Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 03.12.2023

Просмотров: 296

Скачиваний: 5

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

СОДЕРЖАНИЕ

Физико-химические свойства нефти.

Состав пластовых вод

Таблица 2.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Каменного ЛУ

Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин

Геологическая информация

Исследования керна

Система разработки



Рисунок 3.10 – Качество выработки запасов

Наблюдаемое различие в степени выработки запасов нефти обусловлено как особенностями геологического строения продуктивных пластов, так и спецификой разработки каждого из объектов. Детальный анализ выработки запасов по объектам на основе данных ПГИ, ГДМ и характеристик вытеснения приведен в п. 3.10 настоящего отчета.

Основные перспективы дальнейшего развития на Каменном ЛУ связаны с поиском эффективных технологических решений по разработке отложений тюменской свиты и краевых участков пластов викуловской свиты, содержащих значительную часть остаточных извлекаемых запасов нефти лицензионного участка.

Основные выводы:

  • На месторождении в пределах Каменного лицензионного участка (западная часть) выделено девять объектов разработки, два из которых (объекты АК1-3 и ЮК1) в разработку не вовлекались.

  • В целом объекты характеризуются различными стадиями разработки. В связи с низкой изученностью запасы нефти по глубоким горизонтам отнесены преимущественно к категории В2. Недропользователем предусмотрены мероприятия (исследования) и программа работ для изучения запасов и перевода их в категорию В1.

  • Основной объект разработки, определяющий профиль добычи нефти по Каменному ЛУ в целом, – ВК1-3;

  • Добыча нефти осуществляется с 1992 года. За всю историю разработки добыто 23 977 тыс. т нефти и 73 049 тыс. т жидкости. Текущий КИН составляет 0,037 д.ед. (утвержденный по категории АВ1 – 0,323 д.ед.). Отбор от НИЗ – 12,2 %.

  • Накопленная закачка воды составляет 80 066 тыс. м3, что обеспечивает накопленную компенсацию отборов жидкости – 95,6 %.

  • В 2016 году на месторождении в пределах Каменного ЛУ добыто 1 999 тыс. т нефти и 10 187 тыс. т жидкости.

Основные выводы:

  • Согласно отчетности по состоянию на 01.01.2017 в пределах Каменного лицензионного участка (западная часть) пробурено 1 197 скважин. Проектный фонд реализован на 18 %.

  • Число скважин, перебывавших в добывающем фонде, составляет 1 039 ед., в среднем на одну добывающую скважину приходится 23,1 тыс. т. Под закачку воды в процессе разработки переводились 295 скважин.

  • По состоянию на 01.01.2017 практически весь действующий добывающий фонд механизирован (648 скважин оборудованы ЭЦН, шесть скважин – ШГН, три скважины фонтанные).

  • Среднегодовой дебит добывающих скважин по нефти – 8,3 т/сут, по жидкости – 42,3 т/сут, обводненность продукции составляет 80,4 %.

  • Коэффициент эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин выше проектного показателя и составляет в целом по ЛУ 98 и 97 %, соответственно. Коэффициент использования по добывающим и нагнетательным скважинам оценивается величинами 95 и 98 %, соответственно.

  • С целью более эффективного использования фонда скважин и интенсивного вовлечения в разработку запасов нефти на Каменном ЛУ проводятся геолого-технические мероприятия (глава 6 настоящего отчета).

Основные выводы:

  • В целом по Каменному ЛУ проектные решения по добыче нефти выполняются, фактические текущие коэффициенты нефтеизвлечения, отборы от извлекаемых запасов, темпы отбора нефти близки с принятыми проектными значениями.

  • С целью более эффективной выработки запасов нефти и улучшения состояния фонда скважин на Каменном ЛУ проводятся геолого-технические мероприятия (бурение новых скважин, в т.ч. с горизонтальным окончанием, ГРП, МГРП, ОПЗ и прочие).

  • Эксплуатация скважин с использованием ЭЦН обеспечивает основную часть текущей добычи нефти (98,4 %) на Каменном ЛУ. Среднегодовой дебит нефти данной группы составляет 8,3 т/сут, жидкости – 42,7 т/сут, обводненность продукции – 80,6 %.

  • На долю скважин, оборудованных ШГН, приходится 0,4 % годовой добычи нефти. Среднегодовой дебит нефти составляет 4,1 т/сут, жидкости – 5,7 т/сут, обводненность продукции – 27,8 %.

  • Фонтанным способом отобрано 1,2 % годовой добычи нефти. Среднегодовой дебит скважин нефти составляет 14,7 т/сут, по жидкости – 26,9 т/сут, обводненность продукции – 45,3 %.

