Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 18

Разработка объекта за весь рассматриваемый период велась с отставанием фактических отборов нефти и жидкости от проектных. 

В 2006 г. фонд действующих добывающих скважин отставал от проектного лишь на 1 ед. Годовые отборы как нефти, так и жидкости были ниже проектных на 30%, а дебиты нефти и жидкости отставали на 24 – 25,6%.

В 2007 г. в результате выбытия двух скважин в бездействие и перевода ряда скважин на режим периодической эксплуатации годовой отбор нефти и жидкости   снизился более чем в 2 раза. В 2007 – 2010 г.г. отставание фактических отборов от проектных весьма значительно: годовые отборы нефти ниже проектных в 1,9-2,6 раза, годовые отборы жидкости – в 2,6 – 3,3 раза. Фонд добывающих скважин равен проектному или отстает от него на 2 – 4 ед. Среднегодовая обводненность близка проектной.

Фонд нагнетательных скважин в рассматриваемый период превышал проектный на 1 ед. Годовой объем закачки был близок к проектному.

По состоянию на 01.01.2011 г. действующий фонд добывающих скважин равен 25 единицам и соответствует проектному. Периодический режим работы 11 скважин позволил удерживать фактическую обводнённость ниже проектной на 2,7%. Годовой отбор нефти в 2009 г. ниже проектного в 1,9 раза, а жидкости – в 2,6 раза.

Значительное отставание фактических отборов от проектных обусловлено более низкой продуктивностью скважин и периодической работой ряда скважин.

Накопленные отборы нефти и жидкости незначительно отстают от  проектных

5. Расчёт эффективности разработки нефтяных залежей

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводятся соответствующие расчеты, на основе которых делается вывод об эффективности системы разработки.

Анализ степени выработки и  подсчета КИН   с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта)  по данным  обводнения эксплуатационных скважин.

РАСЧЁТ.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину h_ост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

; где μ _н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная 2,5 мПас; μ _В - вязкость воды, равная 0,5 мПас.

Рассчитанные параметры по скважинам  h_ост, сводим в таблицу 2.6.

    (1)

Где f_в – текущая обводнённость скважины, доли ед: Н – начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Таблица№10 Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Номер скважины	H,эффективная начальная толщина м.	Обводненность fB, доли.ед.	Остаточная нефтенасыш. толщина hост. м.
165	24	0,97	2,04
189	10,5	0,88	3,05
207	14	0,90	3,50
1204	13,2	0,87	4,09
203	12,3	0,86	4,04
50	12,7	0,97	1,08
199	17,2	0,78	7,88
223	10,5	0,91	2,40
221	19,2	0,91	4,39
209	13,4	0,89	3,62
192	9,0	0,92	1,86
195	11,0	0,95	1,50
23	8,4	0,98	0,48

По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объе-мов и  для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом: