Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.09.2011
Размер файла 2,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Второй вариант предусматривает прекращение закачки воды в пласт с 1999г. Динамика отборов продукции типична первому варианту, но отличается темпопадения годовой добычи нефти.

За рентабельный период годовая добыча уменьшится: по нефти с 46.1 до 17.6 тыс. т, по жидкости с 1070 до 413 тыс. т. За рентабельный период будет добыто 287 тыс. т нефти, 6799 тыс. м3 воды и 23 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 3593 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 11121 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.7 коэффициент нефтеизвлечения - 0.534. С начала процесса будет закачано 41622 тыс.м3 воды.

Залежи XVIII пласта находятся в поздней стадии разработки. Заводнением охвачена залежь III блока. Текущий коэффициент нефтеизвлечения целом по эксплуатационному объекту составил 0.399.

Предусматривается осуществление разработки залежей при сложившейся системе разработки существующим фондом скважин.Проектный фонд добывающих скважин - 5, нагнетательных - 3.

За рентабельный период годовая добыча уменьшится: по нефти с 2.8 до 1.9 тыс. т, по жидкости с 66 до 52 тыс. т, что обусловлено выбытием скважин. За рентабельный период будет добыто 21 тыс. т нефти, 530 тыс. м3 воды и 2 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 395 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 936 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.5%, коэффициент нефтеизвлечения -0.408. С начала процесса будет закачано 1217 тыс. мЗ воды.

Нефтяная залежь XVIIIа пласта разрабатывается на естественном режиме четырьмя скважинами. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения составил 0.341, обводненность продукции - 95.3%.Рассмотрен один вариант разработки.

За рентабельный период будет добыто 25 тыс. т нефти, 418 тыс. м3 воды и 4 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 290 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.5%, коэффициент нефтеизвлечения 0.373.

По залежам ХХ+ХХа пластов рассмотрено три варианта разработки, отличающиеся степенью вовлечения запасов нефти и типом заканчивая скважин.

VII блок разрабатывается скв. № 209, расположенной вблизи водонефтяного контакта.

Вариант 1 проектный период составит 3 года, за это время будет добыто 0.7 тыс. т нефти, конечная нефтеотдача составит 0.15.

Вариант 2 предусматривает бурение скважины в сводовой части пласта с вертикальным заканчиванием обоих пластов.

За рентабельный период будет добыто 24 тыс. т нефти, 9 тыс. м3 воды и 3 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 59 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 45.8%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.249.

Вариант 3 предусматривает бурение скважины в сводовой части пласта с горизонтальным заканчиванием только XX пласта.

За рентабельный период будет добыто 29 тыс. т нефти, 19 тыс. м3 воды и 3 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 64 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 69.1%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.268.

Залежь VIII блока в разработке не участвовала.

Вариантами разработки предусматривается аналогичное вскрытие пластов, как и по залежи VII блока.

Отбор нефти по варианту 2 составит 32 тыс. т при нефтеотдаче 0.266, по варианту 3 - соответственно 21 и 0.175.

По залежам XXI пласта рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся типом заканчивая скважин.

VIII блок разрабатывается скв. № 239, расположенной вблизи водонефтяного контакта. Размеры залежи и запасы не позволяют по экономической целесообразности бурение скважин. Рассмотрен один вариант разработки существующей скважиной. За проектный период будет добыто 16 тыс. т нефти, 48 тыс. м3 воды и 2 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 83 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 81.1%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.363.

X блок разрабатывается скв. № 242, расположенной вблизи водонефтяного контакта. Вариантами предусматривается доразработка залежи существующей скважиной и бурением горизонтальной скважины. Отбор нефти по варианту 1 составит 70 тыс. т при нефтеотдаче 0.321, по варианту 2 - соответственно 95 и 0.435.

XI блок разрабатывается скв. № 244, расположенной в сводовой части структуры. По рассматриваемому варианту накопленный отбор нефти; составит 33 тыс. т при нефтеотдаче 31.6.

В целом по месторождению рассмотрено шесть вариантов разработки

Вариант 1 (базовый) предусматривает разработку залежей существующим фондом скважин при сложившейся системе.

Проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 65.3 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 17.7 % от текущих извлекаемых запасов. Обводненность продукции - 94.6. В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1216 до 1084 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 65.3 до 43.3 тыс. т. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 37,нагнетательных - 24. За рентабельный период будет добыто 368 тыс. т нефти, 6449 тыс. м3воды и 41 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 8418 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12649 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.0%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.500. С начала процесса будет закачано 47269 тыс.мЗ воды.

Вариант 2 предусматривает разработку основных эксплуатационных объектов XVII - XVIIIa пластов при сложившейся системе, и бурение скважин в 1998 - 1999 гг. на залежи XX и XXI пластов. Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 69.4 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 12.3 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1216 до 1033 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 65.3 до 44.1 тыс. т. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 39, нагнетательных -23.

За рентабельный период будет добыто 566 тыс. т нефти, 10721 тыс. м3 воды и 64 млн. м попутного газа; в пласт будет закачано 11727 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12847 тыс. т нефти,

при этом обводненность достигнет 95.7%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.508. С начала процесса будет закачано 49205 тыс.м3 воды.

Вариант 3 аналогичен варианту 2, отличается тем, что новые скважины имеют горизонтальный тип заканчивания. Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 70.5 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 13.5 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

За рентабельный период будет добыто 521 тыс. т нефти, 9739 тыс. м3 воды и 59 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10642 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12802 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.7%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.506. С начала процесса будет закачано 49493 тыс.м3 воды.

Вариант 4 аналогичен варианту 3, отличается прекращением закачки воды в основную залежь XVII+XVIIa пластов.

Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 3.

Проектный уровень добычи составит 66.6 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 14.9 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

За рентабельный период будет добыто 448 тыс. т нефти, 7679 тыс. м3 воды и 49 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 3936 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12729 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 94.8%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.503. С начала процесса будет закачано 42838 тыс.мЗ воды.

