Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения
МИНИСТЕРСТВО
ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ
на
тему: «Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения»
Выполнил:
студент гр.
ЭДНб-11-2 Терентьев А.Ю
Проверил:
к.т.н., доцент
Дегтярев В. А.
г.
Тюмень, 2014 г
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
.
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1
Географическое расположение
.2
История освоения месторождения
.3
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и сведения о запасах
.
АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
.1
Анализ показателей разработки Тевлинско-Русскинского месторождения
.2
Анализ показателей работы фонда скважин
.3
Сравнение проектных и фактических показателей
.
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
.1
Анализ показателей разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения
.2
Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК
ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Среди полезных ископаемых, составляющих основу
экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.
Разработка нефтегазовых месторождений это,
прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль
за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением
ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.
Для этого необходимо уточнять проекты
разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация
по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование
внедряемых проектов и т. д.
Анализ разработки месторождения четко дает
представление о настоящем положении месторождения в области разработки,
технологии, экономики, управления и т. д.
В настоящем курсовом проекте проводится анализ
разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения, проанализированы
методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов
нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.
. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 Географическое положение
месторождение пласт скважина
нефтеотдача
Тевлинско-Русскинское месторождение находится в
центральной части Западно-Сибирской низменности в пределах Сургутской низины,
включает в себя водораздел рек Аган и Ватьеган и согласно
физико-географическому районированию, относится к Приобской провинции подзоны
среднетаежных лесов лесной зоны.
Административное положение месторождения.
Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в пределах Сургутского района
Хантымансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области, в 88 км к
северо-востоку от г. Сургута и 115 км на юго-запад от г. Ноябрьска.Находится в
зоне активной промышленной разработки многих месторождений, запасы которых утверждены
в ГКЗ СССР.
Обзорная карта района
.2 История освоения месторождения
Месторождение открыто в 1981 году, введено в
эксплуатацию в 1986 году. Высокопродуктивная часть запасов месторождения уже
введена в разработку. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2005 г.
(11442.8 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ - 4.1%, от ТИЗ - 6.6% и текущей
обводненности 54.7%. Выработка запасов ведется высокими темпами.С 2006г.
месторождение находится в третьей стадии разработки.
По Тевлинско-Русскинскому месторождению имеется
13 проектных документов. Действующим является Проект разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения, который было принят ЦКР Роснедра
(протокол №4783 от 17.12.2009), которые подробно рассмотрены в разделе 2.3.
.3 Геолого-физическая характеристика
продуктивных пластов
По геологическому строению месторождение
относится к очень сложным. Наиболее продуктивные коллектора приурочены к
горизонту БС102-3. Остальные пласты характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными
свойствами.
Таблица 1.1 Геолого-физические характеристики
объектов разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение
Рисунок 1.1 Структура начальных извлекаемых
запасов. Тевлинско-Русскинское месторождение
Подсчет запасов углеводородов месторождения с
утверждением ГКЗ производился дважды в 1986 и 2009 гг. Последний подсчет
запасов выполнен ЗАО «Недра-Консалт» (протокол ГКЗ Роснедра № 1860-дсп от
27.02.2009 г.). Запасы утверждены в следующих объемах: начальные геологические
по категории ВC1 - 667.1млн.т, по категории С2 - 119.7млн.т; начальные
извлекаемые по категории ВC1 - 265.6млн.т (КИН - 0.398), по категории С2 -
35.1тыс.т (КИН - 0.293). На Государственном балансе по состоянию на 1.01.2011
г. числятся начальные геологические запасы в количестве 812.5 млн. т (по
категориям ВС1 - 701.1 млн. т, по категории С2 - 111.4млн. т). Начальные извлекаемые
запасы - в количестве 308.1 млн. т (по категориям ВС1-276.3 млн. т, по
категории С2 - 31.7 млн. т), таблица 1.2. Добыча нефти за 2011 г. - 6927 тыс.
т. Отбор от начальных извлекаемых запасов - 59.9%, коэффициент нефтеизвлечения
- 0.236 при текущей обводненности продукции 84.3%. По уровню добычи нефти 2011
г. обеспеченность добычи нефти запасами - 16 лет. Текущие извлекаемые запасы
нефти категорий ВС1 по состоянию на 1.01.2012 г. По месторождению составляют
110.9 млн. т или 40.1% от начальных. По основному объекту разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения (объект БС102-3) текущие извлекаемые
запасы (53.4 млн. т) составляют 27% от начальных, рисунок 1.1.Структура текущих
извлекаемых запасов претерпела существенные изменения в сторону ухудшения по
отношению к первоначальной. Высокопродуктивная часть запасов уже введена в
разработку. Доля запасов более высокопродуктивного объекта БС102-3 снизилась с
71% до 48%, рисунок 1.2.
Рисунок 1.2 Текущие извлекаемые запасы по
объектам разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение
Динамика текущих извлекаемых запасов по объектам
месторождения свидетельствует о лучшей выработке более высокопродуктивных
объектов БС102-3 и БС12. Выработка остальных объектов (БС11, ЮС1, ЮС2, БС16-22)
идет более медленными темпами. На 1.01.2012 г. по объекту БС102-3 отобрано 73%
от начальных извлекаемых запасов, по объекту БС11 - 33.3%, по БС12 - 61.9%, по
ЮС1 - 22.2%, по ЮС2 - 3.9%, БС16-22 - 2%.
Таблица 1.2 Запасы по Тевлинско-Русскинскому
месторождению
2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
.1 Анализ текущего состояния разработки
выработки запасов нефти
Месторождение открыто в 1981 году, введено в
эксплуатацию в 1986 году. Высокопродуктивная часть запасов месторождения уже
введена в разработку. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2005 г.
(11442.8 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ - 4.1%, от ТИЗ - 6.6% и текущей
обводненности 54.7%. Выработка запасов ведется высокими темпами. С 2006 г.
месторождение находится в третьей стадии разработки. По сравнению с 2010 г.
добыча нефти по месторождению снизилась на 660 тыс. т (8.7%), добыча жидкости
при этом увеличилась на 3851 тыс. т или на 9.6%. В значительной степени это связано
с тем, что высокопродуктивная часть запасов выработана на 90%. В настоящее
время бурение новых скважин проводится в зонах низкой продуктивности и ввод
новых запасов не компенсирует падение добычи по основному объему ранее
вовлеченных запасов. На месторождении за 2011 г. добыто 6927 тыс. т нефти и
44145 тыс. т жидкости. Добыча нефти с начала разработки на 1.01.2012 г.
составила 165429 тыс. т., жидкости - 393265тыс. т. Достигнут коэффициент
нефтефизвлечения 0.236 при текущей обводненности продукции 84.3%. Темп отбора
от начальных извлекаемых запасов составил 2.5%, от текущих - 5.9%, отбор от НИЗ
на конец 2011 г. составил 59.9%,таблица 2.1. В 2011 г. объём закачки рабочего
агента составил 45636 тыс. м3, всего с начала разработки закачано 463481 тыс.
м3 воды. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 100.8%,
накопленная - 104.2%
Таблица 2.1 Показатели разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения
Количество скважин под закачкой увеличивается
(2006 г. - 573 ед., 2011 г. - 704 ед.), соотношение действующих добывающих и
нагнетательных скважин в 2011 г. Составило 2.1/1. Коэффициент использования
нагнетательного фонда скважин составляет 0.95, добывающего фонда - 0.95.
Таблица 2.2 Изменение добычи нефти и жидкости за
период 2002-2011 гг. Тевлинско-Русскинское месторождение
Рисунок 2.1 Годовые изменения добычи нефти и
жидкости за период 2002-2011 гг. Тевлинско-Русскинское месторождение
Начиная с 2002 года, отмечается увеличение
объемов добычи, связанное со значительным объемом применения ГТМ, направленных
на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Увеличение
отборов нефти в 2003-2004 гг. составило 6.1-8.9% при увеличении отборов
добываемой жидкости на 10.1-13.9%, рисунок 2.1. В дальнейшем (в 2006-2009 гг.)
отборы нефти и жидкости снижаются. Это связано как с обводнением, так и
выработанностью запасов основного объекта. Более детально динамику добычи за
2006-2011 гг. можно отследить по месячным показателям, рисунок 2.2. В условиях
увеличения среднесуточной добычи жидкости, среднесуточная добыча нефти за этот
период снижается с 29.3 тыс. т (январь 2006 г.) до 18.7 тыс.т (декабрь 2011
г.). Действующий фонд скважин за этот период увеличился. с 1272 до 1457ед. при
увеличении среднего дебита жидкости с 60.2 до 87.3т/сут. Средний дебит по нефти
в течение рассматриваемого периода снизился с 24.4 до 13.0 т/сут. Обводненность
продукции с января 2006 г. по декабрь 2011 г. увеличилась на 25.6% и составила
85.1%. Основной причиной роста обводненности является истощение запасов.
Наибольший вклад в показатели разработки месторождения вносит основной объект
БС102-3, характеризующийся наибольшей степенью вовлечения в разработку и выработкой,
таблица 1.78. Наиболее высоким коэффициентом использования фонда (0.98)
характеризуется объект БС11. Всего по месторождению по состоянию на 1.01.2012
г. действующий добывающий фонд составляет 1462 скважины, нагнетательный - 704,
коэффициент использования -0.89, таблица 2.3.
Таблица 2.3 Использование фонда скважин.
Тевлинско-Русскинское месторождение
Наращивание отборов жидкости на месторождении за
счет проведения ГТМ по вводу новых скважин и интенсификации добычи нефти и
повышению нефтеотдачи пластов в условиях выработанности наиболее продуктивной
части запасов к увеличению отборов нефти не ведет.
Таблица 2.4 Факторный анализ.
Тевлинско-Русскинское месторождение
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
В целом за 2011 год на Тевлинско-Русскинском
месторождении было введено из бурения 53 скважины, в том числе 34
наклонно-направленных и 19 горизонтальных скважин. Более подробная информация
находится в Приложении В 1.1.
Ввод новых наклонно-направленных скважин
За 2011 год на Тевлинско-Русскинском
месторождении введено в эксплуатацию 34 наклонно-направленные скважины, все
мероприятия проведены на объекте ЮС1. Средний входной дебит скважин по нефти
составил 34.6 т/сут, по жидкости - 42.1 т/сут (таблица 2.5). По состоянию на
01. 01.2012 года из 34 скважин в действующем эксплуатационном фонде находится
30 и работают со средним дебитом по нефти 30.3 т/сут, по жидкости 34.5 т/сут
при обводненности 15%. Накопленная добыча нефти от ввода новых
наклонно-направленных скважин составила 169.9 тыс.т. или 23.9% дополнительной
добычи нефти от общего количества ГТМ выполненных за отчетный период на
месторождении. В 2011 году бурение велось на следующих кустовых площадках: №№
98, 122, 149,151, 227, 259, 100Б, 149Б, 227А.
Таблица 2.5 Технологические показатели
наклонно-направленных скважин, введенных в 2011 году
За 2011 года на Тевлинско-Русскинском
месторождении были пробурены и введены в эксплуатацию 19 горизонтальных
скважин, все мероприятия проведены на объекте ЮС1. Средний входной дебит
скважин по нефти составил 80.2 т/сут, по жидкости - 101.5 т/сут (таблица2.6).
