2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответ-ствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского ме-сторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-по-дольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные фак-торы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на сте-пень выработки запасов нефти.
В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре - яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.
На 01.01.06 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.
Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский - 99,4 тыс.т; визейский - 20927,7 тыс.т; турнейский - 45,2 тыс.т.
Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме./1/
2.2 . Технико-экплуатационная характеристика фонда скважин
На конец 2006 года по месторождению пробурено всего 615 скважин. Ос-новной пробуренный фонд скважин приходится на визейский объект разра-ботки. Следующим по значимости является каширо-подольский объект, весь фонд скважин этого объекта был возвращен с нижележащих объектов. В про-цессе разработки месторождения скважины с визейского объекта переводились и на турнейский объект, но, ввиду низких дебитов, практически, все были пере-ведены на каширо-подольский объект.
По способу эксплуатации все скважины являются механизированными. Скважины визейского объекта оборудованы ШГН и ЭЦН, каширо-подольский объект, характеризующийся более низкими дебитами по жидкости, эксплуати-руется только ШГН. Средний дебит действующих скважин по месторождению составляет: по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,1 т/сут; средняя обводнен-ность - 82,4%; максимальный дебит по нефти 47,0 т/сут (скв. 3782), по жидко-сти - 383,8 т/сут (скв. 3606). Средняя приемистость нагнетательных скважин - 59,1 м3/сут, максимальная приемистость - 200 м3/сут (скв. 3696 и 3702).
На основании проведенного анализа текущего состояния разработки каширо-подольского объекта следует:
1) скважины эксплуатируются с забойными давлениями значительно ниже давления насыщения;
2) при массовом переводе скважин на объект (что происходит в настоящее время) и увеличении отборов нефти без внедрения системы ППД будет происходить значительное снижение пластового давления и ухудшение условий разработки объекта;
3) высокие депрессии на пласт при эксплуатации скважин объекта, разрабатываемого на естественном режиме, могут приводить к преждевременному росту обводненности за счет подстилающей и краевой воды, а также к обводнению скважин из-за перетоков воды вдоль эксплуатационной колонны при некачественном цементировании;
4) при переводе скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов.
Разработка визейского объекта осуществляется с 1977 года. В соответствии с утвержденными проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения. Объект находится в III стадии разработки. Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с переводом на возвратные объекты, в основном - каширо-подольский. Основными видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО, вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном фонде (пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС, ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.) позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта позволяет сделать следующие выводы:
1) состояние разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно;
2) запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных;
3) довыработка запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III;
4) рекомендуется проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание).
Турнейский объект предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными возвратными скважинами. Всего с начала разработки в эксплуатации на этом объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект. В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки турнейского объекта можно сделать следующие выводы:
1) около 70 % выработанных запасов турнейского объекта приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752);
2) окончательный вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого количества специальных исследований и малого фонда скважин;
3) необходимо проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах, снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований, предусмотренных РД 153-39.0-109-01;
4) рекомендуется увеличение плотности сетки скважин путем перевода с визейского объекта и проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП;
5) эффективность бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения ГТМ.
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- 1.1. Общие сведения о месторождении
- Геолого-физическая характеристика месторождения
- 1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
- 1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- 1.5. Запасы нефти и газа
- 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- 2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
- 2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
- 2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения
- 20. Анализ эффективности гидравлических разрывов пласта с целью интенсификации добычи нефти на _______________ месторождении.
- 4. Оценка эффективности гидравлического разрыва пластов
- Гидравлический разрыв пласта
- 118. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пласта.
- РЕФЕРАТ
- _ 14. Оператор по гидравлическому разрыву пластов
- 1 Гидравлический разрыв пластов
- 23. Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- Гидравлический разрыв пласта