Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 28.04.2015
Размер файла 1,1 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

56

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа содержит 92 страницы, 9 рисунков, 17 таблиц, 8 источников.

Ключевые слова: Вахское месторождение, система разработки, геолого-физическая характеристика месторождения, стратиграфия, запасы, фонд скважин, оператор по добыче нефти и газа.

Объектом исследования является Вахское нефтяное месторождение.

Цель работы - проведение анализа системы разработки Вахского нефтяного месторождения и обоснование эффективности проведения геолого-технических мероприятий.

В процессе исследования проводились анализы и сопоставления данных по Вахскому месторождению.

В результате исследования проведён сбор, обобщение и переработка информации по данным текущего состояния месторождения. Рассмотрен текущий вариант разработки месторождения.

Экономическая эффективность работы заключается в расчёте эффективности данного технологического варианта разработки.

В будущем планируется ещё более детальное рассмотрение процесса разработки Вахского нефтяного месторождения.

Для выполнения выпускной квалификационной работы использовался текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в Microsoft Exсel; рисунки - графические программы Adobe Photoshop и Microsoft Paint. Презентация подготовлена с помощью Microsoft Power Point.

СОДЕРЖАНИЕ

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
  • 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
  • 2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ
  • 2.2 Стратиграфия
    • 2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения
    • 2.4 Коллекторские свойства
    • 2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды
  • 2.6 Характеристика запасов нефти
  • 3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
  • 3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения
  • 3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения
  • 3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации
  • 3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы
  • 3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении
    • 4. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
    • 4.1 Методология экономической оценки
    • 4.2 Капитальные вложения
    • 4.3 Эксплуатационные затраты
    • 4.4 Налогообложение юридических лиц
    • 4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки
    • 4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения
    • 4.7 Анализ чувствительности проекта
      • 4.8 Выводы по анализу чувствительности
  • 5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ОПЕРАТОРА ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
    • 5.1 Введение
    • 5.2 Анализ вредных факторов производственной среды
    • 5.3 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению
    • 5.4 Региональная безопасность
    • 5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений
    • 5.6 Безопасность в чрезвычайные ситуации
    • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
    • СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого - промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что в свою очередь требует привлечения капитальных вложений.

Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.

ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 1.01.2014 г. 380 млн.т. нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С1 и С2.

Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.

Характерными чертами современного состояния сырьевой базы являются:

§ Высокая выработка запасов - 48,3%;

§ В разработку вовлечено более 98% запасов категории С1.

На месторождениях, выработанность которых превышает 50%, сосредоточено 43,6% остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счет новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.

Актуальность данной работы обусловлена отсутствием работ, посвященных детальному анализу эффективности разработки Вахского месторождения.

Целью данной дипломной работы является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.

К основным вопросам, рассматривающимся в данной работе, относятся следующие: общие сведения о месторождении, рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения, нефтеносность и строение залежей нефти, состав пластовой жидкости, структура нефтедобывающих и нагнетательных скважин, фактические и прогнозные показатели работы фонда нефтяных скважин, анализ пообъектной характеристики месторождения, анализ эффективности внедрения технологии ГРП и других методов увеличения нефтеотдачи, анализ эффективности существующей системы разработки.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

нефть газ скважина пласт

Вахское месторождение открыто в 1964г., введено в разработку в 1976г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113км восточнее от г. Нижневартовска и в 80км от г. Стрежевого (рис.1.1). Включает в себя следующие площади: Вахская, Северо-Вахская, Восточно-Вахская и Кошильская.

В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.

Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров.

Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская.

Для завозки грузов на Вахское месторождение основным видом транспорта в летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт. Бетонная дорога Стрежевой - вахтовый Вахский поселок протяженностью 95км введена в действие с 1988г. На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, промысловые базы), к остальным - грунтовые.

Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск - Александровское - Анжеро-Судженск.

Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС - Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%.

На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.

Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.

Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца - июля - +17,50С, средняя температура наиболее холодного месяца января -21,50С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -510С, абсолютный максимум - на июль +300С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.

Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаежной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.

