Файл: Эксплуатационных.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 08.11.2023

Просмотров: 136

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.



Одна из двух залежей объекта разрабатывалась в течении трех месяцев 1983 г. и одного месяца 1984 г. скважиной 162. Замеров пластового давления не производилось.
ОбъектXII

Установлено три залежей нефти и одна залежь газа. Залежи пластовые, частично литологически экранированные. Площадь нефтеносности составляет 501 тыс.м2, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 34,3-36,8 м. Начальные геологические запасы нефти категории В + Сl составляют 1044 тыс.т (10,2 % от запасов месторождения катего- рии В+С I) , по категории C2 193 тыс.т, (20,6 % от запасов месторождения категории C2) (Таблица 4.37).

Разработка объекта ведется с 1977 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Две залежи нефти введены в разработку. Залежи разрабатывались единичными скважина- ми. В эксплуатации перебывали три добывающие скважины. Плотность сетки скважин по введенным в разработку залежам составила 8,9 — 16,8 га/скв, в целом по объекту 16,7 га/скв. На 01.01.2015 г. ведется разработка только одной залежи.

ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Таблица 4.37 – Показатели выработки по блокам объекта XII


Показатель
в це-

лом
XXIVa
XXVa
XXVв
XXII

НГЗ, тыс.т
1237
193
851
0
193

НИЗ, тыс.т
297
41
210
0
46

НГЗ газа, тыс.т
25
0
0
25
0

Накопленная добыча нефти, тыс.т
210,0
13,2
196,8
0
0

Текущий КИН, д.ед.
0,170
0,068
0,231
-
0

Отбор от НИЗ, %
70,7
32,1
93,7
-
0

ОИЗ нефти, тыс. т
87,0
27,8
13,2
-
46,0

Перебывавший добывающий фонд, ед.
3
1
2
0
0

Уд. нак. добыча на 1 переб. скв., тыс.т
70,0
13,2
98,4
-
-

ПСС, га/скв.
16,7
8,6
16,0
-
-


Таблица 4.38 – Технологические показатели разработки объекта XII




Годы и периоды
Добыча, тыс.т

Весовая обводнен ность, %
Коэффиц- иент нефте извлече- ния,

доли ед.
Закачка рабочего агента, тыс.м3
Фонд скважин на конец периода
Дебит, т/сут
Приеми с-тость по воде,

м3/сут

нефти
воды
жидкости

всего
добыва ющих

нагн.н

ефти
жид- кости

текущая
накоп-

ленная
текущая
накоп-

ленная
текущая
накоп-

ленная
годовая
накоп-

ленная


















1977
15,8
15,8
0,0
0,0
15,8
15,8
0,2
0,015
0
0
1
1
0
103,3
103,5
0

1978
25,6
41,4
2,6
2,6
28,2
44,0
9,1
0,040
0
0
1
1
0
70,2
77,3
0

1979
24,7
66,1
4,9
7,5
29,6
73,5
16,4
0,063
0
0
2
2
0
56,4
67,5
0

1980
29,8
95,9
11,9
19,3
41,6
115,2
28,5
0,092
0
0
2
2
0
41,5
58,0
0

1981
21,3
117,1
9,5
28,8
30,8
146,0
30,9
0,112
0
0
3
3
0
22,0
31,9
0

1982
16,0
133,1
8,1
37,0
24,1
170,1
33,6
0,128
0
0
3
3
0
15,0
22,7
0

1983
13,9
147,0
6,3
43,3
20,2
190,3
31,3
0,141
0
0
3
3
0
13,1
19,1
0

1984
10,4
157,5
5,7
49,0
16,1
206,4
35,3
0,151
0
0
3
3
0
9,9
15,2
0

1985
7,3
164,8
4,9
53,9
12,2
218,7
40,0
0,158
0
0
3
3
0
10,0
16,6
0

1986
4,2
169,0
7,6
61,4
11,8
230,5
64,0
0,162
0
0
2
2
0
6,1
17,1
0

1987
4,9
174,0
6,4
67,8
11,3
241,8
56,3
0,167
0
0
2
2
0
6,9
15,8
0

1988
3,7
177,7
5,3
73,1
9,0
250,7
59,1
0,170
0
0
2
2
0
5,3
12,8
0

1989
1,9
179,5
4,8
77,9
6,7
257,4
71,8
0,172
0
0
2
2
0
2,7
9,7
0

1990
2,3
181,9
5,1
82,9
7,4
264,8
68,3
0,174
0
0
2
2
0
3,3
10,4
0

1991
1,8
183,7
4,6
87,5
6,4
271,2
71,5
0,176
0
0
2
2
0
3,2
11,4
0

1992
1,7
185,4
4,4
92,0
6,2
277,4
72,3
0,178
0
0
2
2
0
2,6
9,4
0

1993
1,8
187,2
4,7
96,7
6,5
283,9
72,1
0,179
0
0
2
2
0
2,7
9,8
0

1994
1,2
188,4
4,2
100,9
5,4
289,3
77,9
0,180
0
0
2
2
0
1,9
8,6
0

1995
1,1
189,5
3,3
104,2
4,3
293,6
75,6
0,181
0
0
2
2
0
2,0
8,1
0

1996
0,8
190,3
4,0
108,1
4,8
298,4
83,4
0,182
0
0
2
2
0
3,1
18,4
0

1997
1,0
191,3
6,6
114,8
7,6
306,0
86,8
0,183
0
0
2
2
0
2,1
15,9
0

1998
0,9
192,2
3,9
118,7
4,9
310,9
81,0
0,184
0
0
1
1
0
2,8
14,9
0

1999
0,9
193,1
3,4
122,1
4,2
315,1
79,6
0,185
0
0
1
1
0
2,5
12,1
0

2000
1,0
194,1
3,5
125,6
4,5
319,7
78,0
0,186
0
0
2
2
0
1,5
6,6
0

2001
1,2
195,2
2,7
128,3
3,9
323,6
69,9
0,187
0
0
1
1
0
3,3
10,8
0

2002
1,3
196,5
3,2
131,5
4,4
328,0
71,3
0,188
0
0
1
1
0
3,5
12,4
0

2003
1,5
198,0
2,7
134,2
4,2
332,2
65,2
0,190
0
0
1
1
0
4,2
12,0
0

2004
1,7
199,7
3,1
137,3
4,8
337,0
64,6
0,191
0
0
1
1
0
4,7
13,2
0

2005
1,5
201,2
3,8
141,1
5,3
342,3
71,0
0,193
0
0
1
1
0
4,4
15,2
0

2006
1,4
202,6
3,6
144,7
5,0
347,3
71,5
0,194
0
0
1
1
0
4,1
14,3
0

2007
1,2
203,9
4,4
149,1
5,7
352,9
78,2
0,195
0
0
1
1
0
3,6
16,3
0

2008
1,2
205,0
4,1
153,2
5,2
358,2
77,8
0,196
0
0
1
1
0
3,3
14,8
0

2009
1,1
206,2
5,2
158,4
6,4
364,6
82,2
0,197
0
0
1
1
0
3,2
18,0
0

2010
0,5
206,7
2,1
160,5
2,6
367,2
79,2
0,198
0
0
1
1
0
2,7
12,9
0

2011
1,1
207,8
2,6
163,1
3,8
370,9
69,9
0,199
0
0
1
1
0
3,2
10,8
0

2012
0,7
208,6
2,4
165,5
3,2
374,1
77,2
0,200
0
0
1
1
0
2,4
10,7
0

2013
0,8
209,4
2,8
168,3
3,6
377,7
77,3
0,201
0
0
1
1
0
2,6
11,4
0

2014
0,6
210,0
3,1
171,4
3,7
381,4
82,7
0,201
0
0
1
1
0
2,0
11,8
0




























































































































































ц 90




40


Отоор от BB3, %

Рисунок 4.51 — Зависостьим «обводненность — отбор от НИЗ» объекта XII
Залежь в блоке XIVa разрабатывалась скважиной 145 с 1979 по 1985 г. Накоплен- ная добыча нефти составила 13,2 тыс.т, скважина отработала 7 лет. Дебит скважины по жидкости с 47,23 снизился до 8,13 т/сут, продукция с 37% обводнилась до 80,5 %. Сква- жина находится под наблюдением. ОИЗ залежи составляют 27,8 тыс. т. По скважине было проведено два замера пластового давления: в год запуска скважины и год остановки, они составили 126,5 и 107,7 атм. соответственно (Рисунок 4.52). Начальное пластовое давле- ние по скважине оценивается в 127 атм. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 145 (ввод скважины из наблюдательного фонда).




326,5



























107,7






























































































































































140






m 80

60

40

50
45
40
35


20 щ
15



1979 1983
1987 1991 1995 1999

•Pw.ыu.

0

2003 2007 2011




Рисунок 4.52 — Динамика показателей разработки XIVa блока XII пласта
Залежь в блоке XXVa в разработке с 1977 г. Перебывавший фонд: скважины 58 и 161, действующий фонд — скважина 58. Накопленная добыча нефти составила 196,8 тыс.т. Скважина 58 отработала шесть лет. Дебит скважины по жидкости с 103,5 снизился до 10,7 т/сут. продукция с безводной обводнилась до 77,5 %. Скважина 161 отработала 18 лет.

Дебит скважины по жидкости с 32,2 снизился до 1,9 т/сут, продукция с безводной обвод- нилась до 94,7 %. ОИЗ залежи составляют 13,2 тыс. т. По скважине 58 было проведено че- тыре замера пластового давления: в 1977, 1981, 1983 и 1988 гг., они составили 150, 73,7, 51,7 и 56,2 атм. соответственно (Рисунок 4.53). По динамике изменения пластового давле- ния видно два этапа: период снижения давления при низкой обводненности, и период ста- билизации при нарастающем обводнении от 10-30 % в начальный период до 80 % в период стабилизации. Кандидатом для довыработки запасов является скважины 203 и 161 (ввод скважин из консервации).





1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 2009 2013

Обвоg Dось{всј.% Qж.mqz •Pmi.ыm •lLны.ш

Рисунок 4.53 — Динамика показателей разработки XXVa блока XII пласта

Смотрите также файлы