Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1207
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
изменяется по скважинам от 2 до 16, составляя в среднем 6,15. Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет всего 3,6% от общей площади залежи. Остальная часть площади залежи, т.е. 96,4% приходится на водонефтяную зону (ВНЗ). В северной части восточной складки, имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.
Общая толщина пласта ЮВ11 в стратиграфических границах составляет, в среднем 6,6 м Пласт имеет сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта, гораздо реже – к верхней. Коллекторские прослои развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение.
В 50 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ11 вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ12-3 и только в двух скважинах перфорация проведена исключительно на ЮВ11. В процессе проведения исследований в 11 скважинах зафиксированы незначительные притоки нефти из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ11, т.е. в совместных скважинах добыча осуществляется преимущественно из пластов ЮВ12-3. Таким образом, запасы нефти пласта ЮВ11 не вырабатываются.
За весь период эксплуатации на объекте пробурено 265 скважин, в том числе 197 добывающих и 68 нагнетательных, переведено с других объектов 3 скважины. В таблице 3.2.1. приводится состояние фонда на 01.08.2011 г. (в знаменателе указан фонд совместных скважин).
Таблица 3.2.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ1 на 01.08.2011 г.
Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ЮВ1, составляет 497 скважин, в том числе 352 добывающих, 123 нагнетательных и 22 контрольных.
Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 263 скважины. По состоянию на 01.08.11 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 171 скважина, из них 108 добывающих и 63 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 86 скважин, под закачкой числится 51 скважина.
На дату анализа на объекте числится 10 совместных скважин. Из числа действующих добывающих скважин в настоящее время совместно с другими объектами работает 8 скважин. Из них 3 скважины (37,5%) работают совместно с объектом ЮВ3, остальные 5 скважин с объектом АчБВ14-19. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации нефтяного фонда представлена на рисунке 3.2.1.
Основные буровые работы на объекте начались в 1990 году. Ввод новых добывающих скважин в 1991 году достигает своего максимального показателя (46 скважин) и затем ещё 2 года держится на вполне приличном уровне (31–32 скважины). Дебиты новых скважин по нефти в этот период составляли от 24,6–31,2 т/сут. Начиная с 1995 г. и вплоть до 1998 г. производство буровых работ, и ввод новых скважин, неуклонно снижается (13–16 скважин в год) и только в 2004 г. снова возрастает до 22.
Затем идет опять резкий спад (в 2007 г. пробурена только одна горизонтальная скважина), и на дату анализа было введено 8 скважин, из которых 4 с горизонтальным стволом. Необходимо отметить, что дебит первой горизонтальной скважины (№504), пробуренной в 2007 г., достигал 543 т/сут безводной нефти. Всего же на месторождении на дату анализа пробурены, и находятся в работе 7 скважин с длиной горизонтального участка от 428 до 637 м. Накопленная добыча нефти по всем горизонтальным скважинам – 337,3 тыс. т, уплотненный среднесуточный дебит нефти с начала разработки –164,5 т/сут. Добыча нефти из горизонтальных скважин за 2010 год на дату анализа составила 134,2 тыс. т. (17% от всей добычи на объекте), средний дебит по нефти – 135,2 т/сут, что почти в 4 раза превышает аналогичный показатель наклонно-направленных скважин. Результаты работы горизонтальных скважин приведены в таблице 3.2.2.
Максимальный объем добычи нефти
, который составил 1581,1 тыс. т. при среднегодовой обводненности продукции 40,2%, приходится на 2004 год, добыча жидкости находится на уровне 2644,5 тыс. т. Первые четыре года с объекта добывалась практически безводная нефть, и только с 2005 года отмечается интенсивный рост обводненности продукции, который за 5 лет составил почти 60%.
Таблица 3.2.2. Результаты работы горизонтальных скважин
Формирование системы ППД началось в мае 1992 года с вводом первых пяти скважин на севере (1035, 1036, 1039, 1064, 1066) и двух в центре (1090, 1092) восточного купола месторождения. Ввод новых нагнетательных скважин разрезающих рядов происходил с некоторым отставанием от ввода новых добывающих скважин. Всего на 01.08.2010 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде числится 63 скважины, из которых 51 скважина находится под закачкой.
В 2011 году на объекте было добыто 1455,7 тыс. т нефти, 3161,2 тыс. т жидкости и 673,4 млн. м3 газа при средней обводненности 53,9%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 39,2 т/сут, по жидкости – 85,0 т/сут, средний газовый фактор – 463 м3/сут.