Промышленную разработку Вахского месторождения ведет ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензий на право пользования участком недр ХМН 00344 НЭ от 06.06.1996г. и ТОМ 00048 НЭ 06.09.98г.[1]

Рисунок 1.1 - Обзорная карта Вахского месторождения

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

Геологоразведочные работы на Вахском месторождении проводились в 3 этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ (1947-1957 гг.), поисковые и детальные геолого-геофизические работы (1957-1954, 1983-1985 гг.), поиски и разведку залежей нефти и газа на Вахской и Северо - Вахской (1954-1970 гг.), Восточно - Вахской (1983-1986 гг.).

В 1963-1964 годах сейсмической партией 5/63-64 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение Вахская структура. Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта поисково-разведочного бурения на Вахском поднятии.

Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю1 (пласты Ю11, Ю12) были открыты бурением скважины 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179 - 2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24.7 м3/сут на 8 мм штуцере.

В 1980-1985 гг. детальными сейсморазведочными работами изучены восточный и южный борта Вахской структуры, детализированы и подготовлены к глубокому бурению Восточно- и Южно-Вахская структуры.

В 1983 году на Восточно-Вахской структуре была пробурена разведочная скважина 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю1 и верхнюю часть разреза тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю1 получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При испытании горизонта Ю2 в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м3/сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен.

Бурением этой скважины были подтверждены высокие перспективы Восточно- Вахской площади и целесообразность планирования и проведения разведочных работ. В 1984 году с целью разведки выявленной залежи был составлен “Проект разведки Восточно-Вахской площади глубоким поисково-разведочным бурением “

Промышленная нефтеносность пластов Ю13 и Ю32 Северо-Вахской площади доказана результатами бурения скважины 23Р в 1967 г. Поднятие детализировано работами с/п 1/87-89 ОАО «Тюменнефтегеофизика» (ТНГФ).

В 1984-1985годах с/п 1/84-85 ТНГФ детально изучено геологическое строение Криволуцкого вала и уточнено строение Вахской террасы - Кошильская структура.

Поисковое бурение на Кошильском поднятии было начато в 1987 году. Первая поисковая скважина 301 является первооткрывательницей Кошильского месторождения, которое в таком статусе существовало до 1995 года.

В 1995 г. оно переименовано в Кошильскую площадь Вахского месторождения.

В 1994 году Кошильское месторождение было передано с баланса ГГП «Мегионнефтегазгеология» на баланс ПО «Томскнефть» (Протокол ЦКЗ СССР №19 от 23.03.94г.).

Промышленная нефтеносность площади в пределах лицензионного участка ОАО «Томскнефть» доказана опробованием пластов Ю11 и Ю13 скважины 304Р в 1989 году.

Дальнейшими геологоразведочными работами было установлено, что залежи Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской и Кошильской структур объединяются в единое Вахское месторождение.

С 1960 по 1970 гг. глубокое бурение на месторождении проводили Сургутская НРЭ (нефтеразведочная экспедиция), затем Мегионская, Александровская и Васюганская НРЭ Министерства геологии СССР.

Результаты геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания месторождения легли в основу отчетов по подсчету запасов, рассмотренных ГКЗ ССР в 1970, 1988 и 1999г.г.

В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на Вахской и Кошильской площадях [2].

2.2 Стратиграфия

Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рис.2.1).

В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период наиболее приподнятой частью территории выделялась Южно-Вахская площадь. Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. 11р) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.

В пределах восточного борта Восточно-Вахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями [5].

Рисунок 2.1 Геологический разрез Вахского месторождения

Доюрские образования

На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами №№ 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку предполагается развитие верхне-девонских известняков, т.к. в скважине № 330р Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинисто-кремнисто-известковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном) пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично характеризует только центральный блок исследуемой территории. В действительности его строение представляется более сложным и дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.

Юрская система - J

Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. нижний и средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего - выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита - J1-2

Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю3 и Ю2. В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю3 батского возраста общей толщиной 46-96м расчленен на четыре пласта: Ю31, Ю32, Ю33, Ю34. В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды формирования пластов Ю34 и Ю32 Северо-Вахская площадь испытывала наибольший подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему развитию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю33 и Ю31 происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пойменные фации.