Вариант 5 предусматривает технологию разработки варианта 4, но со сменой способа эксплуатации скважин (переход с компрессорного способа на ЭЦН). Технологические показатели соответствуют варианту 4. За рентабельный период будет добыто 125 тыс. т нефти, 2284 тыс. м3 воды и 15 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 2512 тыс. м3воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12406 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.0%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.490. С начала процесса будет закачано 41363 тыс.мЗ воды

Вариант 6 аналогичен варианту 1, предусматривает реализацию бурения скважин на ХХ-XXl пласты путем забуривания вторым стволом с горизонтальным заканчиванием. Для этой цели используются скв. № 209 (XX пласт Vl| блока) и скв. № 242 (XXI пласт X блока) (см. табл. 8, 9).

Проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27.

Проектный уровень добычи составит 65.3 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0,5 % от начальных и 13.1 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год. За рентабельный период будет добыто 497 тыс. т нефти, 9721 тыс. м3 воды и 57 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10642 тыс. м3 воды. За весь период разработки планируется извлечь 12778 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.9%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.505. С начала процесса будет закачано 49493 тыс.мЗ воды.

3.2 Технико-экономические показатели вариантов разработки

Технико-экономическиепоказатели вариантов разработки месторождения Колендо определены в соответствии с требованиями "Типовой методики определения экономической эффективности капитальных вложений", а также "Методического положения..." [М.,1989].

Экономическая оценка доразработки месторождения выполнена в соответствии с общепринятыми в мировой практике принципами оценки эффективности проектов и проведена с целью выбора наиболее эффективной системы доразработки и учета интересов нефтедобывающего предприятия и государства.

В качестве критерия эффективности при выборе вариантов использована система экономических показателей деятельности предприятия в условиях рыночной экономики с учетом платежей и налогов, предусмотренных действующим законодательством в области налогообложения.

В качестве основных экономических показателей приняты:

- дисконтированный поток наличности при норме дисконта - 15%;

- срок окупаемости капитальных вложений;

- индекс прибыльности.

Для оценки принятых решений по вариантам доразработки месторождения определены капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

В расчетах капитальных вложений учтена потребность в оборудовании и обустройстве новых скважин УЭЦН. Предусмотрено использование существующих промысловых объектов. Во всех вариантах учтены затраты на ликвидацию выбывающих скважин.

При определении капитальных вложений использована статистическая отчетность по НГДУ "Оханефтегаз" и проектно-сметная документация в стоимости скважин и их обустройстве, а также разработанные авторами в 1991 г. Нормативы удельных затрат в добыче нефти по месторождениям Северного Сахалина. Базовая стоимость строительства скважин (согласно проектно-сметной документации на строительство скважин) равна по вертикальным - 557 тыс.руб., а по горизонтальным - 1200 тыс.руб. Стоимость скважин скорректированна на текущий индекс удорожания буровых работ, равный 7823. Основой для определения себестоимости добычи нефти послужили отчетность по НГДУ "Оханефтегаз" и месторождению Колендо за 9 месяцев 1996 г. Удельные показатели эксплуатационных затрат в добыче нефти определены в средних ценах за 9 месяцев 1996 г. с последующей индексацией на сентябрь 1996 г.

Амортизация скважин и прочих основных фондов рассчитана по действующим нормам на реновацию.

При технико-экономических расчетах вариантов разработки с учетом налогообложения были учтены в составе эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат, следующие основные выплаты (%% от цены на нефть за вычетом налога на НДС):

- плата за недра- 6%;

- отчисления

- на воспроизводство минерально-сырьевой базы - 10%;

- отчисления в территориально- дорожный фонд - 2.4%;

- акцизный сбор (за сентябрь)- 55.193 тыс. руб/тн.

От фонда оплаты труда исчислялись следующие платежи:

- государственный фонд занятости -2%

- фонд социального страхования -5.4%

-фонд медицинского страхования -3.6%

- пенсионный фонд -28%

Из прибыли вычитались следующие платежи в бюджет:

- налог на имущество -2%

- налог на содержание жилищного фонда -1.5%

- налог на прибыль -35%

Оценка продукции производилась по действующей на 1.09.96 г. цене реализации на нефть (без налога на добавленную стоимость) - 587.1 тыс. руб./тн.

Поскольку капитальные вложения и полученная от них прибыль различаются во времени, то расчеты экономической эффективности обустройства выполнены с учетом фактора времени. Коэффициент дисконтирования (Ен) при расчете интегрального эффекта показывает минимальный уровень рентабельности, ниже которого считается нецелесобразным инвестирование капитала. В расчетах Ен принят равным 0.15.

При положительном значении интегрального эффекта рентабельность инвестиций в обустройство превышает фиксированный коэффициент дисконтирования. При интегральном эффекте равном 0 рентабельность обустройства месторождения равна принятой норме дисконта. Таким образом, варианты обустройства месторождения, при котором интегральный эффект имеет положительное и нулевое значение, могут считаться приемлемыми.

Результаты экономических оценок вариантов разработки месторождения приведены в табл. 11-16.

Сравнение вариантов доразработки месторождения производилось по основному показателю эффективности - накопленному дисконтированному потоку наличности (NPV), определяющему выбор рекомендуемого варианта.

Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации, амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt - прибыль от реализации в t - ом году;

At - амортизационные отчисления в t - ом году;

Kt - первоначальные инвестиции в разработку в t - ом году.

Сводные технико-экономические показатели вариантов разработки приведены в табл. 10. По всем вариантам доразработки месторождения с учетом налогов рентабельный срок разработки изменяется от 2 до 10 лет, накопленная добыча нефти - от 125 до 566 тыс. т, дисконтированный поток наличности от 1894.8 до 16272.2 млн. руб.