По состоянию на 01.08.2010 г. на объекте с начала разработки было добыто 15218,9 тыс. т нефти, 23458 тыс. т жидкости и 5764,2 млн. м3 газа при средней обводненности продукции – 61%, накопленный объем закачки воды – 40952,7 тыс. м3. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 41,1 т/сут, по жидкости – 105,3 т/сут, средний газовый фактор – 486 м3/т, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,143 (по РГФ). Карта текущего состояния разработки приведена на рисунке 3.2.1.6.
Анализ выполнения проектных решений показал, что фактические уровни добычи практически соответствуют проектным. За 2010 год добыча нефти ниже проектной на 10%, жидкости – на 7%. По накопленной добыче отставание составило по нефти на 2,2%, а по жидкости наоборот перевыполнение почти на 0,5%. Из таблицы 3.2.1.4 видно, что фактический действующий фонд значительно, почти в 3 раза, ниже проектного, а средние дебиты по нефти почти в 2 раза выше. Обводненность продукции за 2010 год составила 53,9% против 52,6% по проекту. Необходимо отметить, что за 2011 года обводненность выросла на 7,1% и составила – 61%.
На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (89,5%) эксплуатируется механизированным способом, в основном с помощью электроцентробежных насосов. Из 86 скважин установками ЭЦН оборудовано 77, и только 9 скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 983,3 тыс. т или 67,5%, а за 2011 г. – 652,8 тыс. т или 84,8%. Средний дебит: по нефти соответственно 33,5 т/сут и 38,6 т/сут; по жидкости 86,9 т/сут и 103,8 т/сут; обводненность продукции 61,4% и 64,0%.
Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 472,4 тыс. т или 32,5%, а за 2011 г. – 116,9 тыс. т или 15,2%. Средний дебит по нефти соответственно 60,5 т/сут и 66,5 т/сут; по жидкости 78,4 т/сут и 91,0 т/сут: обводненность продукции 23,1% и 26,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010–2011 гг. приводится в таблице 3.2.3.
Таблица 3.2.3. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ1 за 2010–2011 гг.
Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 4388,6 тыс. т, фонтанным способом – 9863,9 тыс. т, и с помощью установок плунжер-лифт – 805.7 тыс. т. Таким образом, большая часть (65,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.4.).
Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ1 находится на первой стадии разработки. Из 94 скважин 51 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 10 т/сут работает 25 скважин, что составляет 26%, с дебитом от 10 до 50 т/сут – 39 скважин (40,6%), с дебитом от 50 до 100 т/сут – 20 скважин (20,8%) и с дебитом от 100 до 150 т/сут – 7 скважин (7,2%). Остальные 5 скважин имеют дебит более 150 т/сут.
Общая толщина пласта ЮВ11 в стратиграфических границах составляет, в среднем 6,6 м Пласт имеет сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта, гораздо реже – к верхней. Коллекторские прослои развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение.
В 50 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ11 вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ12-3 и только в двух скважинах перфорация проведена исключительно на ЮВ11. В процессе проведения исследований в 11 скважинах зафиксированы незначительные притоки нефти из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ11, т.е. в совместных скважинах добыча осуществляется преимущественно из пластов ЮВ12-3. Таким образом, запасы нефти пласта ЮВ11 не вырабатываются.
За весь период эксплуатации на объекте пробурено 265 скважин, в том числе 197 добывающих и 68 нагнетательных, переведено с других объектов 3 скважины. В таблице 3.2.1. приводится состояние фонда на 01.08.2011 г. (в знаменателе указан фонд совместных скважин).
Таблица 3.2.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ1 на 01.08.2011 г.
