|
|
Анализ разработки месторожденияРазработка Самодуровского месторождения ведется согласно «Проекта разработки Самодуровского месторождения», выполненного в 1997 году и «Анализа разработки Самодуровского месторождения», выполненного в 2002 году институтом Гипровостокнефть». В данном проекте, разработка пластов Б2 и Т1 предусмотрена одним объектом. Пласт Б2 длительное время разрабатывался 4 скважинами, без ППД. Большей частью скважины находились в бездействии, из-за высокой вязкости нефти. За последние 10 лет, пласт Б2 стал разрабатываться за счет приобщения его к пласту Т1. Так как пласт Т1 является основным на месторождении и извлекаемые запасы его составляют 90% от запасов объекта, а пласт Б2 возвратный, то мы анализируем только пласт Т1 турнейского яруса. На пласт Т1 за весь период разработки было пробурено 154 скважины. В эксплуатации на пласт Т1 находится на 01.01.2016г. 100 добывающих скважин. На анализируемую дату 69 скважин действующие и 31 скважин находятся в бездействии. На пласт Т1 эксплуатируется 49 скважин и совместно на пласты Б2 и Т1 17 скважин. Фонд скважин представлен в таблице 2.2 Из эксплуатационного фонда под нагнетание перевели в 2011г. скважину 656, в 2010г. скважины 404, 654, 713, 733, 781, а в 2013г. скважины 224, 227, 644, 648. Бездействующий добывающий фонд представлен 31 скважинами из них: 22 скважины остановлены из-за обводнения 4 скважины из-за негерметичности колонн 5 скважин из-за аварии. Эксплуатационный нагнетательный фонд представлен 43 скважинами, из них действующий фонд 41 скважин и бездействующий фонд составляет 7 скважин: 2 скважины остановлены из-за аварии 4 скважины из-за негерметичности колонн 1 скважина из-за неисправности водовода Добыча нефти в 2015 составила 315,6 тыс.т., темп отбора 4,05% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
Таблица 2.1 Фонд скважин объекта Б2 + Т1 на 01.01.2016г.
Средний дебит нефти составляет 12,62т/сут, дебит жидкости 57,12 т/сут. Пласт Т1 приурочен к двум куполам: Самодуровскому и Семеновскому. Залежь Семеновского купола разрабатывалась в течение 1984-1996гг единственной скважиной № 198, которая затем была ликвидирована, поэтому данный купол не рассматривается. Залежь пласта Т1 была введена в разработку в 1982 году. Первоначально, до 1986 года, месторождение эксплуатировалось 8 разведочными скважинами. Добыча нефти в этот период составляла 43-53т.т в год. С 1986 года началось разбуривание залежи эксплуатационными и нагнетательными скважинами. Разбуривание продолжалось до 2000 года. В результате за этот период было введено в эксплуатацию 102 добывающих скважин и 36 нагнетательных скважин. Все добывающие скважины начинали работать с той или иной степенью обводненности. В результате обводненность постепенно росла, не много уменьшалась за счет ввода новых скважин. Средняя обводненность за период разбуривания составляла 37-42%. Среднесуточный дебит скважин по нефти составлял в среднем 9-10 тонн. Дебиты нефти по скважинам изменялись в интервале от 1,1 до 50 т/сут. Средний дебит по жидкости за период разбуривания изменялся от 20 до 57 т/сут. В связи с невысокими дебитами скважин примерно пятая часть действующего фонда была оборудована установками ЭЦН, а большая часть эксплуатировалась установками ШГН. Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды была начата в 1986 году. На месторождении внедрено блоковое внутриконтурное заводнение. Залежь пласта Т1 делится 3 разрезающими рядами на четыре блока. Средняя приемистость скважин составляла примерно 77 м3/сут, давление нагнетания 100-110 атм. Кроме разрезающих рядов переведены под закачку еще очаговые нагнетательные скважины. По мере разбуривания и ввода нагнетательных скважин, закачка по пласту росла, достигнув максимума в 2001 году-695 т.м3 в год. Компенсация отборов жидкости закачкой также продолжала расти как текущая, так и накопленная. В 2001 году компенсация отборов закачкой составляла: текущая-143%, накопленная 119,9%. Пластовое давление по пласту Т1 турнейской залежи начальное 18,36МПа. По мере разбуривания и выработки запасов, пластовое давление по пласту снижалось, но постепенно стабилизировалось за счет применения поддержания пластового давления. Начиная с 1999 года, после окончания разбуривания месторождения, добыча нефти снижалась до 2007 года. Уменьшение добычи нефти связано с различными причинами, а именно: увеличением обводненности по скважинам с 41,6 % до 50,3 %, снижением дебитов по нефти с 10,1 до 7,1 т/сут, по жидкости с 17,2-14,2 т/сут, а также из-за снижения закачки с 638 до 482 т.м3 в год. По данным показателей разработки (табл. 2.2) за период эксплуатации залежи составлен график разработки (рис.2.1). Как видно из графика разработки за рассматриваемый период максимальная добыча нефти была достигнута в 1998 году 319т.т. при темпе отбора от НИЗ 4.4% и добыче жидкости 552 т.т. К этому времени практически все добывающие скважины были разбурены, оставались неразбуренные только 3 краевые скважины. Разработку пласта Т1 в данный момент можно разбить на следующие стадии: 1) Начальная стадия. Она длится от начала разработки, т.е. с 1983г. до 1994г. На этой стадии характерно постоянное увеличение числа добывающих скважин, а также добычи нефти. К концу этой стадии было пробурено 75 добывающих скважин. 2) Основная стадия. Она длится с 1995г. до 2000г. Для нее характерна относительно стабильная добыча нефти и высокий темп отбора (до 4,09%), и так же наблюдался максимум добычи нефти в 1999 году, это 400 тыс. т. 3) Поздняя стадия. Она длится с 2001 г. и до настоящего времени. Для нее характерно постоянное увеличение обводненности (с 45% до 79%), снижение добычи нефти. Увеличение добычи нефти с 2007г. связано с проведением геолого-технологических мероприятий а именно увеличением отбора жидкости из месторождения, увеличением объемов закачки воды в пласт, и т.д.
Рисунок 2.1 Показатели разработки с начала эксплуатации
Таблица 2.2 Показатели разработки залежи нефти пластов Т1+Б2
Продолжение таблицы 2.2
Итак, залежь нефти пласта Т1 Самодуровского месторождения была введена в промышленную разработку в 1982 году. На 01.01.2016г накопленная добыча нефти составила 6505 т. тонн нефти, жидкости 16032,14 т. тонн. Отобрано 83,49% от начальных извлекаемых запасов, при обводненности 77,9%. Текущий КИН составляет 0,325. На дату анализа в пласт Т1 закачано 16032 т. м3 воды, накопленная компенсация составила 141,3%. Фонд добывающих скважин составил 100 шт., нагнетательных 48 шт., средний дебит по нефти равен 12,62 т/сут, по жидкости 57,12 т/сут.
  ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...  Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...  Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...  Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|