Наиболее предпочтительным к дальнейшей разработке является вариант 6, предусматривающий сохранение существующей системы разработки с реализацией бурения скважин на XX-XXI пласты путем забуривания второго ствола с горизонтальным заканчиванием и характеризующийся следующими технико-экономическими показателями:

- проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27;

- проектный уровень добычи составит 64.3 тыс. т/год;

- накопленная добыча нефти за рентабельный период (9 лет) составит 497 тыс.т. при дисконтированном потоке наличности 16,27 млрд. руб.;

- за весь срок разработки (20 лет) - 844 тыс.т и 14,01 млрд. руб. соответственно.3.

Таблица 7 - Характеристика основного фонда скважин

Годы

Ввод скважин из бурения

Фонд скв. с начала разработки

Экспл. Бурен с начала разработки.,

Тыс. м

Выбытие скважин

Фонд добывающих скважин на конец периода

Фонд нагнет скваж.

Среднесуточный дебит на одну скважину

Приемистость нагнетат.

скважины, м3/сут

всего

добывающих

Нагнета-тель

ных

всего

Нагнетательных

всего

механ.

Газов.

нефти т/сут

Жидкости.

т/сут

Газа

м3/сут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1996

226

362

43

43

27

4.4

82

0.5

135

1997

226

362

2

1

42

42

26

4.1

82

0.5

138

1998

226

362

1

0

41

41

26

4.1

82

0.5

136

1999

226

362

4

1

38

38

25

4.9

88

0,6

139

2000

226

362

0

0

38

38

25

4.5

86

0.5

136

2001

226

362

0

0

38

38

25

4.0

85

0.4

134

2002

226

362

2

1

37

37

24

3.8

86

0.4

137

2003

226

362

0

0

37

37

24

3.6

84

0.4

135

2004

226

362

1

0

36

36

24

3.4

84

0.4

133

2005

226

362

3

1

34

34

23

3.5

87

0.4

136

2006

226

362

4

0

30

30

23

3.6

91

0.4

134

2007

226

362

0

0

30

30

23

3.4

89

0.3

132

2008

226

362

1

1

30

30

22

3.3

88

0.3

136

2009

226

362

0

0

30

30

22

3.2

87

0.3

133

2010

226

362

1

0

29

29

22

3.2

88

0.3

131

2011

226

362

6

3

26

26

19

3.2

93

0.3

145

2012

226

362

1

1

26

26

18

3.1

92

0.3

151

2013

226

362

0

0

26

26

18

2.9

89

0.3

148

2014

226

362

0

0

26

26

18

2.8

88

0.2

146

2015

226

362

1

0

25

25

18

2.8

91

0.2

144

Таблица 8 - Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости (Вариант 6)

Годы

Годов добыча неф. тыс. т

Темп отбора нефти от извлек, запасов, %

Накопленная добыча нефти, тыс. т

Отбор извлекае-мых запасов, %

Коэффициент нефте извлече ния, д. од.

Годовая добыча жидкости, тыс т

Накопленная добыча жидкости, тыс т

Обвод-нен ность

%

Закачка воды, тыс. мЗ

Компенсация отбора закачкой %

Добыча нефтяного газа, млн. мЗ

начальных

запасов

Текущих

запасов

всего

мех.способо

всего

мех.спо-собом

годовая

Накоп-ленная

годовая

накопленная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1996

65.3

0.5

8.8

12346

94.8

0.483

1216

1216

39134

94.6

1267

40118

102

7.6

1839

1997

59.7

0,5

8.9

12406

95.3

0.490

1193

1193

40327

95.0

1245

41363

103

7.2

1846

1998

58.6

0.5

9.5

12465

95.7

0.492

1172

1172

41499

95.0

1223

42586

103

6.8

1853

1999

64.3

0.5

11.6

12529

96.2

0.495

1160

1160

42658

94.5

1201

43787

102

7.8

1860

2000

58.7

0.5

11.9

12588

96.7

0.497

1139

1139

43797

94.8

1181

44967

102

6.8

1867

2001

52.5

0.4

12.1

12640

97.1

0.499

1117

1117

44914

95.3

1160

46128

102

5.8

1873

2002

49.0

0.4

12.9

12689

97.5

0.501

1099

1099

46014

95.5

1141

47269

102

5.3

1878

2003

45.7

0.4

13/8

12735

97.8

0.503

1080

1080

47094

95.8

1122

48390

102

4.8

1883

2004

42.8

0.3

15.0

12778

98 1

0.505

1042

1042

48136

95.9

1103

49493

104

4.4

1888

2005

40.9

0.3

16.9

12879

98.5

0.506

1028

1028

49164

96.0

1085

50578

104

4.2

1892

2006

37.4

0.3

18.5

12850

98.7

0.508

946

946

50110

96.1

1068

51646

111

3.7

1895

2007

35.9

0.3

21.8

12892

99.0

0.509

931

931

51041

96.1

1051

52697

111

3.5

1899

2008

34.4

0.3

26.8

12926

99.3

0.511

916

916

51957

96.2

1034

53731

111

3.3

1902

2009

33.3

0.3

35,4

12960

99.5

0.512

903

903

52В60

96.3

1018

54749

111

3.3

1906

2010

31.7

0.2

19.2

12991

99.0

0,513

887

887

53747

96.4

1003

55752

112

3.0

1909

2011

29.2

0.2

21.9

13020

99.2

0.514

839

839

54585

96.5

954

56705

112

2.8

1911

1012

28.1

0.2

27.0

13049

99.4

0.516

827

827

55412

96.6

940

57645

112

2.7

1914

2013

26.2

0.2

34.5

13075

99.6

0.517

806

806

56218

96.7

926

58572

114

2.3

1916

2014

25.4

0,2

50.8

13100

99.8

0.518

795

795

57013

96.8

913

59485

114

2.2

1919

2015

24.5

0,2

100.0

13125

100

0.519

785

785

57798

96,9

901

60386

114

2.1

1921

Таблица 9 - Технико-экономические показатели основных вариантов разработки по месторождению Колендо

№№ п/п

Наименование

Вариант

1

2

1

Проектный уровень

добычи нефти, тыс. т/год

65.3

69.4

добычи жидкости, тыс. т/год

1216

1216

закачки воды, тыс.м3/год

1267

1267

2

Продолжительность проектного периода

годы

1

1

3

Фонд скважин, шт.