Региональный горизонт Ю2 келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю21 и Ю22, формировался в переходной лагунно-дельтовой обстановке, определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских.

В подошве пласта Ю22 нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с линзочками угля и углисто-глинистой породой.

В подошве вышележащего песчаного пласта Ю21 отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее вероятно, что формирование пласта Ю22 происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю21 - в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинисто-алевритовые отложения.

Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.

Васюганская свита - J3

Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи келловей-оксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (2-6м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных - лагунных условиях.

Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную - пласт Ю13 иверхнюю, песчано-глинистую - пласт Ю12. Разделы пластов Ю12 и Ю13 представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными песчаниками.

Пласт Ю13 характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.

Пласт Ю12 представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углисто-слюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны - субаэральная часть дельтовой равнины.

Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурно-литологического состава она относится к континентальным отложениям.

Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю1 и Ю1. Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю11 связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.

Георгиевская свита - J3

Литологически разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.

Толщина отложений свиты от 0 до 6 м

Баженовская свита - J3

Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю1.

Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20м.

Меловая система - К

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем - покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Мегионская свита - К1b+v

На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской свиты, представленные в нижней части темно-коричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.

Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская свита.

В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено три песчаных пласта: Ач1, Ач2, Ач3, разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа, где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподобных проявлений.

В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б10 и Б8.

Вартовская свита - К1h-br

Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях.

Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м.

Алымская свита - К1а

Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А1 толщиной 16-20 м.

Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темно-серыми до черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему горизонту.

Толщина подсвиты составляет 20-35 м.

Покурская свита - К1-2a+al

Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темно-серые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темно-серого плотного известняка.

В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически связанную систему.

Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.

Толщина свиты 630-650 м.

Верхний мел и палеоген - К2

Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.

Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.

Четвертичная система - Q

Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с прослоями буровато-серых песчано-алевритовых глин, суглинков и супесей, торфяником.

Толщина отложений системы 40-55 м.

2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала (рисунок 2.2).

По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном - слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.

Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10 м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел- коллекторов продуктивных пластов [2].

Рисунок 2.2 Геолого - геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю1-2-3

2.4 Коллекторские свойства

Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю1 по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 - проницаемости и 143 - остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 - проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю1 - 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю1, Ю21 и Ю31, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю11 наилучшей проницаемостью выделяется Ю1 и по пласту Ю11 в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю2+31, соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю11.

Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13 - 0,24) шире по Ю2+31, по выборке Ю11 представлена более узким интервалом значений 0,14 - 0,215.

Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю1 и Ю1 несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю2+31.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю111 + Ю1) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю21 - на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю31 - на Вахской и Восточно-Вахской площадях.

Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 - проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю1 + Ю1.

Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю11 и Ю2+31, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю11, для нижнего различия весьма существенны.

В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю11 - 0,035 мкм2, Ю2+31 - 0,020 мкм2, что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.

По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.

Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю1 Вахской площади и Ю1 Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.

В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю1 Восточно-Вахской площади, Ю1 - Ю21 Вахской и Ю31 - Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.

По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.

Пласты горизонта Ю1 охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.

Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю1А+Б1, Ю2+31), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю1 к Ю31) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.

Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю1А+Б1 Вахской, а также пласты Ю2+31- Восточно-Вахской площадей.

Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10 - 20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю1, Ю1, Ю21, Ю31 между собой различаются не столь разительно (0,05 - 0,08 мкм2) как между объектами: Ю11 - 0,108 мкм2 и Ю2+31 - 0,026 мкм2. Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС - четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.

Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактеризованы неравномерно и недостаточно. По-существу исследован керн одной скважины Восточно-Вахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю1+23 и Ю31 определений по Ю3+43. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002 - 0,003 мкм2 при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм2. Этого объема исследований, очевидно, далеко не достаточно для представления средних фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Фильтрационно-емкостные свойства пород тюменской свиты с требуемой полнотой представлены только по данным ПГИ. При этом наибольшей средней проницаемостью (0,012 мкм2) характеризуется пласт Ю23, который среди продуктивных пластов тюменской свиты выделяется как основной объект разработки, содержащий наибольшие запасы нефти. Его проницаемость на 30% превышает среднюю проницаемость объекта Ю2+31 . По остальным частям тюменской свиты проницаемость существенно ниже; средние значения составляют 0,04 - 0,007 мкм2 . Величина открытой пористости практически идентична средним верхних объектов Ю11 и Ю2+31.

