Курсовая работа (т): Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

При средней приемистости нагнетательных скважин 121,7 м³/сут. С приемистостью до 100 м³/сут. закачивают 3 скважины (50% фонда) (рисунок 11). 1 скважина работает с приемистостью от 100-150 м³/сут, с приемистостью более 200 м³/сут. работает 40% скважин (2 ед.).

Рисунок 11. Распределение нагнетательных скважин по приемистости. Равенское месторождение.

В 2013 г. по месторождению добыча нефти составила 27,4 тыс. т, добыча жидкости - 79,7 тыс.т. Закачано 109,6 тыс. м³ воды.

Введено 6 новых скважин. Действующий фонд добывающих скважин составляет 35 ед. и 11 ед. - действующий фонд нагнетательных скважин.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 9,2 т/сут., по жидкости - 26,8 т/сут., обводненность - 65,7%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 128,9 м³/сут. (таблица 10).

Объект Ач31

Добыча нефти в 2013 г. по объекту Ач31 составила 19,83 тыс. т, добыча жидкости - 45,07 тыс.т. Закачано 96,98 тыс. м³ воды.

Введены 4 новые скважины. Действующий фонд добывающих скважин составляет 28 ед., нагнетательный - 8 ед.

Рисунок 12. Динамика технологических показателей разработки Равенского месторождения.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 8,32 т/сут., по жидкости - 18,9 т/сут., обводненность - 56,01%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 134,7 м3/сут.

Объект ЮС1

По объекту ЮС1 добыча нефти составила 7,5 тыс. т, добыча жидкости - 34,5 тыс.т. Закачано 12,57 тыс. м³ воды.

Введена 1 новая скважина. В действующем фонде добывающих скважин числится 6 ед., в действующем нагнетательном фонде 3 ед.

Средний дебит действующей скважины по нефти составил 14,85 т/сут., по жидкости - 68,25 т/сут., обводненность - 63%. Приемистость нагнетательной скважины -96,7 м³/сут.

Объект ЮС2

По объекту ЮС2 добыча нефти составила 0,06 тыс. т, добыча жидкости - 0,19 тыс.т.

В действующем фонде добывающих скважин числится 1 ед.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 0,69 т/сут., по жидкости - 2,1 т/сут., обводненность - 66,84%.

По состоянию на 01.01.2014 г. на балансе предприятия на Равенском месторождении числится 43 скважины. В действующем фонде находятся 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Весь фонд скважин, участвующий в добыче механизирован. С помощью ЭЦН работают 18 скважин (64,3%) действующего фонда и 10 (35,7%) - ШГН.

Коэффициенты использования эксплуатационного фонда добывающих скважин в целом по месторождению составляют 0,88 д.ед., нагнетательного - 0,86.

3.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения проводится за последние пять лет (2003-2007 гг.). В течение анализируемого периода разработка месторождения основывалась на:

•        2003-2004 гг. - Проекте пробной эксплуатации Равенского нефтяного ме-сторождения ("БашНИПИнефть", 2000 г.);

•        2005-2006 гг. - Технологической схеме разработки (ООО "КогалымНИ-ПИнефть", 2005 г.);

•        2007 г. - Технологической схеме разработки (ООО "КогалымНИПИнефть", 2005 г.) и Авторском надзоре за реализацией технологической схемы (ТФ ООО "КогалымНИПИнефть", 2007 г.).

В 2011 году фактическая добыча нефти составила 143,1 тыс. т при проектной 152,0 тыс. т, добыча жидкости 217,0 тыс. т при проектной 196,5 тыс. т. Не смотря на превышение фактических отборов жидкости над проектными на 10,4%, добыча нефти не достигает проектной величины на 5,9%. Это связано с ростом обводненности продукции скважин, фактическая обводненность выше проектной на 11,4%. Превышение добычи жидкости над проектной обусловлено интенсификацией системы отбора и превышением фактического действующего фонда добывающих скважин над проектным.

В 2013 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости ниже проектных показателей. Добыча нефти ниже на 16,4%, добыча жидкости на 7,2%. Действующий фонд добывающих скважин превысил проектный на 2 ед., при этом фактическая обводненность превысила проектную на 7,2%.