| Фонд скважин | Категория | Кол-во |
| Фонд добывающих скважин | Пробурено | 197/205 |
| Возвращено с других горизонтов | 3 | |
| Всего | 118/128 | |
| в т.ч. действующие | 86/94 | |
| из них: фонтанные | 9 | |
| ЭЦН | 77/85 | |
| бездействующие | 21/23 | |
| в освоении | 1 | |
| в консервации | 0 | |
| пьезометрические | 5 | |
| контрольные | 4 | |
| Переведено на другие горизонты | 82 | |
| Ликвидированные | 1 | |
| Передано под закачку | 73 | |
| Фонд нагнетательных скважин | Пробурено | 68 |
| Возвращено с других горизонтов | 0 | |
| Переведено из добывающих | 73 | |
| в т.ч. из собственного фонда | 73 | |
| возвратного фонда | 0 | |
| Всего | 63 | |
| в т.ч. под закачкой | 51 | |
| в бездействии | 12 | |
| в освоении | 0 | |
| в консервации | 0 | |
| пьезометрические | 0 | |
| контрольные | 0 | |
| В эксплуатации на нефть | 31 | |
| Ликвидированные | 0 | |
| Переведено на другие горизонты | 5 | |
| Всего | | 181/191 |
Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ЮВ1, составляет 497 скважин, в том числе 352 добывающих, 123 нагнетательных и 22 контрольных.
Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 263 скважины. По состоянию на 01.08.11 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 171 скважина, из них 108 добывающих и 63 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 86 скважин, под закачкой числится 51 скважина.
На дату анализа на объекте числится 10 совместных скважин. Из числа действующих добывающих скважин в настоящее время совместно с другими объектами работает 8 скважин. Из них 3 скважины (37,5%) работают совместно с объектом ЮВ3, остальные 5 скважин с объектом АчБВ14-19. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации нефтяного фонда представлена на рисунке 3.2.1.
Основные буровые работы на объекте начались в 1990 году. Ввод новых добывающих скважин в 1991 году достигает своего максимального показателя (46 скважин) и затем ещё 2 года держится на вполне приличном уровне (31–32 скважины). Дебиты новых скважин по нефти в этот период составляли от 24,6–31,2 т/сут. Начиная с 1995 г. и вплоть до 1998 г. производство буровых работ, и ввод новых скважин, неуклонно снижается (13–16 скважин в год) и только в 2004 г. снова возрастает до 22.
Затем идет опять резкий спад (в 2007 г. пробурена только одна горизонтальная скважина), и на дату анализа было введено 8 скважин, из которых 4 с горизонтальным стволом. Необходимо отметить, что дебит первой горизонтальной скважины (№504), пробуренной в 2007 г., достигал 543 т/сут безводной нефти. Всего же на месторождении на дату анализа пробурены, и находятся в работе 7 скважин с длиной горизонтального участка от 428 до 637 м. Накопленная добыча нефти по всем горизонтальным скважинам – 337,3 тыс. т, уплотненный среднесуточный дебит нефти с начала разработки –164,5 т/сут. Добыча нефти из горизонтальных скважин за 2010 год на дату анализа составила 134,2 тыс. т. (17% от всей добычи на объекте), средний дебит по нефти – 135,2 т/сут, что почти в 4 раза превышает аналогичный показатель наклонно-направленных скважин. Результаты работы горизонтальных скважин приведены в таблице 3.2.2.
Максимальный объем добычи нефти
, который составил 1581,1 тыс. т. при среднегодовой обводненности продукции 40,2%, приходится на 2004 год, добыча жидкости находится на уровне 2644,5 тыс. т. Первые четыре года с объекта добывалась практически безводная нефть, и только с 2005 года отмечается интенсивный рост обводненности продукции, который за 5 лет составил почти 60%.
Таблица 3.2.2. Результаты работы горизонтальных скважин
| № скважины | Длина горизонтального ствола, м | Накопленная добыча | Параметры работы на 01.08.2010 г. | ||||
| Нефти, тыс. т | Жидкости, тыс. т | Дебит | Обводненность, % | ||||
| жидкости, т/сут | нефти, т/сут | ||||||
| 399 | 637 | 5,4 | 5,5 | 369,7 | 360,5 | 2,5 | |
| 3044 | 565 | 3,4 | 47,6 | 78,2 | 5,5 | 93,0 | |
| 3049 | 541 | 44,4 | 58,4 | 85,0 | 56,2 | 33,9 | |
| 504 | 519 | 151,4 | 173,3 | 242,5 | 116,6 | 51,9 | |
| 871 | 437 | 110,7 | 116,3 | 310,7 | 278,7 | 10,3 | |
| 541 | 428 | 12,1 | 22,4 | 230,1 | 110,8 | 51,9 | |
| 648 | 635 | 9,9 | 10,1 | 236,0 | 233,0 | 1,3 | |
| Всего | | 337,3 | 433,6 | 211,5 | 164,5 | 28,6 | |
Формирование системы ППД началось в мае 1992 года с вводом первых пяти скважин на севере (1035, 1036, 1039, 1064, 1066) и двух в центре (1090, 1092) восточного купола месторождения. Ввод новых нагнетательных скважин разрезающих рядов происходил с некоторым отставанием от ввода новых добывающих скважин. Всего на 01.08.2010 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде числится 63 скважины, из которых 51 скважина находится под закачкой.
В 2011 году на объекте было добыто 1455,7 тыс. т нефти, 3161,2 тыс. т жидкости и 673,4 млн. м3 газа при средней обводненности 53,9%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 39,2 т/сут, по жидкости – 85,0 т/сут, средний газовый фактор – 463 м3/сут.
По состоянию на 01.08.2010 г. на объекте с начала разработки было добыто 15218,9 тыс. т нефти, 23458 тыс. т жидкости и 5764,2 млн. м3 газа при средней обводненности продукции – 61%, накопленный объем закачки воды – 40952,7 тыс. м3. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 41,1 т/сут, по жидкости – 105,3 т/сут, средний газовый фактор – 486 м3/т, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,143 (по РГФ). Карта текущего состояния разработки приведена на рисунке 3.2.1.6.
Анализ выполнения проектных решений показал, что фактические уровни добычи практически соответствуют проектным. За 2010 год добыча нефти ниже проектной на 10%, жидкости – на 7%. По накопленной добыче отставание составило по нефти на 2,2%, а по жидкости наоборот перевыполнение почти на 0,5%. Из таблицы 3.2.1.4 видно, что фактический действующий фонд значительно, почти в 3 раза, ниже проектного, а средние дебиты по нефти почти в 2 раза выше. Обводненность продукции за 2010 год составила 53,9% против 52,6% по проекту. Необходимо отметить, что за 2011 года обводненность выросла на 7,1% и составила – 61%.
На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (89,5%) эксплуатируется механизированным способом, в основном с помощью электроцентробежных насосов. Из 86 скважин установками ЭЦН оборудовано 77, и только 9 скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 983,3 тыс. т или 67,5%, а за 2011 г. – 652,8 тыс. т или 84,8%. Средний дебит: по нефти соответственно 33,5 т/сут и 38,6 т/сут; по жидкости 86,9 т/сут и 103,8 т/сут; обводненность продукции 61,4% и 64,0%.
Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 472,4 тыс. т или 32,5%, а за 2011 г. – 116,9 тыс. т или 15,2%. Средний дебит по нефти соответственно 60,5 т/сут и 66,5 т/сут; по жидкости 78,4 т/сут и 91,0 т/сут: обводненность продукции 23,1% и 26,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010–2011 гг. приводится в таблице 3.2.3.
Таблица 3.2.3. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ1 за 2010–2011 гг.
| Способ эксплуатации | Добыча нефти, тыс. т | Добыча жидкости, тыс. т | Дебит нефти, т | Дебит жидкости, т | Обводнен- ность, % | |||||||||
| 2010 год | 2011 год | 2010 год | 2004 год | 2010 год | 2011 год | 2010 год | 2011 год | 2010 год | 2011 год | |||||
| Фонтан | 472,4 | 116,8 | 614,1 | 160,0 | 60,5 | 66,5 | 78,4 | 91,0 | 23,1 | 26,9 | ||||
| ЭЦН | 983,3 | 652.8 | 2546,8 | 1812.0 | 33,5 | 38,6 | 86,9 | 106,8 | 61,4 | 64.0 | ||||
| ГПН | 0,1 | | 0,2 | | 2,5 | | 9,8 | | 74,6 | | ||||
| Всего | 1455,7 | 769.6 | 3161,2 | 1972.0 | 39,2 | 41,1 | 85,0 | 105.3 | 53,9 | 61.0 | ||||
Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 4388,6 тыс. т, фонтанным способом – 9863,9 тыс. т, и с помощью установок плунжер-лифт – 805.7 тыс. т. Таким образом, большая часть (65,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.4.).
Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ1 находится на первой стадии разработки. Из 94 скважин 51 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 10 т/сут работает 25 скважин, что составляет 26%, с дебитом от 10 до 50 т/сут – 39 скважин (40,6%), с дебитом от 50 до 100 т/сут – 20 скважин (20,8%) и с дебитом от 100 до 150 т/сут – 7 скважин (7,2%). Остальные 5 скважин имеют дебит более 150 т/сут.