Таблица2.6 Технологические показатели
горизонтальных скважин, введенных в 2011 году
По состоянию на 01.01.2012 года все скважины
находятся в действующем эксплуатационном фонде и работают со средним дебитом по
нефти 76.2т/сут, по жидкости 96.6 т/сут при обводненности 26%. Суммарная
накопленная добыча нефти от введенных горизонтальных скважин составила 192.1
тыс. т или 27.1% дополнительной добычи нефти от общего количества ГТМ
выполненных за отчетный период на месторождении.
.3 Анализ выполнения проектных решений
По Тевлинско-Русскинскому месторождению имеется
13 проектных документов. Действующим является Проект разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения, который было принят ЦКР Роснедра
(протокол №4783 от 17.12.2009) со следующими основными положениями: 1.
Выделение 10 объектов разработки: БС102-3, БС11, БС12, ЮС1, ЮС2, БС16-22,
ЮС0-Ач, ЮС0,БС100,БС101.
. Системы разработки:
для объекта БС102-3 - блоковая трехрядная в
сочетании с очаговым заводнением и обращенной семиточечной системой с
размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
с уплотнением сетки на нижнюю пачку в зоне развития 867 максимальных
нефтенасыщенных толщин;
для объекта БС11 - площадная обращенная
семиточечная с расстоянием между скважинами 500 м, одновременно-раздельная
эксплуатация 69 скважин с объектом БС12;
для объекта БС12 трехрядная система разработки
усиленная очагами и формированием приконтурного заводнения в западной части
залежи с сеткой скважин 500х500 м;
для объекта БС16-22 - площадная обращенная
семиточечная с расстоянием между скважинами 500 м, использование как
самостоятельного, так и возвратного фонда скважин;
для залежей объекта ЮС1 - блоковая трехрядная с
сеткой 500х500 м (залежь 9 - залежи 3, 4, 5 (ЮС11 - ЮС12)), площадная
пятиточечная система с расстоянием 465 м (залежь12 - залежь 6 (ЮС11 - ЮС12),
залежь 1 (ЮС12)), площадная пятиточечная система с расстоянием 450 м (залежь
14), обращенная семиточечная с сеткой 500х500 для остальных залежей.ОПР по ОРЭ
с объектом ЮС2 (залежь 12 - залежь 6 (ЮС11-ЮС12) и залежь 14);
для объекта ЮС2 - проведение ОПР по выбору
технологии разработки объекта, формирование пятиточечной системы разработки с
расстоянием между скважинами 450 м;
для объектов ЮС0-Ач, ЮС0 проведение
дополнительных исследований по обоснованию добывных возможностей, ввод в
разработку возвратным фондом скважин после выполнения своего проектного
назначения;
ввод в разработку пласта БС101
одновременно-раздельно с БС102-3 и БС11, ввод части пласта, несовпадающего в
плане с БС102-3 и БС11 собственной сеткой скважин;
ввод в разработку залежей пласта БС100
возвратным фондом скважин после выполнения своего проектного назначения.
. Общий фонд скважин, категория запасов ВС1 -
4730, в том числе добывающих - 3104,нагнетательных - 1626.
. Общий фонд скважин, категория запасов ВС1+С2 -
6249, в том числе добывающих -3989, нагнетательных - 2260.
. Фонд скважин для бурения, категория запасов
ВС1 - 2350, в том числе добывающих -1403 (из них 28 горизонтальных и 8 МСС),
нагнетательных - 947 (из них 1 горизонтальная и 1 МСС). Фонд скважин для
бурения, категория запасов ВС1+С2 - 3869, в том числе добывающих - 2288 (из них
28 горизонтальных и 8 МСС), нагнетательных - 1581 (из них 1 горизонтальная и 1
МСС).
.3.1 Сравнение проектных и фактических
показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки в целом для месторождения и для объектов за последние 3 года
приведено в таблицах (таблица 2.15-таблица 2.21).Добыча нефти на месторождении
ведется из шести эксплуатационных объектов, как и было предусмотрено проектным
документом. Эксплуатационным бурением в 2011 г. было пройдено 216.4 тыс. м, что
соответствует проектному показателю (216.1 тыс. м). Введено в эксплуатацию 54
новые добывающие скважины с дебитом по нефти 44.1 т/сут. (по проекту 71 ед. с
дебитом 16.3 т/сут.). Меньшее количество фактически введенных скважин
обусловлено тем, что ряд наклонно-направленных скважин были заменены на горизонтальные,
всего в 2011 г. на месторождении было введено 19 ГС. Добыча нефти по
месторождению за 2011 г. составила 6927 тыс. т при утвержденном показателе 7025
тыс. т. Несколько меньший отбор нефти связан с тем, что добыча нефти по
переходящему фонду прошлых лет неуклонно снижается, рисунок 2.1.Фактическая
добыча жидкости составила 44145 тыс. т, что выше проектного уровня на 5901 тыс.
т или 15% (по проекту - 38243 тыс. т), средняя обводненность - 84.3% (проект -
81.6%), рисунок 1.6
Действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2012
г. - 1462 ед. (проект - 1591ед.), средние дебиты действующего фонда скважин по
нефти и жидкости составили 13.3 и 85.0 т/сут., проектные уровни - 13.0 и 70.9
т/сут. соответственно. Закачка воды на месторождении организована в 1987 году.
На конец 2011 г. к действующему нагнетательному фонду скважин относятся 704
ед., что соответствует проекту (668ед.) Средняя приемистость нагнетательных
скважин ниже проектной величины на 13.6м3/сут. (факт - 187.9 м3/сут., проект -
201.5 м3/сут.). За 2011 год в пласты закачано 45636 тыс.м3 воды, при проектной
величине 46717 тыс. м3.
Рисунок 1.5 Динамика суточной добычи нефти по
переходящим скважинам прошлых лет и новым скважинам 2008-2011 гг. ввода.
Тевлинско-Русскинское месторождение
На 2011 г. по месторождению проектом было
предусмотрено проведение геолого-технических мероприятий в объеме 606
скважино-операций с эффективностью 625.2 тыс. т. По запланированным видам ГТМ
выполнено 557 скважино-операций, дополнительная добыча нефти составила 895 тыс.
т, таблица 1.9.
Таблица2.7(1.9 Геолого-технические мероприятия
по
Тевлинско-Русскинскому месторождению
Программа ГТМ в целом по месторождению
выполняется. Дополнительная добыча нефти выше запланированной на 269.8 тыс. т
или 43%. При этом превышение фактической добычи над проектной получено в
условиях более низкой, чем предусматривалось, эффективности по основным видам
мероприятий за счет большего объема их применения. За время, прошедшее после
составления проектного документа, в процессе до разведки и эксплуатационного
разбуривания получены новые данные о форме, размерах и геологическом строении
залежей месторождения. Все произошедшие на месторождении изменения будут
отражены в новом проектном документе, работы по выполнению которого начаты в
2012 г.
Рисунок 1.6 Сравнение проектных и фактических
показателей разработки в 2011 г. Тевлинско-Русскинское месторождение
Таким образом, основные показатели разработки
месторождения на уровне или близки к проектным, месторождение разрабатывается в
соответствии с действующим проектным документом.
Таблица 2.8 (2) Сравнение проектных и
фактических показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение
Таблица 2.9 Сравнение проектных и фактических
показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
.1Анализ текущего состояния разработки,
выработки запасов нефти объекта БС11
Коллектора продуктивного горизонта БС11
распространены в северо-восточной части лицензионного участка в виде линз
субмеридионального простирания. Отложения пласта представлены переслаиванием
песчаников, алевролитов и глин с подчиненным положением последних.
Объект БС11 достаточно хорошо изучен бурением за
исключением его северной части. Тело, развитое на участке имеет двухчленное
строение, в западной части площади нефтеносности имеется существенный глинистый
раздел между верхней нефтеносной и нижней водоносной частью пласта.
Первые скважины пущены в эксплуатацию в 1998
году. До 2006 года на объекте эксплуатировались 2 малодебитные скважины. С 2006
г. по 2009 г. отмечается период интенсивного разбуривания, за это время в
эксплуатацию были введены 124 добывающие скважины. Всего в процессе разработки
участвовало 139 скважин. По состоянию на 1.01.2012 г. на объекте числится 137
скважин, из них 126 - действующих.
До 2006 года отборы жидкости находились на
уровне 2 - 4 тыс.т. С 2006 по 2010 гг., отборы нефти и жидкости увеличиваются
за счет ввода новых скважин. В 2011 г. добыча нефти по объекту, по сравнению с
2010 г., уменьшилась на 160.5 тыс. т (14%), добыча жидкости осталась на том же
уровне. Основной причиной потери добычи нефти по скважинам базового фонда на
объекте является рост обводненности (таблица 1.90).
Всего за 2011 г. добыто 978 тыс. т нефти и 2410
тыс. т жидкости, объём закачки рабочего агента составил 2429 тыс.м3.
Накопленная добыча нефти по рассматриваемому
объекту составила 4531 тыс. т, жидкости - 9461 тыс. т, отбор от начальных
извлекаемых запасов - 33.3%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0.123,
таблица 3.1.
Закачка воды на объекте осуществляется с 2006 г.
За всю историю разработки закачано 7580 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация
отбора жидкости закачкой составила 69.2%, текущая - 91.6%.
Объект БС11
Разработка объекта ведется с 1998 г. Как
самостоятельный объект разработки БС11 выделен с 2009 г. (проект разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения).
Проектным документом утверждена площадная
обращенная семиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500
м.
В целом по объекту основные фактические
показатели разработки 2011 г. выше проектных. Утвержденный уровень добычи нефти
на 2011 г. составляет 746.5 тыс. т, жидкости -2121.6 тыс. т. Фактически в 2011
г. отбор нефти составил 977.8 тыс. т, жидкости - 2410.4тыс. т.(таблица 3.1)
Превышение фактического отбора над утвержденным связано с большей продуктив-
ностью скважин и меньшей обводненностью добываемой ими продукции, чем
предполагалось проектным документом.В целом разработка объекта БС11 ведется в
соответствии c проектными решениями.
Таблица3.1 Показатели разработки
Тевлинско-Русскинского месторождения. Объект БС11
Показатели
|
Добыча
нефти за 2011 г., тыс. т
|
977.8
|
Текущие
извлекаемые запасы, млн. т.
|
ВС1
|
9.1
|
|
ВС1+С2
|
11.9
|
от НИЗ
|
7.2
|
|
от ТИЗ
|
9.7
|
Отбор от НИЗ, %
|
33.3
|
Текущий КИН, доли ед.
|
0.123
|
Обеспеченность добычи нефти запасами
|
9.3
|
% воды
|
за 2011 г.
|
59.4
|
Действующий
добывающий фонд скважин с обводненностью на 1.01.2012 г., шт.
|
менее
50%
|
38
|
|
от
50 до 90%
|
45
|
|
более
90%
|
11
|
|
всего
|
94
|
Средний
дебит действующего фонда за 2011 г., т/сут.
|
нефти
|
28.0
|
|
жидкости
|
69.0
|
Зависимость отбора НИЗ от обводненности (рисунок
3.1) и текущие показатели выработки свидетельствуют о недостаточно эффективной
выработке запасов нефти объекта, темпы обводнения опережают выработку запасов,
рисунок 3.1.
За 2011 г. суточная добыча жидкости изменилась с
6.9 тыс. т/сут. (январь) до 6.3 тыс. т/сут. (декабрь), при этом добыча нефти -
с 2.9 до 2.4 тыс. т/сут. Доля воды в добываемой продукции за этот период
увеличилась на 4.2% (в январе 2011 она составляла 57.7%), рисунок 3.2.
