Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения»

Выполнил:

студент гр. ЭДНб-11-2 Терентьев А.Ю

Проверил:

к.т.н., доцент Дегтярев В. А.

г. Тюмень, 2014 г

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

1.2 История освоения месторождения

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и сведения о запасах

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ показателей разработки Тевлинско-Русскинского месторождения

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

2.3 Сравнение проектных и фактических показателей

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ показателей разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения

3.2 Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.

Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.

Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д.

Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.

В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое положение

месторождение пласт скважина нефтеотдача

Тевлинско-Русскинское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской низменности в пределах Сургутской низины, включает в себя водораздел рек Аган и Ватьеган и согласно физико-географическому районированию, относится к Приобской провинции подзоны среднетаежных лесов лесной зоны. 

Административное положение месторождения. Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в пределах Сургутского района Хантымансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области, в 88 км к северо-востоку от г. Сургута и 115 км на юго-запад от г. Ноябрьска.Находится в зоне активной промышленной разработки многих месторождений, запасы которых утверждены в ГКЗ СССР.

Обзорная карта района

1.2 История освоения месторождения

Месторождение открыто в 1981 году, введено в эксплуатацию в 1986 году. Высокопродуктивная часть запасов месторождения уже введена в разработку. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2005 г. (11442.8 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ - 4.1%, от ТИЗ - 6.6% и текущей обводненности 54.7%. Выработка запасов ведется высокими темпами.С 2006г. месторождение находится в третьей стадии разработки.

По Тевлинско-Русскинскому месторождению имеется 13 проектных документов. Действующим является Проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения, который было принят ЦКР Роснедра (протокол №4783 от 17.12.2009), которые подробно рассмотрены в разделе 2.3.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

По геологическому строению месторождение относится к очень сложным. Наиболее продуктивные коллектора приурочены к горизонту БС102-3. Остальные пласты характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами.

Таблица 1.1 Геолого-физические характеристики объектов разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение



Рисунок 1.1 Структура начальных извлекаемых запасов. Тевлинско-Русскинское месторождение

Подсчет запасов углеводородов месторождения с утверждением ГКЗ производился дважды в 1986 и 2009 гг. Последний подсчет запасов выполнен ЗАО «Недра-Консалт» (протокол ГКЗ Роснедра № 1860-дсп от 27.02.2009 г.). Запасы утверждены в следующих объемах: начальные геологические по категории ВC1 - 667.1млн.т, по категории С2 - 119.7млн.т; начальные извлекаемые по категории ВC1 - 265.6млн.т (КИН - 0.398), по категории С2 - 35.1тыс.т (КИН - 0.293). На Государственном балансе по состоянию на 1.01.2011 г. числятся начальные геологические запасы в количестве 812.5 млн. т (по категориям ВС1 - 701.1 млн. т, по категории С2 - 111.4млн. т). Начальные извлекаемые запасы - в количестве 308.1 млн. т (по категориям ВС1-276.3 млн. т, по категории С2 - 31.7 млн. т), таблица 1.2. Добыча нефти за 2011 г. - 6927 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов - 59.9%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.236 при текущей обводненности продукции 84.3%. По уровню добычи нефти 2011 г. обеспеченность добычи нефти запасами - 16 лет. Текущие извлекаемые запасы нефти категорий ВС1 по состоянию на 1.01.2012 г. По месторождению составляют 110.9 млн. т или 40.1% от начальных. По основному объекту разработки Тевлинско-Русскинского месторождения (объект БС102-3) текущие извлекаемые запасы (53.4 млн. т) составляют 27% от начальных, рисунок 1.1.Структура текущих извлекаемых запасов претерпела существенные изменения в сторону ухудшения по отношению к первоначальной. Высокопродуктивная часть запасов уже введена в разработку. Доля запасов более высокопродуктивного объекта БС102-3 снизилась с 71% до 48%, рисунок 1.2.