добывающих

43

46

нагнетательных

27

27

из них для бурения:

вертикальные

2

горизонтальные

1

зарезка второго ствола

4

Срок разработки, годы

весь срок разработки

15

19

рентабельный срок разработки

7

10

5

Добыча нефти за проектируемый

период, тыс. т

весь срок разработки

644

864

рентабельный срок разработки

368

566

6

Добыча жидкости за проектируемый

период, тыс. т

весь срок разработки

15638

19181

рентабельный срок разработки

8033

11287

7

Закачка воды за проектируемый период,

тыс. м3

весь срок разработки

16901

20634

рентабельный срок разработки

8418

11727

8

Накопленная добыча нефти, тыс. т

весь срок разработки

12925

13145

рентабельный срок разработки

12649

12847

9

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

весь срок разработки

53556

57099

рентабельный срок разработки

45951

49205

10

Накопленная закачка воды, тыс. мЗ

весь срок разработки

55752

59485

рентабельный срок разработки

47269

50578

11

Коэффициент нефтеизвлечения, %

весь срок разработки

51.1

51 9

рентабельный срок разработки

50.0

50.8

12

Капитальные вложения, млн. руб.

весь срок разработки

1682

17185

рентабельный срок разработки

797

15857

13

Эксплуатационные расходы, млн. руб.

весь срок разработки

374230

493303

рентабельный срок разработки

197218

294216

14

Себестоимость добычи нефти, тыс. руб/т

весь срок разработки

581.1

571.0

рентабельный срок разработки

535.9

519.8

15

Дисконтированный доход, млн. руб.

За весь срок разработки

8694.8

9484.1

За рентабельный срок разработки

11461

11320

4. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОЛЕНДО

4.1. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Нефтяные залежи ХVII+ХVIIа пластов разрабатываются с 1962 г. с применением методов поддержания пластового давления.

Залежи находятся в завершающей стадии разработки и разработка их характеризуется низкими темпами годовых отборов нефти при высокой обводненности (см рис. 3).

В результате пересчета запасов углеводородов по состоянию на 1.01.2005 г. произошли следующие изменения с ранее принятыми при проектировании (см. таб. 10).

Таблица 10

Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т

По состоянию на

1.01. 2005 г

Фонд скважин добывающих/

нагнетательн скв.

на 1.01.2005г

Технологическая схема

пересчет

отбор нефти,

тыс. т

текущий КИН

21795

20844

10786

0,517

30/21

Основной фонд скважин (89 скважин, в том числе 24 нагнетательная) был пробурен в течение 1962 - 1968 гг.

Продолжавшееся до 1980 гг. эксплуатационное бурение скважин было обусловлено заменой скважин выбывших по техническим и геологическим причинам.

Текущее состояние фонда (на 1.01.2002 г.) представлено в табл.18

- в добывающем фонде находились 33 действующие скважины;

-в нагнетательном фонде - 23 действующие скважины.

Залежь II блока в настоящее время в разработке не участвует по причине выбытия скважин из эксплуатации из-за обводнения. За анализируемый период среднесуточный дебит одной скважины по нефти уменьшился с 6.2 до 4.1 т/сут при практически постоянном дебите по жидкости, что связано с выбытием из эксплуатации высокообводненных скважин по разным причинам. Распределение фонда скважин по дебиту и обводненности приведено в табл. 19.

Обводненность добываемой продукции увеличилась с 93.8 в 1989 г. до 95.6% в 2005 г. при газовом факторе 83 - 92 м3/т. Годовые отборы нефти в течение 1989 - 1995 г. уменьшились с 84.3 до 47.8 тыс. т., как за счет сокращения действующего фонда скважин, так и роста обводненности добываемой продукции (рис. 3).

Годовой темп отбора нефти за 2005 г. составил 0.2% от начальных и 0.5% от текущих балансовых запасов. За весь период разработки из залежей добыто 10834 тыс. т нефти, 23797 тыс. м3 воды и 1568 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 52%.

Характер дренирования отдельных участков залежи наглядно представлен на Карте разработки месторождения по состоянию на 1.01.2005 г. Г.П. _____

Таблица 11 - Состояние фонда скважин на 01.01.2002 г.

Наименование

Характеристика фонда скважин

ВСЕГО

В том числе по горизонтам

XVII

XVIIа

XVIII

ХVIIIа

XIX

ХХ-ХХа

ХХI-ХХIа

XXII

XXIII

Фонд

добывающ.

скважин

Пробурено

197

89

58

12

1

8

17

6

6

Возвращено с других горизонтов

49

16

8

9

3

Передано из нагнетательного фонда

1

1

Приобщено

29

Всего

198

168

74

20

1

17

20

6

6

в том числе:

Действующие, из них:

42

33

5

3

1

3

фонтанные

1

1

газлифт

35

28

3

3

1

2

ШГН

6

5

2

в бездействии

3

3

1

в консервации

5

5

1

Переведены на другие горизонты

8

5

15

1

8

10

3

5

Передано в наблюдательный фонд

11

11

Передано под закачку

72

70

2

В ожидании ликвидации

4

3

1

Ликвидировано

61

35

6

2

8

7

3

1

Фонд

нагнетательных

скважин

Пробурено

31

24

6

1

Возвращено с других горизонтов

7

Передано из добывающего фонда

66

65

6

Приобщено

1

Всего, в том числе:

97

97

12

1

действующие

23

23

2

в бездействии

5

5

переданы на другие горизонты

10

1

передано в добывающий фонд

передано в наблюдательный фонд

3

3

Ликвидировано

66

66

Фонд газовых

скважин

Пробурено

10

2

2

2

2

1

1

Возвращено с других горизонтов

8

4

4

5

5

4

1

1

1

1

Приобщено

Всего

18

2

4

4

8

5

6

1

3

1

2

1

в том числе

действующие

переданы на другие горизонты

2

2

3

3

6

1

1

1

2

1

В ожидании ликвидации

9

4

2

2

2

Ликвидировано

7

2

3

2

Спецальн.

