Файл: Геологопромысловая характеристика nого газоконденсатнонефтяного.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 113
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Продукция 26 % фонда скважин безводная. С обводненностью более 50 % работает 15 скважин (21 %), из них 11 скважин находятся в I и II блоках (система нагнетания рядная, нумерация блоков с севера на юг схематично представлены (рисунок 2.3), три – в III блоке и одна (скважина 9) на обособ- ленном участке.
В основном характер обводнения скважин в пределах этого объекта устойчив – длительная работа скважин с относительно низкой величиной об- водненности.
Бездействующий фонд также характеризуется низкой обводненностью. Из 50 % скважин перебывавших в эксплуатации получено 89 % накоп- ленной добычи нефти (7269,7 тыс. т или 145,4 тыс. т на одну скважину). Остальные 50 % (49 скважин) отобрали 899,5 тыс. т нефти или 18,4 тыс. т на скважину. Доля фонда с суммарной добычей более 100 тыс. т. составляет 28,7 %. Средняя накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину,
перебывавшую в эксплуатации, составляет 82,5 тыс. т.
Приемистость нагнетательных скважин в декабре 2021 г. варьировала от 132 до 783 м3/сут, средняя приемистость по скважинам составила 336 м3/сут.
-
Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D3dzr
Добыча нефти из пластов D3dzr началась в 1990 г. одной скважиной сов- местной со старооскольской залежью, но по причине низкой продуктивности скважина переведена в бездействие (в 1992 г.), а в дальнейшем в консервацию. Всего в разработке залежи участвовало
две скважины, одна из которых характеризовалась крайне низкой продуктивностью. В 2021 г. добыча нефти составила всего 0,3 тыс. т при обводненности 77,2 %. Коэффициент эксплуа-
тации – 0,933, коэффициент использования фонда – 0,755.
Невысокая продуктивность скважин связана с низкими фильтрацион- ными свойствами пласта, слабой энергетикой залежи в силу сложного блоко- вого строения структуры, наличием литологических и тектонических ограни- чений.
Начальное пластовое давление по джьерской залежи – 27,2 МПа, давле-
ние насыщения нефти газом принято – 27,2 МПа, как по старооскольской за- лежи. По результатам последних замеров текущее пластовое давление в зоне отбора составляло от 25,1 (КИИ от 26.09.2009 г.) до 20,7 МПа (КИИ от 08.02.2020 г.).
Необходимо отметить, что залежь мало изучена.
В 2011 г. джьерский горизонт был вскрыт открытым стволом скв. 428Г, но по причине особенности конструкции скважины (открытый ствол) прове- сти исследования (ПГИ) и осуществить отбор глубинных проб нефти не пред- ставлялось возможным, так как высокий риск аварии при извлечении пакера из открытого ствола.
Характеристика выработки запасов нефти по залежи представлена ранее в таблице 2.1.
График разработки залежи D2dzr представлен в приложении Б.
Залежь в джьерских отложениях верхнего девона находится в начальной стадии освоения. С начала эксплуатации из залежи извлечено 13,4 тыс. т. нефти, или 24,4 % от утвержденных извлекаемых запасов категории С1. Теку- щий КИН составляет 0,085 при утвержденном 0,350.
-
Характеристика текущего состояния разработки объекта доразведки и доизучения D2ef
Эйфельский ярус является объектом доразведки и доизучения, согласно ПТД на залежи выделены два опытных участка
, разработка которых предпо- лагается скважинами основного объекта с доуглублением до эйфельских от- ложений (при совместной работе).
Залежь эксплуатируется с 1998 г. Сложное геологическое строение вы- звало значительное отставание темпов разбуривания залежи на разных этапах освоения. До 2006 г. в работе находилась одна скважина, и только с конца 2006 г. после интенсивного разбуривания основной старооскольской залежи
пять скважин были пробурены с углублением до D2ef и после поинтервального опробования введены в работу.
Характеристика фонда скважин отражена ранее в таблице 2.3.
