Строительство и архитектура \ Планирование и организация производства

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 16

 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

В эксплуатационном фонде на 01.01.2010г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин – под закачкой, 2 – в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость – 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки – 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на  скв. 191, находящуюся под закачкой с 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.

 Характеристика фонда скважин

На 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 – действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64 %) оборудованы ЭЦН,  9 – ШГН.

Таблица №9  Распределение фонда скважин пласта СI по основным показателям эксплуатации по состоянию на 1.01.2011 г.

Интервал

№№ скважин

Кол-во

I. По дебитам нефти, т/сут

<1

13,21,30,200,201,215,218,219,220,

1193,1213

11

1- 5

23,205,223

3

5 – 10

189,192,195,203,209,223

6

10-20

50,165,214,221,1204

5

II. По дебитам жидкости, м3/сут

1-5

13,21,30,200,201,218,219,1193,1213

9

5-10

215,220

2

10-50

203,205,223

3

50-100

23,50,189,192,195,207,209

7

100-150

165,214,221,1204

4

III. По обводненности, %

70-90

50,165,189,203,205,209,214,221,1204

9

90-95

13,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,1213

15

>95

223

1

IV. По накопленной добыче нефти, тыс.т

<1

2

10-50

8

50-100

6

100-200

9

200-300

8

300-500

9

500-1000

4

 Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.

Рисунок №2

Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта С1.

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.

 Анализ обводнения залежи.

Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.

1.  Текущая обводненость продукции действующих скважин 90,3%.

2.   Количество действующих обводненных скважин и их распределение    по степени обводнения представлены на рисунке.

Рисунок. 2/4

Все добывающие скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. (ГРП).           

3.  ВНФ (водонефтяной фактор)

Скачать файл