Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1156
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
если условно принять базовую добычу, от которой считался эффект, неизменной во времени, то дополнительная добыча нефти на дату анализа от проведения ГРП на этих скважинах, составляет 858 тыс. т или 16,8 тыс. т на одну скважину. Сравнение основных показателей до и после проведения гидроразрыва, приведены в таблице 3.2.10., а распределение скважин по дебитам нефти и обводненности – в таблице 3.2.11., где в знаменателе показано распределение скважин после гидроразрыва.
Таблица 3.2.10. Эффективность проведения ГРП
Таблица 3.2.11. Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности
Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа можно сделать следующие выводы:
Кроме проведения гидроразрыва пласта на месторождении активно применяются и другие геолого-технические мероприятия (ГТМ), такие как: перевод на механизированный способ эксплуатации (ПМД), оптимизация скважинного оборудования, дополнительная перфорация, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и др., которые приносят наибольший эффект в плане наращивания добычи нефти по предприятию. По объекту ЮВ1 за счет проведения ГТМ в 2011 году дополнительно добыто 157,1 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.1. данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.
Таблица 3.2.12. Эффективность ГТМ в 2011 году
Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 66,8% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.
Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что практически более трети, от числящихся на объекте скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти. Распределение добывающего фонда скважин (вместе с совместными) на 1.08.2011 г. по накопленной добыче нефти и жидкости приведено на рисунках 3.2.12 и 3.2.13. (здесь исключены 6 скважин, по которым добыча не велась).
Из рисунка 3.2.1.16 видно, что более 100 тыс. т накопленной добычи отмечается в 35 скважинах (28,7% фонда). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила немногим более трети от накопленной добычи по объекту и находится на уровне 4 957,2 тыс. т или 141.6 тыс. т на скважину.
Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 50 до 100 тыс. т – 31 скважина (25,4% фонда) с накопленной добычей 2 408,1 тыс. т или 77,7 тыс. т на скважину; от 10 до 50 тыс. т – 36 скважин (29,5%) с накопленной добычей 908,8 тыс. т или 25,2 тыс. т на одну скважину и последняя группа скважин с накопленной добычей менее 10 тыс. т включает в себя 20 скважин (16,4%) по которым накопленная добыча составила всего 80,8 тыс. т или по 4,0 тыс. т на скважину.
Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах. Подавляющее большинство скважин, с накопленной добычей больше 100 тыс. т находится именно в этой зоне.
Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 60 скважин с добычей более 100 тыс. т отобрали почти половину всей жидкости, добытой на объекте – 10 718,4 тыс. т (45,7%) или по 178,6 тыс. т на скважину.
Объект ЮВ1 разрабатывается с 1990 года. Запроектирована трехрядная блоковая система с приконтурным заводнением. В процессе разработки система воздействия развивалась поэтапно. Освоение началось с 1992 года вводом под закачку семи скважин, находящихся на линиях разрезаюших рядов на севере и в центре месторождения. За первые пять лет, в период 1992–1996 гг., было введено под закачку 28 скважин. Накопленная добыча нефти на эту дату составила 4979,6 тыс. т, добыча жидкости – 5210 тыс. т, закачка – 11392 тыс. м3. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим – 1: 4,6. Средняя приемистость на скважину – 375 м
3/сут.
В период 1997–2011 г. под закачку вводится еще 58 скважин, причем 23 скважины были пущены в работу за последние 7 месяцев текущего года. Накопленная добыча нефти на дату анализа составляет 15218,9 тыс. т, жидкости – 23453,6 тыс. т, закачка – 40952,7 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости 116,1%. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду – 1: 1,9, а по действующему – 1: 1,8.
Всего в истории разработки объекта ЮВ1 в нагнетательном фонде насчитывалось 87 скважин, по которым производилась закачка рабочего агента, соотношение эксплуатационного фонда нагнетательных и добывающих скважин колебалось от 7,8 в начале формирования системы воздействия, до 1,9 на дату анализа, и в среднем составляет 4,5. Приемистость на одну скважину почти в 2 раза превышает проектную. По состоянию на 1.08.2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 63 единицы, в т.ч. действующий – 51. Динамика использования нагнетательного фонда представлена в таблице 3.2.14.