скважины

Наблюдательные

14

Таблица 12 - Распределение фонда скважин по дебиту и обводненности по состоянию на 1.01.2005 г.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти

Т/сут.

Число скважин с обводненностью продукции, количество скважин

Всего

40-50%

50-60%

60-70%

70-80%

80-90% |90-95%

>95%

<1.0

1.0-4.0

4.0-10.0

<1.0

1.0-4.0

1.0-4.0

4.0-10.0

<1.0

4.0-10.0

>10.0

XVII пласт

4

11

18

1

1

1

1

1

2

4

4

7

11

4

11

18

XVIII пласт>VIII пласт

1

2

2

2

3

XVIIIа пласт

X

ъ/llta плас

1

2

2

1

XX-XХа пласт

XX

-Хха пле

ют

1

1

XXI пласт

3

(XI пласп

г

1

1

1

2

1

Всего по месторождению

1 1 1 2 3 7 27

Наибольшие величины отбора жидкости отмечаются по скважинам, расположенным на западном крыле структуры, наименьшие - на южной (V блок) и северной (II блок) периклинали.

В пласт закачано с начала разработки 38029 тыс. м3 воды при годовой закачке за 2005 г. 1213.5 тыс. м3. Дополнительно за счет ППД добыто 3696.6 тыс. т нефти, в том числе за 2004 г - 20.4 тыс. т. Баланс отбора и закачки - положительный. Текущее пластовое давление составляет 11.7 МПа при начальном 15.5 Мпа.

Нефтяные залежи XVIII пласта разрабатываются с 1964 г.

Залежь IV блока практически не разрабатывалась.

Залежь III блока находится в завершающей стадии разработки, характеризующейся низкими темпами годовых отборов нефти при высокой обводненности.

Основной фонд скважин по XVIII пласту (25 скважин, в том числе 3 нагнетательных) был пробурен в течение 1965 - 1968 гг.

Продолжавшееся до 1980 гг. эксплуатационное бурение скважин было обусловлено заменой скважин, выбывших по техническим и геологическим причинам. Всего на залежь пробурено 58 добывающих и 6 нагнетательных скважин, табл. 18

Залежь разрабатывается преимущественно совместно с XVII пластом.

По состоянию на 1.01.2005 г.:

- в добывающем фонде находились 5 действующих скважин;

- в нагнетательном фонде - 2 действующие скважины.

За анализируемый период среднесуточный дебит одной скважины изменился с 2.4 до 1.7 т/сут по нефти и с 14.3 до 39.3 т/сут по жидкости.

Обводненность добываемой продукции увеличилась с 83.4 в 1989 г. до 95.6% в 2005 г. при практически постоянном газовом факторе.

Годовые отборы нефти в течение 1989 - 2005 г. уменьшились с 7.4 до 3.0 тыс. т., как за счет сокращения действующего фонда скважин, так и за счет роста обводненности добываемой продукции, рис. 4, Годовой темп отбора нефти за 2004 г. составил 0.1% от начальных и 0.2% от текущих балансовых запасов. За весь период разработки из залежей добыто 915 тыс. т нефти, 928 тыс. м3 воды и 153 млн. м3 попутного газа.

Текущая нефтеотдача составила 39.9%, а по залежи III Тектонического блока - 41.7%.

В пласт закачано с начала разработки 822 тыс. м3 воды при годовой закачке за 2005 г. 36.6 тыс. м3.

Дополнительно за счет ППД добыто 56.8 тыс. т нефти, в том числе за 2004 г- 1.4 тыс. т. нефти.

Текущее пластовое давление составляет 9.2 МПа при начальном 16.5 МПа. Технологические показатели разработки представлены на рис. 4. Пласты XVIIIa, XIX, ХХ+ХХа и XXI разрабатываются на естественном режиме. Достигнутая величина нефтеизвлечения по пластам изменяется от 12.2 до 33.5 % и зависит от степени охвата залежи фондом скважин.

В целом по месторождению добыто 12281 тыс. т нефти, 25637 тыс. м3 воды и 1831 млн. м попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 48.5%.

Основные показателей разработки месторождения представлены в табл. 13, динамика основных показателей разработки приведена на рис 2, Г.П. ____

Рис. 2

Рис. 3

Рис. 4

4.2 Анализ состояния выработки запасов пласта XVII + XVIIa

Оценка выработки запасов нефти производилась на разных стадиях разработки, преимущественно по нефтяным залежам XVII+XVIIa пластов, объединенных в один эксплуатационный объект. Исследования осуществлялись по геолого-промысловым данным (замеры обводненности продукции скважин, потокометрия, результаты изоляционных работ и бурения резервных скважин). Построение карт остаточных нефтенасыщенных толщин осуществлено с использованием зависимости обводненности и перфорированной толщины пласта. Определение коэффициента охвата заводнением выполнено по методике ВНИИ с использованием карт толщин и изохрон обводнения.

По состоянию на 1.01.1981 г. текущая обводненность добываемой продукции составляла 82.3%, то есть к этому моменту залежи основного объекта разработки по площади были практически обводнены. В анализируемый период резко сокращен объем геолого-промысловых работ. Основными видами исследования являются замеры дебитов скважин и единичные замеры пластовых давлений.

В течение 1990 - 1994 гг. на площади осуществлялось бурение эксплуатационных скважин, а также проводились работы по изоляции обводнившихся интервалов и по перестрелу, дострелу интервалов пласта.

Учитывая факт, что в настоящее время разработка залежи осуществляется стягивающим рядом добывающих скважин, оценка коэффициентов нефтеизвлечения и охвата в заводненной зоне произведена по объему пласта.

Для определения заводненного объема пласта использован метод материального баланса. Конечный коэффициент нефтеизвлечения по объекту составит 0.58 при охвате процессом 0.707.

Для изучения состояния выработки запасов нефти XVII+XVIIa пластов были использованы участки, границы которых были проведены по линиям нагнетательных рядов скважин, а также по границам блоков (см. Г.П.____ ).

Результаты расчетов так же приведены в табл. 22 и рис.6.

Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что основные остаточные запасы нефти залежей XVII+XVIIa пластов сконцентрированы в пределах участков 2 (II блок), 3, 4, 5 (северная часть блока III), 8 (восточная часть блока III), 12 (южная часть блока III), 13 (блок IV) и 14 (блок V).

Изучение выработки запасов по пропласткам не производилось в связи с тем, что при пересчете запасов нефти и газа подсчетные планы составлены отдельно по каждому пласту, а также недостаточный объем геолого-промысловых данных. Однако, учитывая результаты геофизического материала скважин, пробуренных в последнее время, а также результаты предыдущих анализов разработки местородения следует отметить, что XVIIa пласт и подошвенная часть XVII пласта характеризуются низкой степенью выработки запасов.

По залежи III блока XVIII пласта текущий коэффициент охвата заводнением составил 0.562 и объясняется геолого-физической характеристикой пласта (неоднородность, физико-химические свойства нефти), а также условиями разработки.

Замечено,что XVIII пласт разрабатывался более высокими темпами годовых отборов, рис.6, чем залежи XVII+XVIIa пластов. Основные извлекаемые запасы нефти (60%) отобраны за 1964-1969 гг. Динамика показателей разработки на данном этапе типична для залежей, разрабатываемых на естественном режиме. Начатое с 1980 г. очаговое заводнение способствовало стабилизации годового темпа падения добычи нефти. Однако, превращение в 1993 г.XVII+XVIIIa+XVIII пластов в единый эксплуатационный объект наложило определенный отпечаток в учете продукции скважин по пластам рис. 4.

Таблица 13 - Достигнутые величины нефтеотдачи и охвата заводнением ( по состоянию на 1.01.2002 г.)

Блок

участок

балансовые запасы

нефти,

тыс. т

накопленная добыча,

тыс. т

нефте-

отдача,

%

Активн. запасы нефти,*

тыс. м3

коэффиц охвата заводнен.

доли ед.

накопленн отбор жидк в пласт усл

тыс. м3

объем прокач. жидкости

доли ед.

нефти

воды

I

II

III

IV

V

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1213

14

447

544

1962

1003

2404

984

1498

1740

1970

1112

2522

2753

1276

629

20844

258

242

905

490

1198

543

787

959

1105

624

1397

1504

572

249

10834

255

220

1178

689

2236

1625

1408

2752

2797

1886

4851

3241

411

251

23797

57.8

44.5

46.1

48.9

49.8

55.2

52.5

55.1

56.1

56.1

55.4

54.6

44.8

39.6

52.0

367

446

1609

822

1971

807

1228

1427

1615

912

2068

2257

1046

516

17092

0.704

0,543

0.563

0.596

0.608

0.673

0.640

0.672

0.684

0.684

0.675

0.666

0.547

0.483

0.634

574

520

2297

1295

3717

2296

2380

3937

4163

2657

6577

5100

1118

559

37188

1.3

1.0

1.2

1.3

1.6

2.4

1.6

2.3

2.1

2.4

2.6

1.9

0.9

0.9

1.8

Всего по

XVII+XVIIa пласту

Рис. 5 - Оценка эффективности процесса разработки

Развитие системы заводнения залежи ХVII+ХVIIа пластов по пути ее усиления и повышения эффективности происходило в следующие этапы:

1965 - 1969 гг.- приконтурное заводнение;

1969 - 1981 гг. - приконтурное + осевой разрезающий ряд;

1981 - 1991 гг. - осевой + поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин;

1991 - по настоящее время - изменение направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП), рис. 6, Г.П.____

По залежи XVIII пласта в 1966-1973 гг. осуществлялось приконтурное заводнение. Технологический эффект составил 15.6 тыс. т. В связи с низкой эффективностью процесса закачка была прекращена и возобновлена в 1982 г (очаговое заводнение). Технологическая эффективность воздействия с начала разработки по залежам месторождения составила 3766.9 тыс. т нефти или 16.3% от начальных балансовых запасов обоих объектов.

Таблица 14 - Расчетные зависимости для определения эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки

Пласт

Вид мероприятий

Вид уравнений

XVII+XVIIа

приконтурное

1,2094

Eqрасч=165.4е(1-2/t)

осевой ряд

1,11898

Eqрас=316.0e(1-4/t)

блоковая

0,85233

Eqрасч=760.7е(1-18/1)

ИНФП

0,89264

Eq=849.1е(1-26/t)

XVIII

очаговое

0,'38094

Eq=199.3е(1-15/t)

Нефтяные залежи XVIIIa, ХХ+ХХа и XXI пластов разрабатываются на естественном режиме, преимущественно на режиме растворенного газа. Достигнутые величины нефтеизвлечения составили 10.5 (VI блок ХХ+ХХа пласты) - 34.1% (XVIIIа пласт). Различие в коэффициентах нефтеизвлечения объясняется плотностью сетки скважин и местоположением скважин на структуре

Согласно технико-экономическим расчетам, раздел 3, основные остаточные запасы нефти сконцентрированы в залежах ХVIIIа пласта, ХХ+ХХа пластов (VII и VIII блоки) и XXI пласта Х блока.

На основании проведенного анализа разработки можно сделать следующие выводы:

Как видно из рис. 7, Г.П.____ характеристики вытеснения показывают высокую активность системы заводнения месторождения Колендо. В процессе разработки залежи выяснилось, что повышенная вязкость нефти месторождения не оказала решающего влияния на характеристику вытеснения; однако переход к более активной системе способствовал улучшению характеристики вытеснения данной залежи и позволил сохранить высокие темпы разработки в течение всего периода разработки.