Добывающий фонд насчитывает семь скважин, из них в действующем фонде находятся шесть. В бездействии находится одна скважина по причине неисправности насоса. Весь фонд механизирован. Фонтанным способом на за- лежи добыто 17,7 % от накопленного отбора нефти.
В 2021 г. на залежь пробурена скв. 245Г. Длина горизонтального участка скважины составила 282,3 м при эффективной нефтенасыщенной длине 188,9 м. Скважины вступила в работу фонтаном с дебитом нефти 43,2 т/сут. По результатам обработки КВД пластовое давление составило 19,2 МПа (кри- вая не восстановлена), при начальном 29,2 МПа. Для получения достоверной информации об энергетическом состоянии залежи необходимо провести по- вторные исследования при компрессировании.
За декабрь 2021 г. средние дебиты нефти и жидкости составили 21,3 т/сут и 22,7 т/сут, при диапазоне изменений 2,4-43,2 т/сут и 4,5-44,6 т/сут, соответственно. Продукция всех скважин безводная. Добывающие скважины характеризуются как среднепродуктивные и малообводненные. Показатели работы скважин представлены в таблице 2.5.
Особенностью,
осложняющей разработку эйфельских отложений, явля- ется высокое содержанием парафина (30%), которое требует значительных усилий по борьбе с отложениями его в лифтовых трубах и магистральных тру- бопроводах. Из-за частых подземных ремонтов, сопровождающихся глуше- нием скважин, снижается коэффициент эксплуатации и ухудшается продук- тивная характеристика призабойной зоны скважин. Коэффициент эксплуата- ции действующего фонда скважин в 2011 г. – 0,915, коэффициент использова- ния – 0,70.
Залежь в эйфельских отложениях находится в начальной стадии освое- ния. С начала эксплуатации из залежи извлечено 198,2 тыс. т. нефти, или 6,9
% от утвержденных извлекаемых запасов категории С1. Текущий КИН состав- ляет 0,014 при утвержденном 0,200.
Характеристика выработки запасов нефти по залежи была представлена ранее в таблице 2.1.
-
Характеристика выработки запасов
С начала эксплуатации из залежи извлечено 8,169 млн. т. нефти, или 57,1
% от НИЗ категории С1, при среднегодовой обводненности 24,7 %. Текущий КИН составляет 0,203 при утвержденном 0,355. Характеристика выработки за- пасов нефти по залежам месторождения представлена ранее в таблице 2.1.
Соотношение выработки НИЗ и обводненности старооскольской залежи остается благоприятным.
Динамика этих показателей хорошо характеризует эффективность выра- ботки запасов нефти. Темпы выработки заметно опережают темпы обводнения продукции. Тенденция опережающей выработки запасов подтверждает, что
при сложившейся системе разработки утвержденный КИН будет достигнут.
В пределах каждого из блоков были оценены запасы нефти, что позво- лило рассчитать степень выработки запасов каждого блока. Также была рас- считана площадь нефтеносности каждого блока, что позволило определить плотность сетки скважин. Оценка запасов и площадей выделенных блоков проведена с использованием актуализированной геологической модели старо- оскольской залежи.
Следует отметить, что данная оценка приведена только для основной за- лежи, без учета обособленных участков в районах скважин. 9, 18.
Наиболее благоприятные показатели выработки запасов характерны для блоков I – III, разрабатываемых более длительное время.
Накопленная добыча нефти II блока, содержащего 16 % НИЗ основной залежи, составляет 3050 тыс. т. или 38 % от накопленной добычи по залежи в целом. По II блоку текущий КИН составляет 0,401, при утвержденном 0,355.
С точки зрения нефтеотдачи, блоки I и III выработаны одинаково – ко- эффициент нефтеизвлечения по блокам составляет 0,256.
Блоки IV, V и VI (южная часть залежи) активно разбуриваются в послед- ние годы и находятся в начальной стадии разработки.
Таким образом, отмечается неравномерность выработки запасов по пло- щади старооскольской залежи.
Разработка объекта в целом характеризуется высокой эффективностью выработки запасов. Причиной являются благоприятные природные факторы (легкие, подвижные нефти, значительный этаж нефтеносности