Рисунок 1.2 Текущие извлекаемые запасы по объектам разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение

Динамика текущих извлекаемых запасов по объектам месторождения свидетельствует о лучшей выработке более высокопродуктивных объектов БС102-3 и БС12. Выработка остальных объектов (БС11, ЮС1, ЮС2, БС16-22) идет более медленными темпами. На 1.01.2012 г. по объекту БС102-3 отобрано 73% от начальных извлекаемых запасов, по объекту БС11 - 33.3%, по БС12 - 61.9%, по ЮС1 - 22.2%, по ЮС2 - 3.9%, БС16-22 - 2%.

Таблица 1.2 Запасы по Тевлинско-Русскинскому месторождению



2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ текущего состояния разработки выработки запасов нефти

Месторождение открыто в 1981 году, введено в эксплуатацию в 1986 году. Высокопродуктивная часть запасов месторождения уже введена в разработку. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2005 г. (11442.8 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ - 4.1%, от ТИЗ - 6.6% и текущей обводненности 54.7%. Выработка запасов ведется высокими темпами. С 2006 г. месторождение находится в третьей стадии разработки. По сравнению с 2010 г. добыча нефти по месторождению снизилась на 660 тыс. т (8.7%), добыча жидкости при этом увеличилась на 3851 тыс. т или на 9.6%. В значительной степени это связано с тем, что высокопродуктивная часть запасов выработана на 90%. В настоящее время бурение новых скважин проводится в зонах низкой продуктивности и ввод новых запасов не компенсирует падение добычи по основному объему ранее вовлеченных запасов. На месторождении за 2011 г. добыто 6927 тыс. т нефти и 44145 тыс. т жидкости. Добыча нефти с начала разработки на 1.01.2012 г. составила 165429 тыс. т., жидкости - 393265тыс. т. Достигнут коэффициент нефтефизвлечения 0.236 при текущей обводненности продукции 84.3%. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2.5%, от текущих - 5.9%, отбор от НИЗ на конец 2011 г. составил 59.9%,таблица 2.1. В 2011 г. объём закачки рабочего агента составил 45636 тыс. м3, всего с начала разработки закачано 463481 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 100.8%, накопленная - 104.2%



Таблица 2.1 Показатели разработки Тевлинско-Русскинского месторождения

Количество скважин под закачкой увеличивается (2006 г. - 573 ед., 2011 г. - 704 ед.), соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин в 2011 г. Составило 2.1/1. Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин составляет 0.95, добывающего фонда - 0.95.

Таблица 2.2 Изменение добычи нефти и жидкости за период 2002-2011 гг. Тевлинско-Русскинское месторождение



Рисунок 2.1 Годовые изменения добычи нефти и жидкости за период 2002-2011 гг. Тевлинско-Русскинское месторождение

Начиная с 2002 года, отмечается увеличение объемов добычи, связанное со значительным объемом применения ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Увеличение отборов нефти в 2003-2004 гг. составило 6.1-8.9% при увеличении отборов добываемой жидкости на 10.1-13.9%, рисунок 2.1. В дальнейшем (в 2006-2009 гг.) отборы нефти и жидкости снижаются. Это связано как с обводнением, так и выработанностью запасов основного объекта. Более детально динамику добычи за 2006-2011 гг. можно отследить по месячным показателям, рисунок 2.2. В условиях увеличения среднесуточной добычи жидкости, среднесуточная добыча нефти за этот период снижается с 29.3 тыс. т (январь 2006 г.) до 18.7 тыс.т (декабрь 2011 г.). Действующий фонд скважин за этот период увеличился. с 1272 до 1457ед. при увеличении среднего дебита жидкости с 60.2 до 87.3т/сут. Средний дебит по нефти в течение рассматриваемого периода снизился с 24.4 до 13.0 т/сут. Обводненность продукции с января 2006 г. по декабрь 2011 г. увеличилась на 25.6% и составила 85.1%. Основной причиной роста обводненности является истощение запасов. Наибольший вклад в показатели разработки месторождения вносит основной объект БС102-3, характеризующийся наибольшей степенью вовлечения в разработку и выработкой, таблица 1.78. Наиболее высоким коэффициентом использования фонда (0.98) характеризуется объект БС11. Всего по месторождению по состоянию на 1.01.2012 г. действующий добывающий фонд составляет 1462 скважины, нагнетательный - 704, коэффициент использования -0.89, таблица 2.3.

Таблица 2.3 Использование фонда скважин. Тевлинско-Русскинское месторождение

Наращивание отборов жидкости на месторождении за счет проведения ГТМ по вводу новых скважин и интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов в условиях выработанности наиболее продуктивной части запасов к увеличению отборов нефти не ведет.

Таблица 2.4 Факторный анализ. Тевлинско-Русскинское месторождение



Рисунок 2.2 Динамика показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

В целом за 2011 год на Тевлинско-Русскинском месторождении было введено из бурения 53 скважины, в том числе 34 наклонно-направленных и 19 горизонтальных скважин. Более подробная информация находится в Приложении В 1.1.

Ввод новых наклонно-направленных скважин

За 2011 год на Тевлинско-Русскинском месторождении введено в эксплуатацию 34 наклонно-направленные скважины, все мероприятия проведены на объекте ЮС1. Средний входной дебит скважин по нефти составил 34.6 т/сут, по жидкости - 42.1 т/сут (таблица 2.5). По состоянию на 01. 01.2012 года из 34 скважин в действующем эксплуатационном фонде находится 30 и работают со средним дебитом по нефти 30.3 т/сут, по жидкости 34.5 т/сут при обводненности 15%. Накопленная добыча нефти от ввода новых наклонно-направленных скважин составила 169.9 тыс.т. или 23.9% дополнительной добычи нефти от общего количества ГТМ выполненных за отчетный период на месторождении. В 2011 году бурение велось на следующих кустовых площадках: №№ 98, 122, 149,151, 227, 259, 100Б, 149Б, 227А.

Таблица 2.5 Технологические показатели наклонно-направленных скважин, введенных в 2011 году

За 2011 года на Тевлинско-Русскинском месторождении были пробурены и введены в эксплуатацию 19 горизонтальных скважин, все мероприятия проведены на объекте ЮС1. Средний входной дебит скважин по нефти составил 80.2 т/сут, по жидкости - 101.5 т/сут (таблица2.6).

Таблица2.6 Технологические показатели горизонтальных скважин, введенных в 2011 году

По состоянию на 01.01.2012 года все скважины находятся в действующем эксплуатационном фонде и работают со средним дебитом по нефти 76.2т/сут, по жидкости 96.6 т/сут при обводненности 26%. Суммарная накопленная добыча нефти от введенных горизонтальных скважин составила 192.1 тыс. т или 27.1% дополнительной добычи нефти от общего количества ГТМ выполненных за отчетный период на месторождении.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

По Тевлинско-Русскинскому месторождению имеется 13 проектных документов. Действующим является Проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения, который было принят ЦКР Роснедра (протокол №4783 от 17.12.2009) со следующими основными положениями: 1. Выделение 10 объектов разработки: БС102-3, БС11, БС12, ЮС1, ЮС2, БС16-22, ЮС0-Ач, ЮС0,БС100,БС101.

1. Системы разработки:

- для объекта БС102-3 - блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением и обращенной семиточечной системой с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. с уплотнением сетки на нижнюю пачку в зоне развития 867 максимальных нефтенасыщенных толщин;

- для объекта БС11 - площадная обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 500 м, одновременно-раздельная эксплуатация 69 скважин с объектом БС12;

- для объекта БС12 трехрядная система разработки усиленная очагами и формированием приконтурного заводнения в западной части залежи с сеткой скважин 500х500 м;

- для объекта БС16-22 - площадная обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 500 м, использование как самостоятельного, так и возвратного фонда скважин;

- для залежей объекта ЮС1 - блоковая трехрядная с сеткой 500х500 м (залежь 9 - залежи 3, 4, 5 (ЮС11 - ЮС12)), площадная пятиточечная система с расстоянием 465 м (залежь12 - залежь 6 (ЮС11 - ЮС12), залежь 1 (ЮС12)), площадная пятиточечная система с расстоянием 450 м (залежь 14), обращенная семиточечная с сеткой 500х500 для остальных залежей.ОПР по ОРЭ с объектом ЮС2 (залежь 12 - залежь 6 (ЮС11-ЮС12) и залежь 14);

- для объекта ЮС2 - проведение ОПР по выбору технологии разработки объекта, формирование пятиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 450 м;

- для объектов ЮС0-Ач, ЮС0 проведение дополнительных исследований по обоснованию добывных возможностей, ввод в разработку возвратным фондом скважин после выполнения своего проектного назначения;

- ввод в разработку пласта БС101 одновременно-раздельно с БС102-3 и БС11, ввод части пласта, несовпадающего в плане с БС102-3 и БС11 собственной сеткой скважин;

- ввод в разработку залежей пласта БС100 возвратным фондом скважин после выполнения своего проектного назначения.

1. Общий фонд скважин, категория запасов ВС1 - 4730, в том числе добывающих - 3104,нагнетательных - 1626.

1. Общий фонд скважин, категория запасов ВС1+С2 - 6249, в том числе добывающих -3989, нагнетательных - 2260.

1. Фонд скважин для бурения, категория запасов ВС1 - 2350, в том числе добывающих -1403 (из них 28 горизонтальных и 8 МСС), нагнетательных - 947 (из них 1 горизонтальная и 1 МСС). Фонд скважин для бурения, категория запасов ВС1+С2 - 3869, в том числе добывающих - 2288 (из них 28 горизонтальных и 8 МСС), нагнетательных - 1581 (из них 1 горизонтальная и 1 МСС).

2.3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки в целом для месторождения и для объектов за последние 3 года приведено в таблицах (таблица 2.15-таблица 2.21).Добыча нефти на месторождении ведется из шести эксплуатационных объектов, как и было предусмотрено проектным документом. Эксплуатационным бурением в 2011 г. было пройдено 216.4 тыс. м, что соответствует проектному показателю (216.1 тыс. м). Введено в эксплуатацию 54 новые добывающие скважины с дебитом по нефти 44.1 т/сут. (по проекту 71 ед. с дебитом 16.3 т/сут.). Меньшее количество фактически введенных скважин обусловлено тем, что ряд наклонно-направленных скважин были заменены на горизонтальные, всего в 2011 г. на месторождении было введено 19 ГС. Добыча нефти по месторождению за 2011 г. составила 6927 тыс. т при утвержденном показателе 7025 тыс. т. Несколько меньший отбор нефти связан с тем, что добыча нефти по переходящему фонду прошлых лет неуклонно снижается, рисунок 2.1.Фактическая добыча жидкости составила 44145 тыс. т, что выше проектного уровня на 5901 тыс. т или 15% (по проекту - 38243 тыс. т), средняя обводненность - 84.3% (проект - 81.6%), рисунок 1.6

Действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2012 г. - 1462 ед. (проект - 1591ед.), средние дебиты действующего фонда скважин по нефти и жидкости составили 13.3 и 85.0 т/сут., проектные уровни - 13.0 и 70.9 т/сут. соответственно. Закачка воды на месторождении организована в 1987 году. На конец 2011 г. к действующему нагнетательному фонду скважин относятся 704 ед., что соответствует проекту (668ед.) Средняя приемистость нагнетательных скважин ниже проектной величины на 13.6м3/сут. (факт - 187.9 м3/сут., проект - 201.5 м3/сут.). За 2011 год в пласты закачано 45636 тыс.м3 воды, при проектной величине 46717 тыс. м3.

Рисунок 1.5 Динамика суточной добычи нефти по переходящим скважинам прошлых лет и новым скважинам 2008-2011 гг. ввода.

Тевлинско-Русскинское месторождение

На 2011 г. по месторождению проектом было предусмотрено проведение геолого-технических мероприятий в объеме 606 скважино-операций с эффективностью 625.2 тыс. т. По запланированным видам ГТМ выполнено 557 скважино-операций, дополнительная добыча нефти составила 895 тыс. т, таблица 1.9.

Таблица2.7(1.9 Геолого-технические мероприятия по

Тевлинско-Русскинскому месторождению

Программа ГТМ в целом по месторождению выполняется. Дополнительная добыча нефти выше запланированной на 269.8 тыс. т или 43%. При этом превышение фактической добычи над проектной получено в условиях более низкой, чем предусматривалось, эффективности по основным видам мероприятий за счет большего объема их применения. За время, прошедшее после составления проектного документа, в процессе до разведки и эксплуатационного разбуривания получены новые данные о форме, размерах и геологическом строении залежей месторождения. Все произошедшие на месторождении изменения будут отражены в новом проектном документе, работы по выполнению которого начаты в 2012 г.



Рисунок 1.6 Сравнение проектных и фактических показателей разработки в 2011 г. Тевлинско-Русскинское месторождение

Таким образом, основные показатели разработки месторождения на уровне или близки к проектным, месторождение разрабатывается в соответствии с действующим проектным документом.

Таблица 2.8 (2) Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение



Таблица 2.9 Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1Анализ текущего состояния разработки, выработки запасов нефти объекта БС11

Коллектора продуктивного горизонта БС11 распространены в северо-восточной части лицензионного участка в виде линз субмеридионального простирания. Отложения пласта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с подчиненным положением последних.

Объект БС11 достаточно хорошо изучен бурением за исключением его северной части. Тело, развитое на участке имеет двухчленное строение, в западной части площади нефтеносности имеется существенный глинистый раздел между верхней нефтеносной и нижней водоносной частью пласта.

Первые скважины пущены в эксплуатацию в 1998 году. До 2006 года на объекте эксплуатировались 2 малодебитные скважины. С 2006 г. по 2009 г. отмечается период интенсивного разбуривания, за это время в эксплуатацию были введены 124 добывающие скважины. Всего в процессе разработки участвовало 139 скважин. По состоянию на 1.01.2012 г. на объекте числится 137 скважин, из них 126 - действующих.

До 2006 года отборы жидкости находились на уровне 2 - 4 тыс.т. С 2006 по 2010 гг., отборы нефти и жидкости увеличиваются за счет ввода новых скважин. В 2011 г. добыча нефти по объекту, по сравнению с 2010 г., уменьшилась на 160.5 тыс. т (14%), добыча жидкости осталась на том же уровне. Основной причиной потери добычи нефти по скважинам базового фонда на объекте является рост обводненности (таблица 1.90).

Всего за 2011 г. добыто 978 тыс. т нефти и 2410 тыс. т жидкости, объём закачки рабочего агента составил 2429 тыс.м3.

Накопленная добыча нефти по рассматриваемому объекту составила 4531 тыс. т, жидкости - 9461 тыс. т, отбор от начальных извлекаемых запасов - 33.3%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0.123, таблица 3.1.

Закачка воды на объекте осуществляется с 2006 г. За всю историю разработки закачано 7580 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 69.2%, текущая - 91.6%.

Объект БС11

Разработка объекта ведется с 1998 г. Как самостоятельный объект разработки БС11 выделен с 2009 г. (проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения).

Проектным документом утверждена площадная обращенная семиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

В целом по объекту основные фактические показатели разработки 2011 г. выше проектных. Утвержденный уровень добычи нефти на 2011 г. составляет 746.5 тыс. т, жидкости -2121.6 тыс. т. Фактически в 2011 г. отбор нефти составил 977.8 тыс. т, жидкости - 2410.4тыс. т.(таблица 3.1) Превышение фактического отбора над утвержденным связано с большей продуктив- ностью скважин и меньшей обводненностью добываемой ими продукции, чем предполагалось проектным документом.В целом разработка объекта БС11 ведется в соответствии c проектными решениями.

Таблица3.1 Показатели разработки Тевлинско-Русскинского месторождения. Объект БС11

Показатели
Добыча нефти за 2011 г., тыс. т	977.8
Текущие извлекаемые запасы, млн. т.	ВС1	9.1
	ВС1+С2	11.9
Темп отбора нефти в 2011 г., %	от НИЗ	7.2
	от ТИЗ	9.7
Отбор от НИЗ, %	33.3
Текущий КИН, доли ед.	0.123
Обеспеченность добычи нефти запасами	9.3
% воды	за 2011 г.	59.4
Действующий добывающий фонд скважин с обводненностью на 1.01.2012 г., шт.	менее 50%	38
	от 50 до 90%	45
	более 90%	11
	всего	94
Средний дебит действующего фонда за 2011 г., т/сут.	нефти	28.0
	жидкости	69.0

Зависимость отбора НИЗ от обводненности (рисунок 3.1) и текущие показатели выработки свидетельствуют о недостаточно эффективной выработке запасов нефти объекта, темпы обводнения опережают выработку запасов, рисунок 3.1.

