Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 237
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,52 мПа•с. Плотность пластовой нефти – 811,6 кг/м3, сепарированной – 876,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По массовому содержанию серы – 2,1 %, нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 32,9 мм2/с.
Весь период разработки площади подразделяется на 4 стадии.
Первая стадия (1965-1973гг) – стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддержания пластового давления. Добыча нефти за первую стадию составила 28,3% от начальных извлекаемых запасов нефти, обводнёность продукции – 20,8%.
Вторая стадия (1974-1977гг) – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводнённости продукции за счёт дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения платов. Ко второй стадии относится период, в течении которого уровень добычи нефти отмечается от максимального годового отбора не более чем на 5%. Продолжительность второй стадии составила 4 года. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1976году и составила 7,488 млн.т. (6,3% от НИЗ). За первый ивторой стадии, т.е. до начала падения добычи нефти отобрано 52,4% НИЗ. Обводнёность к концу 2 стадии составила 37,5%. [7]
Третья стадия (1978-1984гг) – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводнёностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Третья стадия длилась 7 лет. В этот период вводились в разработку запасы, неохваченные основным фондом. Среднегодовое падение добычи нефти составило 17%, обводнёность продукции в 1984 году – 78,8%. [8]
Пробуренный фонд нагнетательных скважин составляет 240, из них под
закачкой воды находятся 197 скважин, в т.ч. 41 скважина переведена под закачку из добывающих. Отношение действующих добывающих скважин к нагнетательным, находящимся под закачкой равно 19.
Основная часть скважин (82) ликвидированы как выполнившие своё назначение, т.е. были ликвидированы после эксплуатации в связи с достижением предельной обводнённости. Расположены они, как правило, в первых добывающих рядах от нагнетательных. В среднем на одну добывающую скважину накопленная добыча нефти составляет 117тыс.т., жидкости – 180тыс.т., в год отключения дебит нефти скважин составлял менее 1 т/сут, а обводнёность более 95%. Средний срок эксплуатации – 11 лет. [11]
19 скважин ликвидированы, по техническим причинам – с негерметичными эксплуатационными колоннами, с оставленными на забое скважин металлом и т.д. Накопленная добыча нефти по ним составила 1,6 млн.т., в среднем 100 тыс.т. на 1 скважину.
12 скважин ликвидированы по геологическим причинам, из-за отсутствия коллектора. [9]
Скважин, переведённых после обработки продуктивных пластов горизонтов Д0 и Дl на верхние горизонты, на площади 82. Сроки эксплуатации различны: от 1 года до 30 лет, средний срок службы доперевода 11,6 лет. Всего с начала разработки этой категории отобрано 11,7 млн.т. нефти, в среднем 169 тыс.т. на скважину. Отключение скважин из эксплуатации проводилось в основном при обводнёности более 95%, менее 1т/сут. В среднем на одну
скважину этой категории добыто 152,5 тыс.т. нефти и 304,7 тыс.т. жидкости. Начиная с 1988 года, на площади ведётся бурение скважин дублёров.
Основная причина бурения дублёров – замена непригодных потехническому состоянию эксплуатационных скважин (в основном это коррозия эксплуатационных колонн). Причиной высокой скорости коррозионного разрушения обсадных колонн является агрессивность пластовых вод разреза. Ремонтные работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн очень трудоёмки и требуют значительных материальных затрат. При этом следует учитывать, что отремонтированная скважина полностью не восстанавливает первоначальное техническое состояние. На Ташлиярской площади пробурены большая часть скважин-дублёров для создания поперечных линий нагнетания.
Таким образом, Ташлиярская площадь находится на четвертой стадии разработки, для которой характерны низкие темпы добычи нефти, и высокая обводненность продукции.