Таблица 11.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Равенское месторождение.

* - Авторский надзор за реализацией проектного документа "Технологическая схема разработки Равенского месторождения" (протокол ЦКР №979 от 14.12.2007 г.)

В 2013 г. все фактические показатели, относительно проектных авторского надзора 2007 г., находятся на проектном уровне. Относительно проектных показателей технологической схемы разработки 2005 г. фактическая добыча нефти ниже на 45,2 тыс. т или 19% (192,8 тыс. т против 238 тыс. т), добыча жидкости на 61,9 тыс. т или 17,3% (295,7 тыс. т против 357,6 тыс. т), обводненность составила 34,8%, что ни-же проектной на 9,4%.

Закачка воды на месторождении организована в 2003 г. На конец 2013 г. накопленная закачка воды составила 598 тыс. м³ при проектной величине 583 тыс. м³. Фактический годовой объем закачки выше проектного на 3,2% и составил 192,7 тыс. м³ (проект - 186,7 тыс. м³).

В 2012-2013 гг. фактические показатели не соответствуют проектным за счет отставания от проекта основного объекта Ач31, на долю которого приходится более 90% текущей добычи месторождения.

В 2013 г. фактические показатели разработки полностью соответствуют принятым в Авторском надзоре.

4. Анализ разработки пласта АЧ31Равенского месторождения

Проектным документом на объекте предусмотрено бурение по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формирование приконтурного и очагово-избирательного заводнения.

Эксплуатация объекта Ач31 ведется с 1996 г. Объект Ач31 является основным, определяющим в настоящее время добычу нефти на месторождении, на его долю приходится 94,5% текущей добычи.

Максимальная добыча нефти по объекту Ач31 достигнута в 2007 г. (182,3 тыс.т.) при темпе отбора от НИЗ 7,5%, от ТИЗ 9,6% и текущей обводненности 28,4%, таблица 4,9, рисунок 4,7. В 2007 г. добыто 254,7 тыс. т жидкости.

Разработка объекта ведется высокими темпами. Объект находится на стадии растущей добычи.

Всего по состоянию на 01.01.2014 г. на объекте числится 36 скважины. В эксплуатационном фонде находятся 28 добывающих скважин, все они действующие, в том числе 8 нагнетательных в отработке на нефть. К фонду нагнетательных относится 8 скважин (таблица 12).

Карты текущего состояния разработки и накопленных отборов по состоянию на 01.01.14 г. по объекту приведены на рисунках (рисунок 14).

Средний дебит жидкости в 2013 г. по объекту составил 18,9 т/сут., изменяясь по скважинам от 1.6 до 101.7 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут в эксплуатации находится 6 скважин (24% фонда). Большая часть фонда (15 ед. или 60%) работает с дебитами 5-50 т/сут. В пяти скважинах дебиты жидкости более 50 т/сут.

Таблица 12

Динамика основных фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31

Рисунок 13. Динамика основные показатели разработки. Объект Ач31

Рисунок 14. Карта текущего состояния разработки на 01.01.2014 год. Объект Ач31 Равенского месторождения.

Средний дебит нефти в 2013 г. составляет 8,32 т/сут. Дебит нефти всего трех скважин превышает 50 т/сут. Доля низкодебитного фонда (до 2.5 т/сут) составляет 24% (6 ед.), с дебитом 2,5-10 т/сут. работает 32% скважин (8 ед.), столько же с дебитами от 10 до 50 т/сут. (рисунок 15). Широкий диапазон изменения дебитов нефти (от 1.5 до 94,4 т/сут.) скважин, работающих на объект Ач31, связан как с геолого-физическими характеристиками пласта, так и с обводненностью скважин.

Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции 14 скважин (56% фонда) не превышает 20%, в одной скважине доля воды превысила 90%. Обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда в среднем за год составила 28,4%.

