Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

основной через проводящий разлом, то со своего участка скважина отобрала 14 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы на участке дренирования скважины 54 составляют 11 тыс.т. Показатели работы скважины 39 в 2011 году представлены на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 – Показатели работы скважины 39 в 2011 году

Скважину 67 ввели в эксплуатацию механизированным способом (НГ-28) в сентябре 1991 г. с дебитом 0,2-6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 06.04.1991 г. на глубине 2830 м составило 27,3 МПа, в пересчете на ВНК (-2617м) – 27,3 МПа.

Скважина пробурена на крыле залежи, вскрыла два пропластка елецких

отложений (дроздовские слои) общей мощностью 11 м, открытая пористость которых составляет 5%. В силу низких коллекторских характеристик, скважина низкопродуктивная, эксплуатировалась в периодическом режиме.

С целью увеличения продуктивности выполнялись работы:

- 01.1993 г. в скважине провели опытно-экспериментальные работы - дренирование УОС. По данным работ Кпрод – 0,28 м³*сут*МПа.

- 05.1993 г. перестреляли (ПКО) интервалы 2843-2847 м и 2853-2860 м, затем провели соляно-кислотную обработку.

В итоге работы были неэффективны, в июне 1993 г. эксплуатация скважины была прекращена из-за низкого дебита. До декабря 1993 г скважина находилась в бездействии, в декабре 1993 г была законсервирована. В 1995 г скважину ликвидировали, ликвидационный мост установлен в интервале 2625-2880 м.

Всего за два года эксплуатации скважиной отобрано 100 т нефти.

К январю 1992 года из залежи отобрали 50,4 тыс.т безводной нефти или 39,4% от начальных извлекаемых запасов. Отсутствие системы поддержания пластового давления привело к снижению пластового давления до 13,6 – 13,9 МПа в скважинах 39, 54 и до 7,7 МПа в скважине 67. Давления пересчитаны по статическому уровню и не отражают истинной величины пластового давления в залежи.

Динамические уровни на начало 1992 года составляли: в скважине 39- 1300 м, в скважине 54 – 1440 м, в скважине 67- статический уровень составлял 1780 м.

В связи с низкими уровнями в январе 1992 года ввели под закачку воды нагнетательную скважину 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои) до декабря 1995 года, всего в скважину закачали 184,4 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях на 1.01.1996 г. составила 190,8%.

---

Проводимая в скв.61 закачка значительного влияния на динамику пластового давления в залежи не оказала. На рисунке 2.3. и 2.4. представлены графики показателей разработки и баланс отбора жидкости и закачки воды в пластовых условиях. На рисунке видно, что в период закачки в скважину 61, рост пластового давления не наблюдался.



Рисунок 2.3 – График изменения пластового давления по скважинам 1-го блока елецкой залежи



Рисунок 2.4 - Показатели разработки I блока елецко-задонского горизонта Соколовского месторождения с учетом закачки в скв. 61

На рисунках 2.5. и 2.6. видно, что в период закачки в скважину 61 уровни в скважинах 39 и 54 продолжали снижаться.


Рисунок 2.5 – График изменения динамических и статических уровней по скважине 39



Рисунок 2.6 – График изменения динамических и статических уровней по скважине 54

В связи с отсутствием эффекта от закачки, а также по техническим причинам с декабря 1995 г. закачка в скв.61 прекращена. Всего в скважину закачано 184,4 тыс.м³ воды. По состоянию на 01.01.2012 г. скв.61 используется в качестве поглощающей.

В июле 2006 г. с начальной приемистостью 98,6 м³/сут под нагнетание переведена добывающая скв. 54. В процессе закачки, приемистость скважины снизилась до 14 м³/сут при постоянном давлении нагнетания 18,5 МПа. С целью увеличения приемистости в декабре 2008 года в скважине выполнили СКР. В результате работ, приемистость восстановили до 96,7 м³/сут. Повторные работы по увеличению приемистости (СКО) провели в январе 2010 года. Приёмистость с 7,5 м³/сут увеличилась до 20 м³/сут.

Закачка в скважину 54 отразилась на подъеме уровней в скважине 39 с 1610 м (замер от 07.08.2006 г.) до 1140 м (замер от 22.12.2009 г.).

С начала разработки в залежь первого блока елецко-задонского горизонта закачано 199,7 тыс. м³ воды (без учета скважины 14). Текущая компенсация в период закачки в скважину 61 достигала 1900%. С начала закачки в скважину 54 (с 2006 года по 2008 год), текущая компенсация поддерживалась на уровне 90% - 110%. В 2011 году текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях изменялась от 40% до 172%, в среднем за год составила 91,8%.

