Материал: законтурного заводнения
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
Рис. 2. Схематический профиль нефтеносной пачки каширскоподольских отложений Арланской площади. а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины
Для оценки эффективной нефтенасыщенной мощности продуктивных пластов в этих случаях недостаточно использовать традиционный метод установления нижнего предела пористости, при котором породы становятся непроницаемыми и утрачивают коллекторские свойства. Эта граница для каширско-подольских отложений составляет 9-11%. Определяющим здесь служит минимальное значение нефтенасыщенности. При выяснении характера насыщенности пластов использовались материалы исследований НГК, БК (лучше на высокоминерализованной воде) и грунтов по общепринятой методике. На основании полученных распределений удельных сопротивлений (rп) пластов, залегающих в заведомо нефтяной и водоносной частях залежи, и распределений комплексного параметра Кп2 rп для этих же пластов были выявлены их критические значения для нефтеносных пластов (rп = 7 Ом-м и Кп2 rп rп =0,41). Используя конкретные зависимости rп=f(kп) и рп = f(Кн), полученные по данным исследования образцов керна, нижний предел коэффициента нефтенасыщенности (Кн) устанавливается от 0,62 до 0,67. Эти величины хорошо согласуются с результатами испытаний скважин, т.е. ни в одном из опробованных интервалов, из которых были получены промышленные притоки нефти, не выделяются пласты с
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
нефтенасыщенностью менее 67%. Таким образом, по изложенной методике для каждого продуктивного прослоя были определены следующие параметры: hэф, rп, Kп и Кн. В отдельных случаях для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались материалы ИННК, подтверждающие установленную величину нефтенасыщенности по rп. Сложная картина гипсометрического распространения нефтеносности в разрезе при наличии водонасыщенных прослоев часто создает видимость резкого колебания ВНК. Границей залежи нефти или контуром нефтеносности в этих условиях служит линия замещения промышленно нефтеносных коллекторов непроницаемыми породами. По характеру распространения нефтенасыщенных пластов в пределах всей площади месторождения выделяются обширные, средние и малые по величине и изолированные друг от друга участки нефтеносности. Выявленные особенности распространения нефтеносности и строения залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона Арланского месторождения позволили выделить объекты подсчета, площади с различными категориями запасов, определить подсчетные параметры, установить для различных участков залежи ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи, подсчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного в ней газа по промышленным категориям А, В и С1. Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
2. Технологическая часть
2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения
Проведем анализ технико-экономических показателей Арланского УДНГ, представленных в таблице 1.
Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели Арланского УДНГ за 2006-2008 гг.
Показатели |
2006 |
2007 |
2008 |
|
|
|
|
Добыча нефти тыс.руб |
2168,5 |
2156 |
2181 |
|
|
|
|
Товарная нефть т.тн |
2153,04 |
2140,66 |
2170,17 |
|
|
|
|
Валовая продукция тыс. руб. |
1627180 |
1504413 |
1618174 |
|
|
|
|
Среднесуточн.дебит скважин по нефти на скважину отработанную |
2,3 |
2,2 |
2,2 |
действующего фонда тн/сут |
|
|
|
Добыча жидкости т.тн |
12119 |
13325 |
13913 |
|
|
|
|
Обводненность нефти (весовая ) % |
82,1 |
83,8 |
84,3 |
|
|
|
|
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ |
27 |
30 |
28 |
|
|
|
|
в тч из разведки |
2 |
2 |
3 |
|
|
|
|
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин |
0,954 |
0,956 |
0,950 |
|
|
|
|
Выполнение объема капитальных вложений тыс.руб. |
331856 |
700545 |
556037 |
|
|
|
|
в т.ч. эксплуатационное бурение тыс.руб |
82429 |
119800 |
173315 |
|
|
|
|
разведочное бурение |
58183 |
124000 |
77706 |
|
|
|
|
Строительство скважин |
76762 |
173418 |
124632 |
|
|
|
|
Среднегодовая стоимость основных промышленно-производственных фондов |
2842535 |
3180431 |
3925996 |
по основной деятельности |
|
|
|
|
|
|
|
Фондоотдача (выпуск валовой продукции на 1 руб. среднегодовой стоимости |
0,57 |
0,47 |
0,41 |
промышленно-производст.фонд.) руб |
|
|
|
|
|
|
|
Начнем с анализа производственной программы. В 2008 году план по добыче нефти был перевыполнен на 3,1%. Годовой уровень добычи нефти в
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
2008 году, по сравнению с 2007 годом, увеличился на 25 тыс. тонн.
В то же время, объем товарной нефти увеличился и составил 101,4% от уровня 2007 года.
На рисунках 3 и 4 представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 5 лет работы НГДУ «Краснохолмскнефть».
15000,0 |
|
|
|
|
14000,0 |
|
|
|
|
13000,0 |
|
|
|
|
12000,0 |
|
|
|
|
11000,0 |
|
|
Добыча жидкости, |
|
10000,0 |
|
|
||
|
|
тыс.т. |
||
2004 |
2005 |
2006 |
||
2007 |
Рис. 3 Динамика добычи жидкости
2200,0 |
|
2150,0 |
|
2100,0 |
|
2050,0 |
Добыча нефти, тыс.т. |
|
2004 2005 2006 2007 |
Рис. 4 Динамика добычи нефти
В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. В 2008 году было закачено больше воды, что повлекло за собой увеличение объемов добычи жидкости на 462,7 тыс. т.
Проведем подробнее анализ изменения объема добычи нефти и факторов повлиявших на это изменение.
Для наглядности составим таблицу 2 изменений данных за 2008 год по отношению к 2006 и 2007 году.
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
Таблица 2 - Изменение основных ТЭП
Показатели |
абсолютное изменение |
изменение в % |
||
|
|
|
|
|
|
20082006 |
2008-2007 |
2008/2006 |
2008/ 2007 |
|
|
|
|
|
Добыча нефти тыс.руб |
12,5 |
25,0 |
100,6 |
101,2 |
|
|
|
|
|
Валовая продукция тыс. руб. |
-9006,0 |
113761 |
99,5 |
107,6 |
|
|
|
|
|
Среднесуточный дебит скважин по нефти на |
-0,1 |
0 |
95,7 |
100,0 |
скважину отработанную действующего |
|
|
|
|
фонда тн/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обводненность нефти (весовая) % |
2,2 |
0,5 |
102,7 |
100,6 |
|
|
|
|
|
Коэффициент эксплуатации действующего |
-0,004 |
-0,006 |
99,58071 |
99,37238 |
фонда нефтяных скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2008 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.
Видно, что обводненность добываемой нефти растет (рис. 5), что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2000 годом обводненность нефти (весовая) увеличилась на 2,2%.
86
84
82
80
2006 |
2007 |
2008 |
Рис. 5 Динамика обводненности нефти (весовая) %
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин уменьшается, что влечет за собой уменьшение добычи нефти.
Количество нефтяных скважин увеличивается равномерно (рис. 6) с каждым годом примерно на 29. Благодаря этому поддерживается уровень добычи нефти.
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts