Рефераты. Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

4) при переводе скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов.

Разработка визейского объекта осуществляется с 1977 года. В соответствии с утвержденными проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения. Объект находится в III стадии разработки. Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с переводом на возвратные объекты, в основном – каширо-подольский. Основными видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО, вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном фонде (пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС, ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.) позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта позволяет сделать следующие выводы:

1) состояние разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно;

2) запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных;

3) довыработка запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III;

4) рекомендуется проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание).

Турнейский объект предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными возвратными скважинами. Всего с начала разработки в эксплуатации на этом объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект. В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки турнейского объекта можно сделать следующие выводы:

1) около 70 % выработанных запасов турнейского объекта приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752);

2) окончательный вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого количества специальных исследований и малого фонда скважин;

3) необходимо проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах, снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований, предусмотренных РД 153-39.0-109-01;

4) рекомендуется увеличение плотности сетки скважин путем перевода с визейского объекта и проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП;

5) эффективность бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения ГТМ.

 

2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения


Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за 2001-2006 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл..

Визейский объект – объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на 1.01.2006 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на 25 % меньше проектного показателя технологической схемы и на 3,6 % меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с «Авторским надзором» (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной.

Таблица 7


Сравнение проектных и фактических показателей

 разработки визейского объекта

Показатели

2001 год

2002 год

2003 год

Проект

ТС

Факт

Проект

ТС

Факт

Проект

ТС

Факт

Добыча нефти всего, тыс. т

447

382,4

424

369,1

402

383,5

Накопленная добыча нефти, тыс.т

20478

19775,3

20902

20144,5

21304

20527,9

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,301

0,29

0,307

0,295

0,313

0,301

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

1,6

1,4

1,5

1,3

1,4

1,4

Отбор от НИЗ, %

72,4

69,9

73,9

71,2

75,3

72,5

Обводненность среднегодовая

по (массе), %

88,2

80,9

88,8

81,9

89,3

82,4

Добыча жидкости всего,

тыс. т/год

3786

2003,6

3778

2043,5

3771

2176,6

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

71113

60298,3

74891

62341,7

78661

64518,3

Закачка рабочего агента, тыс. м3

4329

2145.2

4313

2414

4298

2399

Компенсация отборов жидкости в пл. усл., %

124

107,1

124

126,1

124

117,3

Пластовое давление, МПа

13,9

13,0

13,9

13,1

13,9

13,1

Газовый фактор, м3/т

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2/га

15

17,4

15,2

17,3

15,3

17,5

Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут







по нефти,

3,6

3,8

3,5

3,9

3,3

4,2

по жидкости

30,6

20

30,9

21,8

31,1

24

Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут

66,9

42,7

67,6

54,8

68,3

58,8

Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа

5-8

7,1

5-8

6,7

5-8

6,2


Таблица 7 (продолжение)


Показатели

2004 год

2005 год

2006 год

Проект

ТС

Факт

Проект

ТС

Факт

Проект

ТС

Факт

Добыча нефти всего, тыс. т

382

399,7

362

452,7

342

431,2

Накопленная добыча нефти, тыс.т

21686

20927,7

22048

21380,4

22390

21811,7

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,319

0,308

0,324

0,314

0,328

0,321

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

1,4

1,4

1,3

1,6

1,1

1,52

Отбор от НИЗ, %

76,6

73,9

77,9

75,5

78,6

77,1

Обводненность среднегодовая

по (массе), %

89,9

83,2

90,3

82,8

90,8

84,6

Добыча жидкости всего,

тыс. т/год

3761

2381,0

3746

2637,2

3689

2805,2

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

82422

66898,7

86168

69535,9

88645

72341,1

Закачка рабочего агента, тыс. м3

4281

2402,9

4259

2662,8

41432

2862,1

Компенсация отборов жидкости в пл. усл., %

124

107,6

124

111,6

124

113,2

Пластовое давление, МПа

13,9

13,1

13,9

12,8

13,9

13,1

Газовый фактор, м3/т

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2/га

15,6

18,0

15,7

18,5

15,9

18,7

Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут







по нефти,

3,2

4,8

3

5,6

2,8

5,9

по жидкости

31,3

28,3

31,4

32,5

30,8

38,1

Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут

69

59,1

69,6

37,7

70,3

42,1

Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа

5-8

5,9

5-8

5,8

5-8

6,1

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26



2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.