По данным немногочисленных гидродинамических исследований, проведенных в 7 скважинах, имеются сведения (КВД) только по пластам Ю1+23, Ю23, по ним максимальное значение достигает 0,01 мкм2 [3].

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Согласно исследованиям пластовой нефти, прежде всего проявляется значительная недонасыщенность нефти газом, в связи с этим наблюдается низкий объемный коэффициент (1,216 - 1,237) и высокий коэффициент пережатия (давление насыщения почти вдвое ниже начального пластового) (Таблица 2.3).

Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое - легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2 -3 %), малосернистые.

Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66 - 68 %) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов (Таблица 2.5).

Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией (Таблица 2.6).

Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и исследований не проводилось.

При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.

Таблица 2.3 Свойства пластовой нефти

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Пластовая температура С0

91

Давление насыщения МПа

8

Газосодержание, м3/т

86,5

Газовый фактор,м3/т

71,6

Объемный коэффиецент при дефференциальном разгазировании,м3/м3

1,237

Плотность пластовой нефти Мпа*с

738,9

Вязкость пластовой нефти Мпа*с

1,22

Количество определений

однократного разгазирования

диффер.

55

Разгазир.

17

Таблица 2.4 Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей.

Параметры

Вахское

Ю1

Ю1

Ю2

Плотность, г/см3

0,845

0,848

0,849

Температура застывания,С0

-15,8

-17

-12,7

Содержание,%

Серы

0,54

0,54

0,42

Смол

6,82

7,03

7,78

Асфальтенов

1,83

2,1

2,6

Парафинов

2,26

2,99

2,73

Вязкость, мПа*с при 20С0

7,67

7,19

10,3

При 50С0

3,53

3,45

4,28

Выход фракций,% объемный

100С0

5

9

4

150С0

18

29

13

200С0

30

33

25

300С0

51

54

48

Таблица 2.5 Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Углекислый газ

1,18

Азот+редкий в т.ч.гелий

1,4

Метан

66,24

Этан

8,59

Пропан

12,34

Изобутан

1,9

Нормбутан

5,57

Изопентан

0,88

Остаток (С6 и выше)

0,65

Молекулярная масса

26,01

Плотность,кг/м3

1,09

Таблица 2.6 Характеристики закачиваемой сеноманской и пластовой воды

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Пластовая вода:

плотность,г/см3

1,022

общая минерализация,г/л

36

Сеноманская вода:

плотность,г/см3

1,01

общая минерализация,г/л

9,4

2.6 Характеристика запасов нефти

Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г. (Протокол №10484 от 30.08.1988 г.), в 1999 г. (Протокол №519 от 04.06.1999 г.) и в 2011 году (Протокол №2545 от 19.08.2011 г.).

Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов…" Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений.

Утвержденные ГКЗ РФ при последнем подсчете запасы нефти в целом по Вахскому месторождению (с учетом нераспределенного фонда) составили:

категории В+С1 геологические - 303 480 тыс.т;

извлекаемые - 101 564 тыс.т;

категории С2 геологические - 10 885 тыс.т;

извлекаемые - 3 400 тыс.т.

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составили 21 329 млн.м3, начальные извлекаемые - 8 248 млн.м3.

Запасы учтены по шести подсчетным объектам. Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 год представлены в таблице 2.8. На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4, М, представленным на пяти площадях месторождения: Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской, Южно-Вахской и Кошильской (в 2011 г. деление на пять условных площадей отменено и выделено две площади: Вахская и Кошильская, разграниченные глубинным тектоническим нарушением). На 01.08.2013 г. в целом запасы Вахского месторождения, находящиеся на государственном балансе, включая нераспределенный фонд, составили:

категории В+С1 геологические - 300 750 тыс.т;

извлекаемые - 95 873 тыс.т;

категории С2 геологические - 31 912 тыс.т;

извлекаемые - 3 523 тыс.т.

На 01.08.2013 г. по пласту Ю11 остаточные геологические запасы нефти равны 71717 тыс.т, извлекаемые - 10403 тыс.т, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) (В+С1) составил 0.248 д.ед. при накопленной добыче 23578 тыс.т. Для пласта Ю12+3 остаточные геологические запасы составили 152950 тыс.т. нефти, извлекаемые - 30707 тыс.т, текущий КИН равен 0.161 д.ед. при накопленной добыче 28037 тыс.т [4].

Рисунок 2.7 Распределение запасов и накопленная добыча по пластам в тыс. тонн на 01.08.2013 г.

Запасы пласта Ю21+2 относятся только к непромышленной категории С2, поэтому текущий КИН равен нулю, а остаточные запасы пласта соответствуют начальным: 44 тыс.т геологических и 7 тыс.т извлекаемых.

Остаточные геологические запасы пласта Ю31+2 оцениваются в 28199 тыс.т, извлекаемые - в 5778 тыс.т нефти, текущий КИН по категории В+С1 равен 0.165 д.ед. при накопленной добыче нефти на 01.08.2013 г. в 5252 тыс.т. Для пласта Ю33+4 остаточные геологические запасы нефти составляют 3997 тыс.т, извлекаемые - 1044 тыс.т, текущий КИН - 0,020 д.ед. при накопленной добыче 48 тыс.т нефти. В целом по Вахскому месторождению на 01.08.2013 г. остаточные геологические запасы по категории В+С1 составили 246565 тыс. т, извлекаемые - 44649 тыс.т; категории С2: геологические - 10885 тыс.т нефти, извлекаемые - 3400 тыс.т. Текущий КИН по месторождению равен 0.188 д.ед.

Таблица 2.8.Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 г. [1]

Пласт

Площадь

Начальные запасы нефти, тыс.тонн

Начальные запасы нефти, тыс.тонн

Текущие запасы нефти, тыс.тонн

Утв.ГКЗ МПР России

на государственном балансе

(протокол №2545 от 19.08.2011 г.)

на 01.01.2011 г.

на 01.08.2013 г.

Геологические

Извлекаемые

КИН

Геологические

Извлекаемые

КИН

Геологические

Извлекаемые

Текущий КИН, д.ед.

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Ю11

Вахская

85318

302

30886

83

0,362

0,275

-

-

-

-

-

-

62859

302

8427

83

0,263

Кошильская

9675

-

3012

-

0,311

-

-

-

-

-

-

-

8556

-

1893

-

0,116

Ю11

Вахская

85318

302

30886

83

0,362

0,275

-

-

-

-

-

-

62859

302

8427

83

0,263

Кошильская

9675

-

3012

-

0,311

-

-

-

-

-

-

-

8556

-

1893

-

0,116

Кошильская

26093

7061

5931

2356

0,227

0,334

-

-

-

-

-

-

25960

7061

5798

2356

0,005

Итого по Ю12+3

173926

7061

56388

2356

0,324

0,334

173032

16880

53981

1702

0,312

0,101

145889

7061

28351

2356

0,161

Ю21+2

Вахская

-

44

-

7

-

0,159

-

-

-

-

-

-

-

44

-

7

0

Итого по Ю21+2

-

44

-

7

-

0,159

1620

3792

162

342

0,100

0,090

-

44

-

7

0

Ю31+2

Вахская

31837

36

10568

9

0,332

0,250

-

-

-

-

-

-

26585

36

5316

9

0,165

Кошильская

15

1563

4

449

0,267

0,287

-

-

-

-

-

-

15

1563

4

449

0

Итого по Ю31+2

31852

1599

10572

458

0,332

0,286

29506

1353

9566

121

0,324

0,089

26600

1599

5320

458

0,165

Ю33+4

Вахская

2345

273

632

38

0,270

0,139

-

-

-

-

-

-

2297

273

584

38

0,020

Кошильская

-

1427

-

422

-

0,296

-

-

-

-

-

-

-

1427

-

422

0

Итого по Ю33+4

2345

1700

632

460

0,270

0,271

2539

1744

229

157

0,090

0,090

2297

1700

584

460

0,020

М

Кошильская

364

179

74

36

0,203

0,201

440

649

88

130

0,200

0,200

364

179

74

36

0

ИТОГО по Вахскому месторождению

303480

10885

101564

3400

0,335

0,312

300750

31912

95873

3523

0,319

0,110

246565

10885

44649

3400

0,188

2

Размещено на http://www.allbest.ru/

59

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

За истекший период по Вахскому месторождению выполнено девять проектных документов.

1. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1976. - 34 с., протокол №423 от 18.02.76г. Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР МНП).

2. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1980. - 100 с., протокол №873 от 27.08.80г. ЦКР МНП.

3. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1983. - 33 с., протокол №1060 от 14.12.83г. ЦКР МНП.

4. Проект пробной эксплуатации объекта Ю22 Северо-Вахской залежи Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1989. - 45 с., протокол №798 от 15.05.89г. ЦКР "Томскнефть".

5. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. - 166 с., протокол №1410 от 27.03.91г. ЦКР МНП.

6. Технологическая схема разработки Вахского нефтяного месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. -1045 с., протокол №1467 от 25.03.92г. ЦКР МНП.

7. Анализ и уточнение технологических и технико-экономических показателей разработки месторождений ОАО'ТомскнефтьВНК", отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, том 2 кн.2,.Томск,1999, протокол №2425 от 22.09.99г. ЦКР МИНЭНЕРГО РФ.

8. Проект разработки Вахской группы месторождений отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, Томск, протокол №412 от 23.04.03г. ТО ЦКР по ХМАО.

9. Анализ разработки Вахского месторождения, Тюмень 2006, протокол №823 от 24.10.2006г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО.

Месторождение введено в разработку в 1976 г. в соответствии с технологической схемой, составленной на разведанные на тот период запасы нефти Вахской и Северо-Вахской площадей с выделением одного объекта Ю11+2+3 разработки.

В уточненной технологической схеме 1980г. обосновано разукрупнение указанного объекта на два: Ю11 и Ю12+3.

В период 1980-91 гг. разработка месторождения осуществлялась, руководствуясь основными технологическими решениями, изложенными в технологической схеме и проекте пробной эксплуатации объекта Ю31+2. В технологической схеме на каждый из объектов Ю11 и Ю12+3 скважины размещены по девятиточечной (обращенной) системе с расстоянием между скважинами 600х600 м, в проекте пробной эксплуатации на объект Ю31+2 Северо-Вахской площади принято трехрядное размещение скважин (с переходом впоследствии на блочно-замкнутую) с расстоянием между скважинами 500 м.

В 1991 составлен «Проект разработки Вахского месторождения», утвержденной ЦКР по разработке Минтопэнерго РФ, в качестве технологической схемы в марте 1992 года. Документ предусматривал:

· выделение пяти эксплуатационных объектов (Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4);

· по объекту Ю11 Вахской площади реализация замкнуто-блочной системы, с формированием квадратных элементов с размерами 2.4х2.4 км, путем перевода под закачку обводнившихся добывающих скважин.

· на остальных площадях по объекту Ю11 и по объектам Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4 - применение трехрядных систем с последующим переходом на очагово-избирательное заводнение (сетка 500х500, плотность 21.7 га/скв.)

В 2006 году составлен «Анализ разработки Вахского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО (протокол №823 от 24.10.2006г.) и на настоящий момент является действующим проектным документом.

3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханта-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК. А также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№58), лицензия ТОМ №00048 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК.

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади.

Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область.

В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.).

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.

Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014гг. достигло 17-30%. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.

В период с 2006 года по 2008 год отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться, разница в добычи составила: 94,3 тыс.т. в 2006 г. (8%); 60,2 тыс.т. в 2007 г. (5%) - и достигает своего минимума в отставании в 2008 году - 22,8 тыс.т. (2%). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом. А также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведен большого объема мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.


Подобные документы

  • Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.

    дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010

  • Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

    курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014

  • Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013

  • Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015

  • Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.

    дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012

  • Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010

  • Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

    дипломная работа [6,5 M], добавлен 07.06.2017

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.