Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет
 Скачать 0.93 Mb.
|
Сведения о состоянии фонда скважинВсего с начала разработки на Урманском месторождении пробурено 80 скважин, в том числе 15 поисково-разведочных. На балансе предприятия числится 77 единиц (табл. 3.2.3). По состоянию на 01.01.2014 г. в пробуренном добывающем фонде числится 70 скважин (69 ед. - на пласте М-М1 и одна - на Ю7), из них девять переведены в нагнетательный фонд. В пробуренном нагнетательном насчитывается шесть скважин и одна в специальном фонде. Часть скважин (11 ед.) переведены с объекта М+М1 на объекты Ю14-15 и Ю7. В действующем фонде насчитывается 40 скважин (31 скважина – на пласте М-М1, шесть скважин – на Ю14-15 и три скважины – на Ю7), в бездействии 13 скважин (10 – на М-М1, две - на Ю14-15 и одна - на Ю7). 12% скважин действующего фонда (5 единиц) эксплуатируются фонтанным способом, 88% скважин (35 единиц) - механизированным способом - ЭЦН. Коэффициент эксплуатации добывающего фонда скважин на конец 2013 г. составил 0,97, коэффициент использования 0,74. По состоянию на 01.01.2014 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 12 скважин (на объекте М-М1 – 11 ед., на объекте Ю14-15 – одна скважина), из них действующих – семь единиц (все эксплуатируются на объект М+М1). Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин на конец 2013 г. равен 0,93, коэффициент использования - 0,73. В таблицах 3.2.1-3.2.2 представлены результаты распределения скважин по дебитам нефти, дебитам жидкости, обводненности и накопленной добычи нефти. Таблица 3.2.1 – Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности
Таблица 3.2.2 – Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности
Среднесуточные дебиты по нефти добывающих скважин в 2013 г. варьировались от 0,8 т/сут до 60,6 т/сут, разброс дебитов скважин по жидкости составлял от 2,65 т/сут до 915,1 т/сут. Такой широкий диапазон изменения эксплуатационных характеристик скважин указывает на наличие высокой геологической неоднородности в первую очередь карбонатных пластов М-М1, т.к. он является основным объектом разработки на 01.01.2014 г. Поровое пространство пластов М-М1 представляет собой чередование высокопродуктивных (зоны развитой трещиноватости) и низкопродуктивных (низкопроницаемые матрицы породы) зон, распространённых хаотично как по площади так, и по разрезу продуктивного пласта. Данный факт значительно затрудняет подбор новых скважин-кандидатов для бурения, проведение прогноза добычи нефти скважин. Значительная часть скважин добывающего фонда (13 ед. или 32,5%) эксплуатируются с дебитами по жидкости менее 30 т/сут. С дебитами более 250 т/сут на конец 2013 года эксплуатируется четыре скважины, три из них максимально обводнены. Максимальный дебит по жидкости, равный 1082 т/сут, в течение 2013 года наблюдался по скважине №763, находящейся в наиболее продуктивной центральной части залежи. 20% фонда скважин (8 единиц) работают с дебитами по жидкости менее 70 т/сут (табл. 3.2.2). Средний дебит скважин по жидкости в 2010 г. составил 122,2 т/сут. За последние три года суточные отборы жидкости уменьшились на 33%. Относительно высокие суточные отборы жидкости скважин характеризуются содержанием большой доли попутно добываемой воды, поэтому 65% всего фонда добывающих скважин работают с низкими дебитами по нефти (менее 20 т/сут) и высокой обводненностью (более 80%). Единственная скважина №763, вскрывшая высокопродуктивную северную часть залежи пластов М-М1, эксплуатировалась с дебитами по нефти более 50 т/сут. Средний дебит скважин по нефти в 2013 г. составил 11,1 т/сут. – за три года снизился на 72%. Следует отметить, что из 40 действующих скважин большинство (31 ед.) приходится на объект М+М1, и только шесть на объект Ю14-15 и три – на Ю7. Таблица 3.2.3 - Характеристика фонда скважин Урманского месторождения на 1.01.2014 г.
Скважины объекта Ю14-15 эксплуатируются с дебитами жидкости не выше 30 т/сут и обводнённостью в интервале 10-80%. По объекту Ю7 на конец 2013 года дебиты жидкости также не превышали 30 т/сут и эксплуатировались с обводнённостью в интервале 80-95%. Выработка запасов нефти из пластов М-М1 происходит в условиях высокой активности подошвенных вод. В результате формирования депрессионной воронки в призабойной зоне происходит подтягивание подошвенных пластовых вод по трещинам (конусообразование), приводящее к преждевременному обводнению продукции скважин. Из анализа распределения дебитов добывающих скважин по обводненности следует, что обводненность продукции 20% добывающих скважин (8 единиц) превышает 95%, 50% скважин (20 единиц) добывают пластовую жидкость с обводненностью от 80% до 95%. Только по одной скважине доля воды в добываемой продукции не превышает 20%, в четырёх не превышает 50%. Средняя обводненность продукции скважин в 2013 г. составляла 90,9%, за три года выросла на 13 пунктов. Всего на 01.01.2014 г. из продуктивных пластов Урманского месторождения добыто 2391 тыс. т нефти, 150 тыс.т. конденсата и газа газовой шапки – 951 млн.м3. Наибольшая накопленная добыча нефти, более чем 195 тыс. т наблюдается по скважине №763. На месторождении всего четыре скважины накопленный отбор нефти которых составил более 100 тыс.т на скважину, суммарная накопленная добыча по ним составила 569,8 тыс. т нефти. Таким образом, добывающий фонд скважин Урманского месторождения представлен преимущественно высокодебитными по жидкости скважинами, однако вследствие влияния неблагоприятных геологических и технологических факторов наблюдается интенсивное обводнение продукции скважин. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||