Наибольшее количество нефти было отобрано по пластам пашийского горизонта - 71,8 %. Установлено, что наибольшая доля приходится на высокопродуктивные коллекторы - 88,2 %, в то время как на высокопродуктивные глинистые - 9,4 %, а на малопродуктивные лишь 2,4 %. Аналогичный характер соотношений отборов между группами коллекторов прослеживается и по отдельным пластам. Различия отмечаются и в количестве отобранной нефти по зонам. Так, по нефтяной зоне отобрано 73,4 %, по водонефтяной зоне 26,6 % от общего количества.
Была установлена величина остаточных извлекаемых запасов, которая составила
10,026 млн. т. В целом наибольшая доля их сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах - 65,5 %, а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторах, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. По пластам они распределены неравномерно. Наибольшее количество остаточных извлекаемых запасов (около 3 млн. т) сосредоточено в пластах «Д0» (34,3 % от общего количества) и «б2+3» (24,7 %), а наименьшее по пласту «г» (0,382 млн. т - 3,8 %). Содержание их по другим пластам изменяется от 1,2 до 1,5 млн. т. Также неравномерно распределены остаточные запасы и по группам коллекторов в пределах отдельных пластов. По наибольшему их содержанию в высокопродуктивных коллекторах выделяются пласты «Д0» (72,5 %), «в» (85,6%) и «г» (92,9 %).
Около 20,0 % от остаточных запасов сосредоточено в малопродуктивных коллекторах пластов «а» и «б1». Более 25,0 % от остаточных запасов в целом по объекту сосретодочено в высокопродуктивных глинистых коллекторах пластов «а» (35,4 %), «б1» (28,1 %) и «б2+3» (27,9 %).
Величина начальных извлекаемых запасов в высокопродуктивных коллекторах в начале разработки составляла 92,802 млн. т (86,1 % от общих), в высокопродуктивных глинистых - 11,391 млн. т (10,6 %) и в малопродуктивных
- 3,531 млн. т (3,3 %), на дату анализа они оказались равными, соответственно, 6,566 млн. т (65,5 %), 2,243 млн. т (22,4 %) и 1,217 млн. т (12,1 %). Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых
3 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА (ОБЪЕКТОВ), АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ, ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН
Весь период разработки площади подразделяется на 4 стадии.
Первая стадия (1965-1973гг) – стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддержания пластового давления. Добыча нефти за первую стадию составила 28,3% от начальных извлекаемых запасов нефти, обводнёность продукции – 20,8%.
Вторая стадия (1974-1977гг) – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводнённости продукции за счёт дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения платов. Ко второй стадии относится период, в течении которого уровень добычи нефти отмечается от максимального годового отбора не более чем на 5%. Продолжительность второй стадии составила 4 года. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1976году и составила 7,488 млн.т. (6,3% от НИЗ). За первый ивторой стадии, т.е. до начала падения добычи нефти отобрано 52,4% НИЗ. Обводнёность к концу 2 стадии составила 37,5%. [7]
Третья стадия (1978-1984гг) – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводнёностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Третья стадия длилась 7 лет. В этот период вводились в разработку запасы, неохваченные основным фондом. Среднегодовое падение добычи нефти составило 17%, обводнёность продукции в 1984 году – 78,8%. [8]
Пробуренный фонд нагнетательных скважин составляет 240, из них под
закачкой воды находятся 197 скважин, в т.ч. 41 скважина переведена под закачку из добывающих. Отношение действующих добывающих скважин к нагнетательным, находящимся под закачкой равно 19.
Основная часть скважин (82) ликвидированы как выполнившие своё назначение, т.е. были ликвидированы после эксплуатации в связи с достижением предельной обводнённости. Расположены они, как правило, в первых добывающих рядах от нагнетательных. В среднем на одну добывающую скважину накопленная добыча нефти составляет 117тыс.т., жидкости – 180тыс.т., в год отключения дебит нефти скважин составлял менее 1 т/сут, а обводнёность более 95%. Средний срок эксплуатации – 11 лет. [11]
19 скважин ликвидированы, по техническим причинам – с негерметичными эксплуатационными колоннами, с оставленными на забое скважин металлом и т.д. Накопленная добыча нефти по ним составила 1,6 млн.т., в среднем 100 тыс.т. на 1 скважину.