---

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на залежи сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Динамика показателей разработки Соколовского месторождения (первого блока елецкого горизонта)

Год	Добыча за год, тыс. т			Темп отбора, %			Отбор от НИЗ		Дебит т/сут.			Обводн		Накопленная добыча, тыс. т			Ввод.		Действ. фонд скважин			Закачка, тыс. м3		Компенсация, %
	нефти	жидк.	от НИЗ		от ТИЗ	%		нефти		жидк.	%		нефти		жидк.	доб. скв.		добыв		нагн	годов.		накопл.		годов.		накопл.
1	2	3	4		5	6		7		8	9		10		11	12		13		14	15		16		17		18
1977	3,370	3,370	2,6		2,6	2,6		11,6		11,6	0		3,370		3,370	1		1		-	-		-		-		-
1978	3,295	3,295	2,5		2,6	5,1		9,2		9,2	0		6,665		6,665	-		1		-	-		-		-		-
1979	2,882	2,882	2,2		2,3	7,3		8,2		8,2	0		9,547		9,547	-		1		-	-		-		-		-
1980	4,699	4,699	3,6		3,9	10,9		13,3		13,3	0		14,246		14,246	-		1		-	-		-		-		-
1981	2,616	2,616	2,0		2,2	12,9		7,2		7,2	0		16,862		16,862	-		1		-	-		-		-		-
1982	4,728	4,728	3,6		4,1	16,5		7,6		7,6	0		21,590		21,590	1		2		-	-		-		-		-
1983	4,035	4,035	3,1		3,7	19,6		5,8		5,8	0		25,625		25,625	-		2		-	-		-		-		-
1984	5,498	5,498	4,2		5,2	23,8		8,1		8,1	0		31,123		31,123	-		2		-	-		-		-		-
1985	5,123	5,123	3,9		5,1	27,7		7,5		7,5	0		36,246		36,246	-		2		-	-		-		-		-
1986	2,817	2,817	2,2		3,0	29,8		4,1		4,1	0		39,063		39,063	-		2		-	-		-		-		-
1987	1,738	1,738	1,3		1,9	31,1		2,6		2,6	0		40,801		40,801	-		2		-	-		-		-		-
1988	2,405	2,405	1,8		2,7	33,0		3,4		3,4	0		43,206		43,206	-		2		-	-		-		-		-
1989	2,583	2,583	2,0		2,9	35,0		4,2		4,2	0		45,789		45,789	-		2		-	-		-		-		-
1990	1,791	1,791	1,4		2,1	36,3		2,5		2,5	0		47,580		47,580	-		2		-	-		-		-		-
1991	2,823	2,823	2,2		3,4	38,5		3,4		3,4	0		50,403		50,403	1		3		-	-		-		-		-

---

Продолжение таблицы 2.1

1992	2,320	2,320	1,8	2,9	40,2	2,4	2,4	0	52,723	52,723	-	3	1	44,6	44,6	1145,0	50,4
1993	2,052	2,052	1,6	2,6	41,8	2,6	2,6	0	54,775	54,775	-	3	1	52,6	97,2	1524,6	105,6
1994	1,500	1,733	1,1	2,0	43,0	2,3	2,6	13,4	56,275	56,508	-	2	1	47,5	144,7	1748,8	152,7
1995	1,238	1,238	0,9	1,7	43,9	1,8	1,8	0	57,513	57,746	-	2	1	39,6	184,4	1906,3	190,4
1996	1,223	1,223	0,9	1,7	44,8	2,0	2,0	0	58,736	58,969	-	2	-	0,0	184,4	-	186,4
1997	1,789	1,789	1,4	2,5	46,2	2,5	2,5	0	60,525	60,758	-	2	-	0,0	184,4	-	180,9
1998	1,537	1,537	1,2	2,2	47,4	2,4	2,4	0	62,062	62,295	-	2	-	0,0	184,4	-	176,5
1999	2,115	2,282	1,6	3,1	49,0	3,6	3,8	7,3	64,177	64,577	-	2	-	0,0	184,4	-	170,4
2000	2,123	2,123	1,6	3,2	50,6	3,0	3,0	0	66,300	66,700	-	2	-	0,0	184,4	-	165,0
2001	1,785	1,785	1,4	2,8	52,0	2,5	2,5	0	68,085	68,485	-	2	-	0,0	184,4	-	160,7
2002	2,110	2,110	1,6	3,4	53,6	2,9	2,9	0	70,195	70,595	-	2	-	0,0	184,4	-	155,9
2003	1,647	1,647	1,3	2,7	54,8	2,3	2,3	0	71,842	72,242	-	2	-	0,0	184,4	-	152,3
2004	1,826	1,826	1,4	3,1	56,2	2,5	2,5	0	73,668	74,068	-	2	-	0,0	184,4	-	148,5
2005	1,760	1,760	1,3	3,1	57,6	2,5	2,5	0	75,428	75,828	-	2	-	0,0	184,4	-	145,1
2006	1,353	1,353	1,0	2,4	58,6	2,5	2,5	0	76,781	77,181	-	1	1	1,8	186,2		143,9
2007	1,356	1,356	1,0	2,5	59,6	3,8	3,8	0	78,137	78,537	-	1	1	2,1	188,3		143,0

---

Продолжение таблицы 2.1

2008	1,58	1,576	1,2	3,0	60,8	4,4	4,4	0,00	79,71	80,11		1	1	2,6	190,8	97,6	142,1
2009	1,75	1,756	1,3	3,4	62,2	4,4	4,4	0,28	81,46	81,87	1	2	1	4,3	195,1	145,9	142,2
2010	2,22	2,264	1,7	4,5	63,9	3,2	3,3	2,12	83,68	84,13		2	1	1,9	197,0	50,5	139,8
2011	1,629	1,813	1,2	3,4	65,1	2,4	2,6	10,2	85,3	85,9		1	1	2,7	199,7	91,8	138,8

Фактическая добыча нефти не соответствует проектной, так как в результате восстановления скважины 67 вторым стволом планировалось получить дебит 7 т/сут, фактический дебит составил 0,5-1 т/сут.

Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы – 45,7 тыс. т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.

---