отсутствия (скв. 51), а также по вертикали с удалением от водонефтяного контакта (ВНК) на 10-15 м от 0,085 до 0,014 мг/л (скв. 41). Содержание:
нафтеновых кислот достигает 2-5 мг/л.
Таким образом, минерализация и химический состав пластовых вод Ярактинского горизонта характеризуют зону затрудненного и весьма затрудненного водообмена (застойный режим) и эти воды представляют собой рассолы седиментационного генезиса. Геохимическая обстановка — восстановительная.Максимальные минерализация и метаморфизм рассолов отмечаются вблизи ВНК. Некоторое снижение минерализации под залежью может быть объяснено
поступлением конденсационных и солюционных вод.
Рассолы Ярактинского горизонта имеют целебные свойства и могут быть использованы в лечебных и бальнеологических целях. Содержания в них брома в
15-35 раз превышает промышленные кондиции, стронция — более чем в 10 раз.

2. 
   АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
   
   1. 
      Анализ текущего состояния разработки месторождения
      

Ярактинское месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме. В настоящее время на нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи.

По состоянию на 01.01.2015 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м³ растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м³ свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата (рисунок 2.1).

В 2014 г. добыча нефти составила 3472,8 тыс.т, жидкости – 3847,8 тыс.т, растворенного газа – 575,1 млн.м³ . Из газовой шапки добыто свободного газа – 1019,8млн.м³ , конденсата – 198,3 тыс.т. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно.

Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м³ /сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. Темп отбора газа от НГЗ составляет 2,28%[7].

В 2009 г. на месторождении начата закачка воды в ярактинский горизонт с целью ППД. На 01.01.2015 г. всего закачано воды в пласт 8231,4 тыс.м³

---

, за 2014 г. закачано 4792,7 тыс.м³ воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 544,8 м³ /сут. Текущая компенсация составляет 180,0%, накопленная 103,5%.

В 2010 г. на месторождении начата закачка газа в газовую шапку через скважину № 19. На 01.01.2015 г. всего закачано сухого газа – 2027,1 млн.м³ , за 2014 г. закачано газа 923,7 млн.м³ . Приемистость газонагнетательных скважин составляет 757,0 тыс.м³ /сут. Таким образом, на месторождении реализуются основные проектные решения действующих проектных документов.


Рисунок 2.1 - Динамика показателей разработки Ярактинского месторождения

2. 
   Сопоставление фактических и проектных показателей разработки месторождения
   

В таблице 2.2 приведены данные для сопоставления проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет по залежи нефти пласта D₄ Ярактинского месторождения.

За все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной в 1,6 раза. Основное различие связано с тем, что фактический фонд скважин оказался почти в 3 раза ниже запланированного. Несмотря на это добыча нефти и жидкости оказалась выше, чем могло бы сложиться при невыполнении плана разбуривания объекта, т.к. была занижена проектная производительность скважин. Так, например, по жидкости почти в 5 раз, по нефти в 4 раза.

Динамика роста обводнённости продукции по факту значительно превышена. Это связано со сложным геологическим строением коллектора.

Таким образом, учитывая тот факт, что проект разработки по залежи нефти пласта Д4 составлен в 1989 году и с тех пор проектные показатели не уточнялись, есть необходимость их корректировки с учётом сложившегося состояния разработки.

Показатели	2014		2015		2016		2017		2018
	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
Добыча нефти, тьк. т/год	839.8	511	810.4	487	770,7	462	731,5	434	712,5	406
Действующий фонд доб. скважи на конец года, шг	1 95	32	94	32	94	31	94	31	94	31
Средний дебит 1 скв. по нефти г/суг.	253	106,5	24,6	101,5	234	993	223	934	21,7	874
Добыча жидкости тыс. т	887,4	651	903	669	920.6	687	845,8	707	849,8	728
Средний дебит 1 скв. по жидкое г/скв	26,7	135,7	27	139,3	28,0	147,8	25,7	152,1	253	156,5
Закачка воды, тыс. Л	2282	679	2282	858	2282	829	2282	806	2282	761
Обводнённость продукции, %	5.4	21,5	103	273	163	32.8	13,5	38,6	163	443
Действ>ющий фонд нагнет, скважин на юнец года, ихг	26	9	26	10	26	10	26	10	26	10
Средняя приемистость нагнет.осважины. &суг.	237,5	232	237,5	264	237,5	255	237,5	248		234

---

3. 1   2   3

---

Методы, применяемые на месторождении


На Ярактинском месторождении применяются различные методы для добычи нефти:

1.Гидроразрыв пласта (ГРП) - это метод нефтедобычи, основанный на создании в пласте трещин, которые увеличивают проницаемость и возможность извлечения нефти. На Ярактинском месторождении этот метод является одним из основных.

Сопоставление фактических и проектных показателей разработки Ярактинского месторождения относительно добычи нефти с помощью ГРП невозможно, так как мы не имеем доступа к проектным показателям.

Несмотря на это, можно отметить фактические показатели:

 В 2020 году на Ярактинском месторождении было применено более 100 ГРП. Доля добычи нефти с помощью ГРП составляет около 80% все добычи на месторождении.

 Применение ГРП на месторождении Ярактинское позволяет увеличить добычу нефти за счет увеличения проницаемости пласта. Это в свою очередь ведет к увеличению показателя общей добычи нефти на месторождении.