Таблица 3.2.14. Сравнение основных показателей системы воздействия
Таблица 3.2.10. Эффективность проведения ГРП
| Параметры до ГРП | Параметры после ГРП | |||||||||
| Накоп- ленная добыча нефти, т.т. | Накоп ленная добыча жид-ти, т.т. | Дебит нефти, т/сут | Дебит жид-ти, т/сут | Об- вод- нен- ность, % | Накоп- ленная добыча нефти, т.т. | Накоп- ленная добыча жид-ти, т.т. | Дебит нефти, т/сут | Дебит жид-ти, т/сут | Об- вод- нен- ность, % | |
| 1543 | 1590 | 23,4 | 24,1 | 3,0 | 2401 | 4808 | 44,4 | 88,9 | 50,1 | |
1 ... 14 15 16 17 18 19 20 21 ... 30
Таблица 3.2.11. Распределение 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 | 17 / | 3 / | | 4 / 3 | 1 / 4 | 2 / 2 | 2 / 2 | 29 / 11 |
| 10–50 | 20 / 14 | 1 / 16 | 1 / 5 | – / 3 | – / 4 | – / 1 | | 22 / 33 |
| 150–100 | – / 5 | – / 2 | | | | | | – / 7 |
| Итого | 37/19 | 4/8 | 1/5 | 4/6 | 1/8 | 2/3 | 2/2 | 51/51 |
1 ... 15 16 17 18 19 20 21 22 ... 30
Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа можно сделать следующие выводы:
-
В результате проведения работ по гидроразрыву отмечается существенное увеличение дебитов жидкости и как следствие возросшие дебиты по нефти. На протяжении последних 5 лет работы скважин после проведения работ по ГРП, фактические дебиты выше базовых. -
В 2011 году дополнительная добыча только по 11 скважинам, по которым был проведен ГРП составляет 60,7 тыс. т, а общий эффект от всех 86 скважин, подвергшихся гидроразрыву, на 1.08.2011 г. оценивается в 1,23 млн. т. или 8,1% от всей накопленной добычи на объекте. -
Лучшие показатели эксплуатации после ГРП получены на скважинах, расположенных в чисто нефтяной зоне. Прирост дебита нефти на скважину в этой группе составил 25,6 т/сут. -
Из негативных факторов необходимо отметить существенный рост обводненности, который можно объяснить плохим качеством цементажа при строительстве скважин, наличием заколонных перетоков и, возможно, исходными неверными данными при расчетах программы по ГРП.
Кроме проведения гидроразрыва пласта на месторождении активно применяются и другие геолого-технические мероприятия (ГТМ), такие как: перевод на механизированный способ эксплуатации (ПМД), оптимизация скважинного оборудования, дополнительная перфорация, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и др., которые приносят наибольший эффект в плане наращивания добычи нефти по предприятию. По объекту ЮВ1 за счет проведения ГТМ в 2011 году дополнительно добыто 157,1 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.1. данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.
Таблица 3.2.12. Эффективность ГТМ в 2011 году
| Показатели | Ввод из бурения | Оптимизация | ПМД | ГРП | Дополн. перфорация | Всего |
| Количество скважин, шт. | 6 | 17 | 3 | 11 | 4 | 41 |
| Прирост дебита нефти, т/сут | 160,5 | 18,3 | 48,3 | 58,3 | 9,1 | 294,5 |
| Прирост дебита жидкости, т/сут | 219,7 | 67,3 | 157,8 | 79,9 | 51,6 | 576,3 |
| Доп. добыча, т.т. | 44,3 | 31,3 | 19,7 | 60,7 | 1,1 | 157,1 |
Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 66,8% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.
Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что практически более трети, от числящихся на объекте скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти. Распределение добывающего фонда скважин (вместе с совместными) на 1.08.2011 г. по накопленной добыче нефти и жидкости приведено на рисунках 3.2.12 и 3.2.13. (здесь исключены 6 скважин, по которым добыча не велась).
Из рисунка 3.2.1.16 видно, что более 100 тыс. т накопленной добычи отмечается в 35 скважинах (28,7% фонда). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила немногим более трети от накопленной добычи по объекту и находится на уровне 4 957,2 тыс. т или 141.6 тыс. т на скважину.
Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 50 до 100 тыс. т – 31 скважина (25,4% фонда) с накопленной добычей 2 408,1 тыс. т или 77,7 тыс. т на скважину; от 10 до 50 тыс. т – 36 скважин (29,5%) с накопленной добычей 908,8 тыс. т или 25,2 тыс. т на одну скважину и последняя группа скважин с накопленной добычей менее 10 тыс. т включает в себя 20 скважин (16,4%) по которым накопленная добыча составила всего 80,8 тыс. т или по 4,0 тыс. т на скважину.
Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах. Подавляющее большинство скважин, с накопленной добычей больше 100 тыс. т находится именно в этой зоне.
Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 60 скважин с добычей более 100 тыс. т отобрали почти половину всей жидкости, добытой на объекте – 10 718,4 тыс. т (45,7%) или по 178,6 тыс. т на скважину.
Объект ЮВ1 разрабатывается с 1990 года. Запроектирована трехрядная блоковая система с приконтурным заводнением. В процессе разработки система воздействия развивалась поэтапно. Освоение началось с 1992 года вводом под закачку семи скважин, находящихся на линиях разрезаюших рядов на севере и в центре месторождения. За первые пять лет, в период 1992–1996 гг., было введено под закачку 28 скважин. Накопленная добыча нефти на эту дату составила 4979,6 тыс. т, добыча жидкости – 5210 тыс. т, закачка – 11392 тыс. м3. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим – 1: 4,6. Средняя приемистость на скважину – 375 м
3/сут.
В период 1997–2011 г. под закачку вводится еще 58 скважин, причем 23 скважины были пущены в работу за последние 7 месяцев текущего года. Накопленная добыча нефти на дату анализа составляет 15218,9 тыс. т, жидкости – 23453,6 тыс. т, закачка – 40952,7 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости 116,1%. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду – 1: 1,9, а по действующему – 1: 1,8.
Всего в истории разработки объекта ЮВ1 в нагнетательном фонде насчитывалось 87 скважин, по которым производилась закачка рабочего агента, соотношение эксплуатационного фонда нагнетательных и добывающих скважин колебалось от 7,8 в начале формирования системы воздействия, до 1,9 на дату анализа, и в среднем составляет 4,5. Приемистость на одну скважину почти в 2 раза превышает проектную. По состоянию на 1.08.2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 63 единицы, в т.ч. действующий – 51. Динамика использования нагнетательного фонда представлена в таблице 3.2.14.
Таблица 3.2.14. Сравнение основных показателей системы воздействия
| Показатели | Ед.изм. | Проект 2010 г | Факт 2010 г | Факт 2011 г |
| Действующий фонд нагнетательных скважин | скв. | 86 | 47 | 51 |
| Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин | скв | 91 | 57 | 63 |
| Действующий фонд добывающих скважин | скв | 342 | 108 | 94 |
| Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин | | 1:3,9 | 1:2,3 | 1:1,8 |
| Объем закачанной воды с начала разработки | тыс. м3 | 37338 | 37506 | 40952,7 |
| Компенсация текущая | % | 127 | 130,4 | 134,1 |
| накопленная | % | 113,6 | 114,7 | 116,1 |
| Приемистость | м3/сут | 188,4 | 346,9 | 367 |
| Коэффициент использования нагнетательных скважин | д. ед. | 0,95 | 0,82 | 0,81 |