Рисунок 15. Распределение действующего фонда добывающих скважин. Объект Ач31

Рисунок 16. Распределение добывающих скважин. Равенское месторождение. Объект Ач31

С начала разработки объекта Ач31 в добыче участвовало 28 скважин. У 20 скважин, накопленный отбор нефти не превышает 20 тыс. т, что составляет большую часть фонда (71,4%), (рисунок 4,9). 7,1% скважин (2 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 21,4% скважин (6 ед.) с отборами нефти более 50 тыс. т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 25,8 тыс. т.

Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 33.9 тыс.т. Накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т у большей части скважин (53,6% или 15 ед.), отбор от 20 до 100 тыс. т имеют 35,7% (10 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 10,7% (3 ед.). Максимальный отбор достигнут по скважине №109Г (119.7 тыс. т).

Все 5 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 4,12). Всего с начала разработки под закачкой находилось 5 скважин. В трех скважинах (рисунок 4,12) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м³ (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м³ - 1 скважина и с накопленной закачкой более 200 тыс. м³ - 20% (1 ед.).

Рисунок 17. Карта накопленных отборов жидкости. Равенское месторождение. Объект Ач31

При средней приемистости нагнетательных скважин 125,7 м³/сут. С приемистостью до 50 м³/сут воду закачивают 3 скважины (60%). С приемистостью более 50 м³/сут работают 2 скважины.

Рисунок 18. Распределение нагнетательных скважин. Объект Ач31

Интенсивность системы воздействия в сравнении с проектной

Закачка на объекте организована в 2003 г. В период 2003-2006 г. под закачкой находилась одна скважина. В 2007 г. под закачку были освоены еще 4 скважины. На 01.01.2014 г. в действующем фонде нагнетательных скважин находится 8 скважин.

Объем закачанной воды в пласт в 2013 г. составил 96,98 тыс. м³, текущая компенсация отбора жидкости - 172,71% (по проекту 48,8%). Всего закачано 2040,5 тыс. м³ воды, накопленная компенсация достигла 62,82%, что ниже проектного показателя (31,4%).

Технологические режимы работы добывающих скважин в сравнении с проектными

Проектными решениями разработка объекта Ач31 предусматривалась при давлении на забое добывающих скважин минимум 13 МПа.

К действующему фонду относится 28 скважин. Все скважины механизированы, 20 скважин оборудованы ЭЦН, 8 - ШГН.

В среднем фактическое забойное давление добывающих скважин эксплуатирующихся ЭЦН равно 13.8 МПа при минимальном проектном 13 МПа. Среднее забойное давление добывающих скважин, эксплуатирующихся ШГН - 14,3 МПа.

Средний дебит жидкости скважин работающих с ЭЦН составляет 47,6 т/сут, с ШГН - 5,1 т/сут.

Технологические режимы работы нагнетательных скважин в сравнении с проектными.

Проектными решениями по разработке предусматривалось осуществлять нагнетание воды в пласт при давлении на забое - 38 МПа.

При фактическом состоянии реализации процесса разработки среднее давление нагнетания воды на устье - 15,5 МПа, на забое нагнетательных скважин - 43,5 МПа, что на 5,5 МПа выше проектного уровня.

Состояние пластового давления

Разработка объекта Ач31 осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды в пласт ведется с 2003 г. Начальное пластовое давление составляет 26,3 МПа.

Среднее текущее пластовое давление равно 25,4 МПа, что ниже начального на 0,9 МПа. В зоне отбора равно 25,4 МПа или ниже начального на 0,9 МПа, в зоне нагнетания равно 25,9 МПа - ниже начального на 0,4 МПа.

Таким образом, энергетическое состояние залежи удовлетворительное.

Состояние выработки запасов

На долю объекта Ач31 в общем объеме запасов нефти приходится 54,5% начальных геологических (5885 тыс. т) и 61,5% извлекаемых запасов (2431 тыс. т) категории ВС1 (таблица 13). На накопленную добычу нефти приходится 84,3%, текущую 94,5% добычи нефти месторождения.

С начала разработки добыто 721,6 тыс. т нефти, жидкости - 948,3 тыс. т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,123 д.ед.

Рисунок 19. Характеристики вытеснения. Объект Ач31

На 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти на одну реализованную скважину (добывающая + нагнетательная) составила 21,9 тыс. т

Таблица 13

Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки. Объект Ач31