Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1143
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Состояние реализованного фонда по Верхнеколик-Еганскому месторождению представлено в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2. Состояние реализованного фонда по Верхне-Колик-Еганскому месторождению на 1.08.2011 г.
№ п/п | Фонд скважин | Категория | Кол-во |
1. | Добывающие | Всего | 236 |
| | в т.ч. действующие | 185 |
| | из них: фонтанные | 66 |
| | ЭЦН | 119 |
| | ШГН | 0 |
| | газлифт | 0 |
| | бездействующие | 38 |
| | в освоении | 1 |
| | в консервации | 0 |
| | пьезометрические | 7 |
| | контрольные | 4 |
| | ликвидированные | 1 |
2 | Нагнетательные | Всего | 72 |
| | в т.ч. под закачкой | 60 |
| | в бездействии | 12 |
| | в освоении | 0 |
| | в консервации | 0 |
| | пьезометрические | 0 |
| | контрольные | 0 |
| | ликвидированные | 0 |
| | В эксплуатации на нефть(действующие) | 74 |
| | Всего | 308 |
В 2010 году на месторождении было добыто 1 855,3 тыс. т нефти, 3 803 тыс. т жидкости и 780,9 млн. м3 газа при средней обводненности 51,2%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 36,6 т/сут, по жидкости – 75,0 т/сут, средний газовый фактор – 420,9 м3/сут. По состоянию на 1.08.2011 г. с начала разработки было добыто 16 711,6 тыс. т нефти, 25 698,3 тыс. т жидкости и 6 157 млн. м3 газа при средней обводненности продукции – 53.8%, накопленный объем закаченной воды – 41 227 тыс. м3. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти в 2011 году составил 35.4 т/сут, по жидкости – 76.7 т/сут.
Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2010 год 1048,2 тыс. т или 56,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 747,3 тыс. т или 61,1%. Средний дебит: по нефти соответственно 29,2 т/сут и 33,0 т/сут; по жидкости 78,2 т/сут и 91,0 т/сут; обводненность продукции 62,6% и 63,0%. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 г. фонтанным способом, составила 807,0 тыс. т или 43,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 476,7 тыс. т или 38,9%. Средний дебит по нефти соответственно 46,4 т/сут и 40,1 т/сут; по жидкости 57,8 т/сут и 49,4 т/сут, обводненность продукции 33,6% и 18,9%.
Также необходимо отметить, что до 2010 г. на месторождении велась добыча установками плунжер-лифт, с помощью которых было добыто 805,7 тыс. т нефти и 816,3 тыс. т жидкости при средней обводненности 13,5%. Средний дебит по нефти составил 27,9 т/сут, а по жидкости – 28,3 т/сут. Очень непродолжительное время применялись гидропоршневые насосы, с помощью которых было отобрано всего 62 тонны нефти.
Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации приведены в таблице 3.1.4.
Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки
Способ эксплуатации | Добыча нефти, тыс. т | Добыча жидкости, тыс. т | Дебит нефти, т/сут | Дебит жидкости, т/сут |
Фонтан | 11122,2 | 12387,6 | 36,0 | 40,1 |
ЭЦН | 4783,6 | 12494,2 | 23,2 | 60,5 |
ПЛН | 805,7 | 816,3 | 27,9 | 28,3 |
ГПН | 0,062 | 0,244 | 2,5 | 9,8 |
Всего | 16 711,5 | 25 698,3 | 30,7 | 47,2 |
Таким образом, большая часть (66,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации.
Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.1.5
Таблица 3.1.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности
Дебит нефти, т/сут. | Обводненность, | |||||||
<10 | 10–30 | 30–50 | 50–70 | 70–90 | 90–95 | >95 | Итого | |
<10 | 1 | 1 | 5 | 5 | 12 | 11 | 10 | 45 |
10–50 | 24 | 15 | 14 | 7 | 27 | 3 | 1 | 91 |
50–100 | 11 | 13 | 7 | 5 | 2 | | | 38 |
100–150 | | 1 | 3 | 2 | | | | 6 |
150–200 | | 1 | | | | | | 1 |
200–250 | 1 | | | | | | | 1 |
250–300 | | 1 | | | | | | 1 |
300–350 | | 1 | | | | | | 1 |
>350 | 1 | | | | | | | 1 |
Итого | 38 | 33 | 29 | 19 | 41 | 14 | 11 | 185 |
Динамика коэффициентов использования нефтяного фонда скважин и эксплуатации с начала разработки приведена на рисунке 3.1.3.
Одной из наиболее эффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Широко масштабное применение ГРП на месторождении началось в 2001 году. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 1.08.2011 г. было проведено 176 скважино-операций на 150 скважинах, но здесь необходимо учитывать, что одни и те же скважины подвергались гидроразрыву несколько раз как повторные при переводе на другие объекты. Особенно это касается пластов ачимовской толщи. Результаты применения ГРП позволяют говорить, что технология по-прежнему является одной из самых надежных для обеспечения дополнительной добычи нефти, позволяющая активизировать воздействие на слабодренируемые запасы нефтяных залежей, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам.
Наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти от применения ГРП по данным ОАО «Варьеганнефтегаз» получена на объекте ЮВ1, она составляет 1,23 млн т. По скважинам данного пласта средний дебит нефти в 2011 году равен 41,1 т/сут, дебит жидкости – 105,3 т/сут., обводненность – 61%.
По скважинам объектов АчБВ16-19 и ЮВ3, также характеризующихся сложным строением и высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, достигнутые средние дебиты нефти несколько ниже, чем по скважинам объекта ЮВ1. Результаты повторных скважино-операций, проводимых на скважинах объектов ЮВ1 и АчБВ16-19, на которых выполнено наибольшее количество повторных ГРП, показали, что прирост дебитов нефти составляет в среднем 42% от величины прироста дебита нефти при первичной операции.
Анализируя в целом работу добывающих скважин следует отметить, что более 100 тыс. т. накопленной добычи нефти отмечается по 52 скважинам.
Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 40 до 100 тыс. т – 97 скважин; от 10 до 40 тыс. т –78 скважин; от 2 до 10 тыс. т – 36 скважин. Низкая накопленная добыча нефти по части скважинам объясняется несколькими причинами:
-
это быстрое обводнение и выбытие из эксплуатации скважин, расположенных в первых рядах элементов системы заводнения; -
эксплуатация скважин на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами; -
быстрое выбытие скважин по причине плохого состояния эксплуатационной колонны и заколонного камня, что способствует возникновению перетоков.
Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.
В последнее время в разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.
3.2 Характеристика фонда скважин, отборов нефти, газа и воды, системы воздействия на пласт, энергетического состояния по разрабатываемым объектам
Объект ЮВ1
Залежи нефти продуктивного пласта ЮВ1 являются самыми крупными по запасам залежами Верхне-Колик-Еганского месторождения. Начальные геологические запасы по категории С1+С2 оцениваются в размере 93730 тыс. т., что составляет более четверти всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 35569 тыс. т или 37,9% от всех извлекакемых запасов. Пласт ЮВ1 разрабатывается с 1990 г.
Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный горизонт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине, в чем значительно уступает горизонту ЮВ12-3. Продуктивный пласт ЮВ12-3 развит на всей площади месторождения. Общая толщина пласта в пределах залежи в стратиграфических границах изменяется от 38,1 м до 68,8 м. Какой-либо закономерности в изменении общих толщин по площади не наблюдается. Средняя толщина пласта составляет 50 м. От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ11 пласт ЮВ12-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в большинстве скважин составляет 1–1,5 м. От залегающего ниже продуктивного пласта ЮВ2 тюменской свиты пласт ЮВ12-3 отделяется плотным пластом толщиной 1–1,5 м.
Расчлененность пласта ЮВ12-3