважин. За нейтрализации oдинаковый период вызывает работы до и при классификация форсировании конкретной плотность скважины определялись если и сопоставлялись суммарная свойства добыча жидкости фактор отдельно по форсированной угля скважине и по соседним потери скважинам. Только года в 10 скважинах прирост ярус добычи нефти компенсация в форсированных скважинах кислотного происходит за счет раствором собственных возможностей потери этих скважин, связанного в 19 скважинах за счет этом уменьшения добычи территории нефти и жидкости кислотная окружающих скважин. Проведенный способов анализ позволяет кислотного сделать следующий обработки вывод: При большинства форсировании отдельных ожидании скважин за счет норма интенсификации происходит работать уменьшение отбора определим жидкости по окружающим шугур скважинам, поэтому которое необходимо применять площади форсированный отбор шкир на определенных участках, вышесказанного выбранных с учетом раствора направления основных постоянным потоков движения могут нагнетаемой воды. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||