Для более детального анализа рассматриваемый
объект был разделен на 5 участков. Изменение основных показателей разработки по
участкам за 2011 помесячно и год в целом представлено в таблицах (таблица
2.3-таблица 3.1) и на рисунках (рисунок 3.1-рисунок 3.10).
Как видно из таблицы (таблица 3.3), на всех
участках отмечается снижение суточной добычи нефти. Основной причиной для
участков №№1, 4 и 5 является снижение суточной добычи жидкости, для участков №2
и 3 - увеличение обводненности добываемой продукции.
Всего потери добычи нефти по базовому фонду
объекта составили 504 т/сут., из них за счет роста обводненности продукции -
336 т/сут., из-за снижения пластового давления - 123 т/сут., в результате снижения
производительности ГНО - 46 т/сут., таблица 2.3.
В течение анализируемого периода по всем
рассматриваемым участкам отмечается снижение суточной закачки. При этом
энергетическое состояние пластов объекта БС11 удовлетворительное.
Рисунок 3.1 Динамика технологических показателей
разработки и выработки запасов Тевлинско-Русскинского месторождения. Объект
БС11
Рисунок 3.2 Динамика показателей разработки.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица3.2 Расчет потерь добычи нефти по
базовому фонду скважин за 2011 год по участкам объекта БС11
Таблица3.3 Динамика суточной добычи нефти.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица3.4 Динамика суточной добычи жидкости.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.5 Динамика суточной закачки.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.6 Динамика компенсации.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.7 Динамика обводненности.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.8 Динамика измениния динамического
уровня. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.9 Динамика пластового давления.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Таблица 3.10 Динамика забойного давления.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.3 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями добычи нефти. Тевлинско-Русскинское
месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.4 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями добычи жидкости. Тевлинско-Русскинское
месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.5 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями обводненности. Тевлинско-Русскинское
месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.6 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями закачки воды. Тевлинско-Русскинское
месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.7 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями компенсации отборов жидкости.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.8 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями среднего пластового давления.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.9 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями среднего забойного давления.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
Рисунок 3.10 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме
размещения участков с изменениями среднего динамического уровня.
Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основными направлениями работ по улучшению
состояния разработки объекта БС11 являются: бурение вторых стволов (в т.ч. с
горизонтальным окончанием) в зонах концентрации остаточных запасов; интенсификация
притока с помощью ГРП; широкомасштабное применение потокоотклоняющих технологий
с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
организация системы заводнения, адаптированной к структуре запасов.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Чекалин
Л.М., Моисеенко А.С. и др. Геолого-технологические исследования скважин. М.:
«Недра», 1993 г.
Лукьянов
Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения.
М.: Нефть и Газ, 1997 г.
Геолого-технологические
исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. - Уфа:
ВНИИпромгеофизика, 1987
Техническая
инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и
газовых скважин РД 153-39.0-069-01, 2001
Первичные
материалы геолого-технологических исследований. - Когалым: ОАО «КНГФ», 2007
«Отчеты
о проведении геолого-технологических исследований в процессе бурения скважины»
- Когалым: ОАО «КНГФ», 2007г.
Померанец
Л.И. Газовый каротаж. М.: Недра 1982г.; 240с.
Корновский
Н.В. Общая геология. М.: МГУ. 416с.
Геолого-технологические
исследования в процессе бурения РД 39-0147715-102-87
Абдулмазитов
Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. Геология и разработка крупнейших и
уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ 1996г.
Т1-Т2.
Нюняйкин
В.Н., Галлеев Ф.Ф., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. Уфа:
Башкортостан. 2001г., 264с.
ГОСТ
Р 53375-2009 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования.
Общие требования М.: 2009г.
Учебно-методическое
пособие по теории и практике геолого-технологических исследований и газового
каротажа с основами геологии, технологии бурения, промысловых геофизических
исследований, технологии освоения. Мегион 2007г. Тюменьпромгеофизика.