Файл: Проанализировать текущее состояние разработки месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 39
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ОСНОВНОМ, К
метановому и азотно-метановому типу. Сорг. изменяется от 16 до 92 мп/л в подошвенных водах и снижается до 636 мп/л. за пределами залежи (скв.26),
Соргхл. варьирует от 88 до 11,5 мп/л под залежью, снижаясь в 8 км от ее контура (скв. 1-С) до 2,16 мгл. В подошвенных водах содержание бензола
составляет 0,012-0,085 мп/л и закономерно снижается по мере удаления от нефтяной залежи по латерали на 2,5-3 км до 0,01 мг/л (скв. 26) и полного
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.
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
В табл. 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.
метановому и азотно-метановому типу. Сорг. изменяется от 16 до 92 мп/л в подошвенных водах и снижается до 636 мп/л. за пределами залежи (скв.26),
Соргхл. варьирует от 88 до 11,5 мп/л под залежью, снижаясь в 8 км от ее контура (скв. 1-С) до 2,16 мгл. В подошвенных водах содержание бензола
составляет 0,012-0,085 мп/л и закономерно снижается по мере удаления от нефтяной залежи по латерали на 2,5-3 км до 0,01 мг/л (скв. 26) и полного
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.
-
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
-
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
-
Сопоставление фактических и проектных показателей разработки месторождения
В табл. 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 | 2005 | 2006 | 20 | 07 | 20 | 08 | 2009 | ||||||||
| 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. | 25 3 | 106.5 | 24,6 | 101,5 | 234 | 993 | 222 | 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 | и, 26.7 | 135,7 | 27Д | 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 | 272 | 163 | 32.8 | 13.5 | 38,6 | 162 | 442 | |||||
| Действующий фонд нагнет, скважин на юнец года, ихг | 26 | 9 | 26 | 10 | 26 | 10 | 26 | 10 | 26 | 10 | |||||
| Средняя приемистость нагнет.скважнны, &суг. | 237,5 | 232 | 237,5 | 264 | 237,5 | 255 | 237,5 | 248 | | 234 | |||||