  • Показатели эксплуатации добывающего фонда за 2016 год с распределением по способам добычи нефти приведены в таблице 3 .4.




  • Таблица 3.4 – Показатели работы скважин с распределением по способам эксплуатации за 2016 год

    Способ эксплуатации
    Кол-во действ. скв. на конец года
    Добыча, тыс. т
    Дебит, т/сут
    Обв-ть,
    %

    нефти
    жидкости
    нефти
    жидкости



    ЭЦН
    648
    1 967
    10 133
    8,3
    42,7
    80,6

    ШГН
    6
    9
    12
    4,1
    5,7
    27,8

    Фонтанный
    3
    23
    42
    14,7
    26,9
    45,3

  • В настоящее время для нормализации пластового давления Недропользователь активно проводит мероприятия по организации и оптимизации режимов работы скважин на эксплуатационном нагнетательном фонде. Коэффициент эксплуатации за 2016 год – 0,97.

  • С начала разработки Каменного ЛУ в продуктивные пласты закачано 80 066 тыс. м3 воды. На рисунке 3 .11 представлено распределение скважин по объемам накопленной закачки воды. Основной объем составляют скважины с накопленной закачкой воды в интервале 100-300 тыс. м3 (150 скважин или 51 %). Максимальный объем закачки составил 781,7 тыс. м3 (скважина № 7018, объект ВК1-3).



  • Рисунок 3.11 – Распределение скважин, перебывавших в нагнетательном фонде,
    по накопленной закачке воды на 01.01.2017

  • В действующем нагнетательном фонде на дату анализа находятся 277 скважин. Диапазон изменения приемистости по нагнетательным скважинам варьируется в пределах 11,2-416,9 м3/сут, в среднем составляя 124,1 м3/сут. С приемистостью менее 50 м3/сут эксплуатируются 28 скважин или 10 % от всего фонда действующих нагнетательных скважин (Рисунок 3 .12).



  • Рисунок 3.12 – Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 01.01.2017

  • Основные причины остановки добывающих скважин – низкая продуктивность и отсутствие обустройства – 84 ед. (82,4 %). Преимущественно в этой категории числятся разведочные скважины, расположенные на отдалении от объектов сбора продукции.

  • Таблица 4.5 – Основные характеристики трехмерных моделей пластов месторождения

  • Таблица 3.6 – Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти за период 2012-2016 гг.

Объекты разработки
Наименование
2012
2013
2014
2015
2016
За период 2012-2016 гг.

ВК1-3
Проект, тыс. т
3202,2
2444,7
2251,8
1999,7
2033,5
11931,9

Факт, тыс. т
2712,1
2411,6
2213,6
2066,1
1890,8
11294,2

Отклонение, тыс. т
-490
-33
-38
66
-143
-638

%
-15
-1
-2
3
-7
-5

П
Проект, тыс. т
-
-
-
-
21,2
21,2

Факт, тыс. т
37,5
46,3
36,9
28,9
45,1
194,7

Отклонение, тыс. т
37,5
46,3
36,9
28,9
45,1
194,7

%
100
100
100
100
213
917

ЮК2-9
Проект, тыс. т
-
18,8
23,0
30,2
72,8
144,8

Факт, тыс. т
10,4
9,8
9,5
7,8
22,8
60,3

Отклонение, тыс. т
10
-9
-14
-22
-50
-84

%
100
-48
-59
-74
-69
-58

БГ
Проект, тыс. т
1,4
4,3
3,7
3,5
24,1
36,9

Факт, тыс. т
0,9
2,8
2,9
0,8
10,6
17,9

Отклонение, тыс. т
-0,4
-2
-1
-3
-14
-19

%
-32
-36
-21
-76
-56
-51

БГ2
Проект, тыс. т
-
-
-
-
0
0,0

Факт, тыс. т
-
-
-
-
2,0
2,0

Отклонение, тыс. т
-
-
-
-
2
2

%
-
-
-
-
100
100

ДЮК
Проект, тыс. т
0,0
39,1
35,8
27,0
21,2
123,1

Факт, тыс. т
0,8
1,0
0,2
0,0
27,3
29,3

Отклонение, тыс. т
1
-38
-36
-27
6
-94

%
100
-97
-99
-100
29
-76

Каменный ЛУ
Проект, тыс. т
3203,6
2506,9
2314,3
2060,3
2172,8
12257,8

Факт, тыс. т
2761,703
2471,386
2263,112
2103,6
1998,7
11598,5

Отклонение, тыс. т
-442
-35
-51
43
-174
-659

%
-14
-1
-2
2
-8
-5

Допустимый диапазон откл., %
+/-20
+/-20
+/-20
+/-20
+/-20
-



Смотрите также файлы