За 2011 г. суточная добыча жидкости изменилась с 6.9 тыс. т/сут. (январь) до 6.3 тыс. т/сут. (декабрь), при этом добыча нефти - с 2.9 до 2.4 тыс. т/сут. Доля воды в добываемой продукции за этот период увеличилась на 4.2% (в январе 2011 она составляла 57.7%), рисунок 3.2.

Для более детального анализа рассматриваемый объект был разделен на 5 участков. Изменение основных показателей разработки по участкам за 2011 помесячно и год в целом представлено в таблицах (таблица 2.3-таблица 3.1) и на рисунках (рисунок 3.1-рисунок 3.10).

Как видно из таблицы (таблица 3.3), на всех участках отмечается снижение суточной добычи нефти. Основной причиной для участков №№1, 4 и 5 является снижение суточной добычи жидкости, для участков №2 и 3 - увеличение обводненности добываемой продукции.

Всего потери добычи нефти по базовому фонду объекта составили 504 т/сут., из них за счет роста обводненности продукции - 336 т/сут., из-за снижения пластового давления - 123 т/сут., в результате снижения производительности ГНО - 46 т/сут., таблица 2.3.

В течение анализируемого периода по всем рассматриваемым участкам отмечается снижение суточной закачки. При этом энергетическое состояние пластов объекта БС11 удовлетворительное.



Рисунок 3.1 Динамика технологических показателей разработки и выработки запасов Тевлинско-Русскинского месторождения. Объект БС11



Рисунок 3.2 Динамика показателей разработки. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Таблица3.2 Расчет потерь добычи нефти по базовому фонду скважин за 2011 год по участкам объекта БС11

Таблица3.3 Динамика суточной добычи нефти. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Таблица3.4 Динамика суточной добычи жидкости. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

Таблица 3.5 Динамика суточной закачки. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

Таблица 3.6 Динамика компенсации. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

Таблица 3.7 Динамика обводненности. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Таблица 3.8 Динамика измениния динамического уровня. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

Таблица 3.9 Динамика пластового давления. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11

Таблица 3.10 Динамика забойного давления. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.3 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями добычи нефти. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.4 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями добычи жидкости. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.5 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями обводненности. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.6 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями закачки воды. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.7 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями компенсации отборов жидкости. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.8 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями среднего пластового давления. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.9 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями среднего забойного давления. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



Рисунок 3.10 Карта охвата ГТМ в 2011 г. на схеме размещения участков с изменениями среднего динамического уровня. Тевлинско-Русскинское месторождение. Объект БС11



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основными направлениями работ по улучшению состояния разработки объекта БС11 являются: бурение вторых стволов (в т.ч. с горизонтальным окончанием) в зонах концентрации остаточных запасов; интенсификация притока с помощью ГРП; широкомасштабное применение потокоотклоняющих технологий с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах; организация системы заводнения, адаптированной к структуре запасов.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Чекалин Л.М., Моисеенко А.С. и др. Геолого-технологические исследования скважин. М.: «Недра», 1993 г.

Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и Газ, 1997 г.

Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. - Уфа: ВНИИпромгеофизика, 1987

Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин РД 153-39.0-069-01, 2001

Первичные материалы геолого-технологических исследований. - Когалым: ОАО «КНГФ», 2007 

«Отчеты о проведении геолого-технологических исследований в процессе бурения скважины» - Когалым: ОАО «КНГФ», 2007г. 

Померанец Л.И. Газовый каротаж. М.: Недра 1982г.; 240с.

Корновский Н.В. Общая геология. М.: МГУ. 416с.

Геолого-технологические исследования в процессе бурения РД 39-0147715-102-87

Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ 1996г. Т1-Т2.

Нюняйкин В.Н., Галлеев Ф.Ф., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. Уфа: Башкортостан. 2001г., 264с. 

ГОСТ Р 53375-2009 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования М.: 2009г.

Учебно-методическое пособие по теории и практике геолого-технологических исследований и газового каротажа с основами геологии, технологии бурения, промысловых геофизических исследований, технологии освоения. Мегион 2007г. Тюменьпромгеофизика.

Размещено на Allbest.ru