 Данная методика imt используется на Ярактинском месторождении не первый год, поэтому можно предположить, что данный метод оправдал свою эффективность.

Таким образом, можно сделать вывод, что применение ГРП на Ярактинском месторождении является эффективным методом для добычи нефти и является одним из основных методов, используемых на месторождении. Вместе с тем, необходимо учитывать расходы на оборудование, персонал и химические реагенты, связанные с проведением ГРП, чтобы оценить полную эффективность данного метода.



Рисунок 2.3.1.  Схема ГРП

2. Горизонтальное бурение на Ярактинском месторождении позволяет увеличить площадь проникновения скважины в пласт и тем самым повысить дебит скважины. Этот метод позволяет пройти большие расстояния по пласту нефти, что позволяет увеличить площадь контакта с нефтью и улучшить показатели добычи.

Однако, горизонтальное бурение также может быть связано с определенными сложностями, такими как необходимость использования специальных буровых установок и инструментов, дополнительные расходы на оборудование и наем персонала, а также необходимость учитывать геологические особенности месторождения при планировании бурения горизонтальной скважины.

Сопоставление фактических и проектных показателей разработки Ярактинского месторождения

---

относительно горизонтального бурения невозможно, так как мы не имеем доступа к проектным показателям. Однако, данные о фактических показателях могут свидетельствовать о том, что горизонтальное бурение на месторождении является эффективным методом для увеличения добычи нефти.



Рисунок 2.3.2 Бурение горизонтальных скважин
2.4 Анализ эффективности методов, проводимых на месторождении
Применение ГТМ, в соответствии с принятым проектным документом были запланированы начиная с 2011 года, включая бурение горизонтальных скважин. Всего на 1.01.2022 г. проведено 66 мероприятий по интенсификации добычи нефти.



Рисунок 2.4.1 Объемы работ по интенсификации добычи нефти

с 2014 по 2021 гг.
2.4.1 Бурение горизонтальных скважин

Фактически на 01.01.2022 г. пробурена 41 горизонтальная скважина. В 2021 году средний дебит горизонтальных скважин по нефти составил 177,9 т/сут., по жидкости – 194,7 т/сут., обводненность 8,6%. Дебиты нефти изменяются от 21,9 (скв. № 292) до 444,9 т/сут (скв. № 296), что свидетельствует о высокой эффективности данной технологии в условиях месторождения. Проектом разработки месторождения предусмотрено бурение горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 450 м. Учитывая значительную неоднородность пластов Ярактинского месторождения, бурение горизонтальных скважин требует более обоснованного принятия решения по выбору направления горизонтальных стволов по каждой проектной скважине.

2.4.2 Анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта

За период 2019-2021 гг. на месторождении проведена 22 скважино-операции ГРП (в том числе 2 - многостадийные ГРП в горизонтальных скважинах).

Анализ проведенных мероприятий представлены на рисунке 2.4.1 и таблице 2.4.2

Таблица

Входные дебиты нефтяных скважин до и после ГРП

			До ГРП			После ГРП			Кратность дебита
Дата ГРП	Скв.	Пласт	Qж, м3	Qн, тн	W, %	Qж, м3	Qн, тн	W, %		жидкости	нефти
13.09.2020	530	Ya	250	-	100	250	100	-		1.0	-
18.10.2020	228	Ya	-	-	-	-	-	-		-	-
19.11.2020	719	Ya	-	-	-	0	0	0		-	-
25.11.2020	228	Ya	-	-	-	-	-	-		-	-
27.11.2020	537	Ya	15,7	11	14,9	41	51	17		2,6	1,1
07.01.2021	583	Ya	34	28	2,15	-	-	-		-	-
10.02.2021	228	Ya	-	-	-	-	-	-		-	-
04.05.2021	555	Ya	-	0	-	26	0,3	22		-	-
08.05.2021	305	Ya	270	-	-	445	-	371		1,6	-
29.06.2021	719	Ya	-	0	-	-	99	0		-	-
13.07.2021	227	Ya	-	-	-	-	-	-		-	-
20.10.2021	717	Ya	-	0	-	21,9	4,9	17		-	-
26.10.2021	284	Ya	1	1	0,5	245	17,5	168		245,0	336,7
18.11.2021	581	Ya	12	10	0,1	117	36,7	62		9,8	616,9
24.11.2021	582	Ya	-	0	-	165	26,7	101		-	-
04.12.2021	551	Ya	-	0	-	56,9	99	0		-	-
09.12.2021	104	Ya	44	34	6,1	-	-	-		-	-
12.12.2021	145	Ya	16	13	0,3	-	-	-		-	-
15.12.2021	269	Ya	-	0	-	88	88,7	8		-	-
30.12.2021	537	Ya	7	6	0,1	144	46,27	64		20,6	644,5
31.12.2021	588	Ya	-	0	-	-	-	-		-	-
31.12.2021	594	Ya	-	0	-	-	-	-		-	-

---

Смотрите также файлы

• Российская академия народного хозяйства и государственной службы при президенте российской федерации сибирский институт управления филиал ранхигс кафедра уголовного .docx

• Радиоавтография, определение, история.doc

• До свидания, лето, здравствуй, детский сад!.docx

• Как вы считаете, в данном случае оказываемую образовательную услугу можно считать дополнительной или рассматривать её как репетиторство Свой ответ поясните.doc

• Ход родительского собрания.doc