Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

курсовая работа

2.2 Характеристика фонда скважин

Пласт ЮС1 Средне-Асомкинской площади разрабатывается с 1989 года. В течение 1990-1992гг. велось интенсивное разбуривание площади. В эти годы из бурения вводилось 43-78 скв. в год, тем не менее годовая добыча нефти в период с 1990-1992 г.г. существенно не изменялась и варьировала в диапазоне 125-208 т.т. Основной причиной тому следует считать, то, что действующий фонд скважин, несмотря на большие объемы бурения, изменялся незначительно, т.к. некоторая часть скважин находилась в бездействии. С 1993 г. добыча нефти возрастает и своего максимума достигает в 1998 г., когда из пласта было извлечено 1424 тыс. т нефти. Столь интенсивный рост производительности скважин объясняется, прежде всего тем, что с 1993 г. на площади начато крупномасштабное проведение гидравлических разрывов пласта. Мероприятие способствовало увеличению дебитов нефти в несколько раз по сравнению с предшествующим.

Максимальный уровень добычи нефти, жидкости и закачки приходится на 1990-91гг., начиная с этого момента, происходило резкое сокращение действующего фонда скважин. На данный момент в работе находится 29 добывающих и 6 нагнетательных скважин, а максимальный фонд в работе 92 и 30 соответственно был достигнут в 1990 г. Бездействующие скважины составляют почти половину фонда. Причинами простаивания фонда являются: прекращение фонтанирования и отказ насосов из-за недостатка пластовой энергии, консервация части скважин во избежание размораживания коллекторов в зимнее время. Текущее пластовое давление намного (27 атм.) ниже начального. При том годовая и накопленная добыча жидкости скомпенсирована закачкой воды на 144 %. Это свидетельствует об отсутствии учета закачиваемой воды на месторождении. Падение пластового давления произошло из-за позднего освоения системы ППД и месторождение в течение 6 лет разрабатывалось на истощении пластовой энергии.

Таблица 5. Фактические показатели разработки горизонта ЮС1 Средне-Асомкинской площади

Год

Добыча нефти тыс. тонн

Темп от- бора от изв. запасов

Накопл. добыча нефти, тыс. т

Отбор извл.запас.%

Коэф.нефтеизвлеч

%

Год. добыча жид-ти тыс. т

Нак. Добыча жид-ти тыс. т

Обво дне-ть%,вес

всего

мех

нач.

тек

всего

мех

всего

мех

всего

мех

92

185,5

108,8

1,3

1,3

600

315

4,2

1,4

1934

115,6

617,5

328

4,2

93

275,3

261,6

1,9

2

876

576

6,2

2

292

278,4

909,6

606

5,7

94

526,1

520

3,7

3,9

1401

1096

9,9

3,2

586

580

1496

1187

10,4

95

618,6

617

4,3

4,8

2020

1713

14,2

4,7

686

682

2182

1869

9,8

96

1011

1006

7,1

8,3

3031

2720

21,3

7

1143

1138

3326

3008

11,6

97

1338

1336

9,4

12

4369

4056

30,7

10

1711

1709

5037

4717

21,8

98

1380

1380

9,7

14

5749

5436

40,4

13

1874

1874

6912

6292

26,4

99

1285

1282

9

15,2

7035

6719

49,5

16

2004

1984

8917

8576

35,9

Таблица 6. Технологические показатели разработки Средне-Асомкинского месторождения

Показатель

Зона

Залежь в целом

центральная

краевая

Балансовые запасы, тыс. т.

13412

29588

43000

Накопленная нефть, тыс. т.

3451

3585

8917

Текущий КИН,%

25,73

12,12

20,74

Извлекаемые запасы (прогноз), тыс. т

5724

8500

14200

Отбор от НИЗ,%

60,9

36,7

63

Прогнозный КИН,%

42,68

28,73

33,02

ВНФ, д.ед.

0,33

0,2

0,27

Накопленная жидкость, тыс. т.

4610

4320

8917

Накопленная закачка, тыс. т.

6051

8221

14047

Дебит нефти, т/сут

25,6

28,4

27

Дебит жидкости, т/сут

69

39,8

46

Число дейст. доб. скв. на 1.04.2000

69

97

165

Приемистость, т/сут

200

80

120

Обводненность,%

52

28

40

Начальные линейные запасы, Qбал/S

тыс. т/га

5,8

2,6

3,2

Остаточные линейные запасы,

(Qбал - Qнакоп)/S, тыс. т/га

4,3

2,3

2,5

Делись добром ;)