Показатели разработки месторождения по пластам за анализируемый период ХVII+ХVIIа пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 39.6 до 57% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.904 - 0.983.

Неравномерность в выработке запасов нефти объясняется различной интенсивностью системы воздействия в II, IV и V блоках.

Залежь II блока в настящее время в разработке не участвует по причине выбытия фонда скважин из-за обводнения и технического состояния.

Анализ выработки запасов свидетельствует о том, что основные остаточные запасы нефти, помимо указанных выше блоков, сосредоточены в северной, восточной и южной части структуры III блока.

Кроме того, XVIIа пласт и подошвенная часть XVII пласта характеризуются низкой степенью выработки запасов нефти.

2. За весь период воздействия на залежи дополнительно добыто 3696.6 тыс. т нефти. Основной прирост получен за счет приконтурного и осевого разрезающего нагнетательного ряда. В настоящее время основной прирост добычи нефти осуществляется за счет блоковой системы разработки с проведением мероприятий по смене направлений фильтрационных потоков жидкости путем изменения объемов нагнетания.

3. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется следующими показателями: при общем снижении в этот период добычи жидкости отмечается падение добычи нефти с 84.3 до 47.8 тыс.т и рост обводненности продукции с 93.8 до 95.6%. Объемы нагнетания рабочего агента в течение 1991-2005 гг. практически постоянны. Снижение отбора жидкости обусловлено выбытием скважин из эксплуатации по техническим причинам и снижением коэффициента использования скважин.

4. Основным направлением в области разработки является проведение мероприятий по смене фильтрационных потоков жидкости путем изоляции обводнившихся пропластков, дострелов и перестрелов пластов, переноса фронта нагнетания.

Рис. 6

Рис. 7

Таблица 15 - Эффективность воздействия на пласт

Годы

Технологический эффект от основных мероприятий, тыс. т

ХVII+XVIIа пласт

XVIII пласт

Всего

в том числе:

годов.

накопленный

от приконтурного ряда

от разрезающего ряде

от блоковой системы

от измен, фильтрац. потоков

годовой

накопл

енный

годовой

накоплен

ный

годовой

накоплен

ный

годов.

накопленный

годовой

накоплен

ный

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1967

1968

1969

1970

1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

74.0

278.1

195.7

159.2

170.2

190.8

222.3

162.8

208.7

300.2

256.0

228.8

273.4

198.3

112.6

99.7

93.9

77.4

60.8

58.3

60.9

44.7

41.3

25.2

22.6

23.0

19.1

18.2

20.4

74.0

352.1

547.9

707.1

877.3

1068.0

1290.3

1453.1

1661.8

1962.0

2218.0

2446.9

2720.3

2918.6

3031.2

3130.8

3224.7

3302.1

3362.9

3421.2

3482.1

3526.8

3568.1

3593.3

3615.9

3638.9

3658.0

3676.2

3696.6

74.0

278.1

195.7

159.2

166.5

132.6

112.3

57.9

65.5

81.3

75.0

88.1

65.4

54.4

44.2

38.4

34.8

29.7

27.0

22.3

18.7

10.0

6.9

4.1

3.3

4.9

1.8

0.5

0.9

74.0

352.1

547.9

707.1

873.6

1006.2

1118.5

1176.4

1241.9

1323.2

1398.2

1466.3

1531.7

1586.2

1630.4

1668.8

1703.7

1733.3

1760.3

1782.6

1801.3

1811.2

1818.1

1822.2

1825.5

1830.3

1832.1

1832.6

1833.6

3.7

58.2

110.0

104.9

143.2

218.8

181.1

160.7

208.0

143.8

68.4

47.3

36.4

27.2

22.1

16.6

12.8

12.7

10.0

7.8

6.9

7.3

5.5

4.7

4.6

3.7

61.8

171.8

276.7

419.9

638.8

819.8

980.5

1188.5

1332.4

1400.8

1448.1

1484.4

1511.6

1533.8

1550.4

1563.2

1575.9

1585.9

1593.7

1600.6

1608.0

1613.5

1618.2

1622.8

13.9

22.7

20.5

11.7

19.4

29.5

22.0

24.4

13.3

12.5

10.6

10.5

10.1

10.0

13.9

36.6

57.1

68.8

88.2

117.7

139.7

164.1

177.4

189.8

200.4

210.9

221.0

231.0

0.0

0.2

1.3

2.9

4.8

0.0

0.2

1.5

4.4

9.2

6.0

3.8

3.4

5.8

6.7

4.6

5.7

3.3

3.9

3.5

2.9

3.0

2.8

1.4

6.0

9.9

13.2

19.0

25.7

30.3

35.9

39.3

43.2

46.6

49.6

52.6

55.4

56.8

XVIII пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 18.7 до 41.6% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.872-0.973.

Неравномерность в выработке запасов нефти объясняется различием в системе разработки. Основные остаточные запасы нефти сконцентрированы в IV блоке.

2. За весь период воздействия дополнительно добыто 70.3 тыс. т нефти. Основной прирост нефти получен за счет очагового заводнения (56.8 тыс. т).

3. Разработка залежей за 1990 - 1995 гг. характеризуется следующими показателями: при общем снижении в этот период добычи жидкости и объемов нагнетания отмечается падение добычи нефти с 7.4 до 3.0 тыс. т и рост обводненности продукции с 83.4 до 95.6%.

Снижение отбора жидкости обусловлено выбытием скважин из эксплуатации по техническим причинам и снижением коэффициента использования скважин.

Следует отметить, что из 5 действующих скважин 4 эксплуатируются совместно с ХVII+XVIIа пластами. Возможно, неправильный учет продукции является основной причиной снижения годовой добычи.

Необходимо проведение работ по изоляции XVII+XVIIа пластов

ХVIIIа пласт

1. Текущая нефтеотдача составила 34.1% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.761.

2. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется следующими показателями: при общей стабилизации годовых объемов добычи жидкости отмечаются практически постоянные отборы нефти 3.1 - 4.4 тыс.т и рост обводненности продукции с 87.6 до 95.3%, что обеспечено бурением резервных скважин.

3. Доразработку залежи рекомендуется осуществлять существующим фондом скважин.

ХХ+ХХа пласты

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 10.5 до 30.8%.

Залежи нефти VI, VIII, VII, Х и XI блоков в разработке не участвуют по причине выбытия фонда скважин из-за их обводнения

Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в VII и VIII блоках.

2. Действующий фонд скважин не в состоянии решить задачи выработки остаточных запасов нефти в VII, VIII блоках. Для их выработки требуется бурение дополнительных скважин.

XXI пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 4.8 до 29.1%.

Залежи нефти VI и XI блоков в разработке не участвуют по причине выбытия фонда скважин из-за их обводнения

Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в VIII и Х блоках.

2. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется ростом годовых объемов добычи нефти и жидкости, что обусловлено бурением скважин.

3. Действующий фонд скважин не в состоянии решить задачу выработки остаточных запасов нефти в Х блоке. Дальнейшую разработку залежей VII и XII блоков рекомендуется продолжить существующим фондом скважин.

4.4 Выделение эксплуатационных объектов

В настоящее время пласты объединены в 7 эксплуатационных объектов: ХVII+XVIIа, XVIII, ХVIIIа, XIX, ХХ+ХХа , XXI и XXII, из которых первый является основным. Практически все объекты находятся на поздней стадии разработки и характеризуются относительно высокой степенью выработки запасов и обводненности.

Рекомендуется оставить существующие на месторождении объекты разработки без изменения.

4.5 Выбор расчетных вариантов разработки

Основными направлениями совершенствования разработки эксплуатационных объектов месторождения Колендо являются усиление систем заводнения и повышение темпов выработки запасов. Для реализации поставленной задачи проектируется проведение следующих мероприятий по регулированию разработки;

- перенос фронта нагнетания путем создания дополнительных очагов заводнения;

- изменение направлений фильтрационных потоков жидкости;

- бурение дополнительных скважин;

- применение закачки мицелярных растворов.

По залежам ХVII+XVIIа пластов предполагаются следующие варианты:

Вариант 1 (базовый) - предусматривает разработку залежей при существующей системе разработки. Фонд скважин на проектируемый период 50, в том числе 30 добывающих и 20 нагнетательных.

Вариант 2 предусматривает доразработку залежи на естественном режиме, т. е. прекращение закачки воды. Фонд на проектируемый период - 30 добывающих скважин.

По залежам XVIII пласта рассмотрен вариант 1 (базовый) предусматривает разработку залежей при существующей системе разработки. Фонд скважин на проектируемый период 8, в том числе 6 добывающих и 2 нагнетательные.

Для нефтяной залежи XVIIIа пласта рассмотрен вариант при сложившейся системе разработки.

По залежам ХХ+ХXа и XXI пластов предусматриваются следующие варианты:

Вариант 1 предусматривает разработку всех эксплуатационных объектов при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 2 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин.

Вариант 3 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием.

Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. В промышленную разработку месторождения введено в 1964 (ХVII пл.). В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI, а в 1969 году - залежь ХХII пласта.

В период с 1962 по 1966 годы эксплуатация залежи ХVII пл. производилась на естественном режиме растворенного газа за счет энергии газовой шапки ХVII горизонта.

В 1966 году началась разработка газовых залежей V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI, ХVIа.

В 1965 году начали организовывать систему ППД (приконтурное заводнение), что явилось ошибочным решением, т.к.:

- во-первых, пренебрегли разностью напоров инфильтрационных и элизионных потоков;

- во-вторых, на раннем этапе разработки не использовалась энергия свободного высоконапорного газа и не сохранялась энергия газовой шапки ХVII пл.;

В 1972 году было принято решение с естественного режима растворенного газа перейти на бескомпрессорный газлифт, используя свободный газ вышележащих газовых горизонтов и газовую шапку ХVII пл. Также с 1969 года начала применяются комбинированная система заводнения (приконтурное + осевой разрезающий ряд); безкомпрессорный газлифт дал определенный эффект по увеличению добычи нефти в связи с тем, что позволил увеличить депрессию на пласт в условиях значительно пониженных значений пластового давления после первого этапа разработки. Но быстрое обводнение и снижение пластового давления газовых залежей поставило предприятие перед выбором между сохранением газлифта и естественным режимом разработки. В 1976 году было принято решение о разворачивании газокомпрессорной станции и в 1978 году месторождение Колендо было практически полностью переведено на компрессорный газлифт. Был построен газопровод Оха - Колендо для обеспечения газом в полном объеме, т.к. добыча свободного газа была уже прекращена, а объема растворенного газа не достаточно.

Эксплуатация газлифтным способом стабилизировало уровень добычи нефти на непродолжительном этапе. Далее наблюдался рост обводненности продукции и плавное снижение уровней добычи нефти. С 1981 по 1991 г.г. применяются осевые и поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин, что позволило повысить пластовые давления с 90 до 110 кг/см2 и удерживать их на одном уровне по настоящее время.

С 1991 года по настоящее время применяется метод изменения направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП). Большая часть фонда скважин до сих пор работают газлифтом, доля циркуляционного (попутного) газа в системе составляет 75%. В данный момент эксплуатация месторождения компрессорным газлифтом при низких уровнях добычи нефти не эффективно.

Фактические показатели разработки резко отличны от проектных. Это связано, прежде всего, с ошибочно выбранным методом заводнения, не учитывающим гидродинамические особенности месторождения. На мой взгляд, основной причиной является потеря энергии газовой шапки ХVII пл. и нецелесообразное использование свободного и растворенного газа на первом этапе разработки.

Исходя из представленного материала очевиден вывод, что допущенные на первоначальном этапе ошибки не позволили стабильно и долговременно использовать природные преимущества месторождения Колендо, таким образом, эффективность разработки оценивается как низкая.


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.