12 скважин ликвидированы по геологическим причинам, из-за отсутствия коллектора. [9]
Скважин, переведённых после обработки продуктивных пластов горизонтов Д0 и Дl на верхние горизонты, на площади 82. Сроки эксплуатации различны: от 1 года до 30 лет, средний срок службы доперевода 11,6 лет. Всего с начала разработки этой категории отобрано 11,7 млн.т. нефти, в среднем 169 тыс.т. на скважину. Отключение скважин из эксплуатации проводилось в основном при обводнёности более 95%, менее 1т/сут. В среднем на одну
скважину этой категории добыто 152,5 тыс.т. нефти и 304,7 тыс.т. жидкости. Начиная с 1988 года, на площади ведётся бурение скважин дублёров.
Основная причина бурения дублёров – замена непригодных потехническому состоянию эксплуатационных скважин (в основном это коррозия эксплуатационных колонн). Причиной высокой скорости коррозионного разрушения обсадных колонн является агрессивность пластовых вод разреза. Ремонтные работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн очень трудоёмки и требуют значительных материальных затрат. При этом следует учитывать, что отремонтированная скважина полностью не восстанавливает первоначальное техническое состояние. На Ташлиярской площади пробурены большая часть скважин-дублёров для создания поперечных линий нагнетания.
Таким образом, Ташлиярская площадь находится на четвертой стадии разработки, для которой характерны низкие темпы добычи нефти, и высокая обводненность продукции.
Наибольшее количество нефти было отобрано по пластам пашийского горизонта - 71,8 %. Установлено, что наибольшая доля приходится на высокопродуктивные коллекторы - 88,2 %, в то время как на высокопродуктивные глинистые - 9,4 %, а на малопродуктивные лишь 2,4 %. Аналогичный характер соотношений отборов между группами коллекторов прослеживается и по отдельным пластам. Различия отмечаются и в количестве отобранной нефти по зонам. Так, по нефтяной зоне отобрано 73,4 %, по водонефтяной зоне 26,6 % от общего количества.
Была установлена величина остаточных извлекаемых запасов, которая составила
10,026 млн. т. В целом наибольшая доля их сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах - 65,5 %, а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторах, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. По пластам они распределены неравномерно. Наибольшее количество остаточных извлекаемых запасов (около 3 млн. т) сосредоточено в пластах «Д0» (34,3 % от общего количества) и «б2+3» (24,7 %), а наименьшее по пласту «г» (0,382 млн. т - 3,8 %). Содержание их по другим пластам изменяется от 1,2 до 1,5 млн. т. Также неравномерно распределены остаточные запасы и по группам коллекторов в пределах отдельных пластов. По наибольшему их содержанию в высокопродуктивных коллекторах выделяются пласты «Д0» (72,5 %), «в» (85,6%) и «г» (92,9 %).
Около 20,0 % от остаточных запасов сосредоточено в малопродуктивных коллекторах пластов «а» и «б1». Более 25,0 % от остаточных запасов в целом по объекту сосретодочено в высокопродуктивных глинистых коллекторах пластов «а» (35,4 %), «б1» (28,1 %) и «б2+3» (27,9 %).
Величина начальных извлекаемых запасов в высокопродуктивных коллекторах в начале разработки составляла 92,802 млн. т (86,1 % от общих), в высокопродуктивных глинистых - 11,391 млн. т (10,6 %) и в малопродуктивных
- 3,531 млн. т (3,3 %), на дату анализа они оказались равными, соответственно, 6,566 млн. т (65,5 %), 2,243 млн. т (22,4 %) и 1,217 млн. т (12,1 %). Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых