Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

курсовая работа

2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)

В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплуатационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:

1. По категорий С1-балансовые 7347 тыс. т, извлекаемые - 2426 тыс. т;

2. По категорий С2- балансовые 21737 тыс. т, извлекаемые - 7173 тыс. т;

3. В целом по С12 - балансовые 29084 тыс. т, извлекаемые - 9599 тыс. т;

коэффициент нефтеизвлечения - 0,33.

В работе предусматривалось:

1. Подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;

2. Ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год .

Проектный фонд скважин:

1. По категорий С1- общий 69 скв. (в т. ч. 4 разв.), из них 52 добывающие (в т. ч.4 разв.) , 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скв.;

2. По категорий С2- общий 143 скв. (в т. ч. 1 разв., из них 107 добывающие (в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;

3. Резервный фонд 28 скв.;

4. В целом С12 - общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв), из них 159 добывающий (в т.ч. 5 разв.) и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;

5. В контрольном фонде 3 скв;

6. Водозаборных - 7 скв;

7. Плановые показатели определены до 1995 г. включительно;

8. Максимальный годовой объем бурения (кат. С12) - 176 тыс. м;

9. Способ эксплуатаций скважин - механизированный с начала разработки ( ЭЦН, ШГН );

10. В качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990 г.). Работа выполнялась по заданию “Юганскнефть”.

Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500x500 м (25 га / скв.) к более плотной 450x450 м (20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ “Юганскнефть”.

На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30155 тыс. т балансовых и 9950 тыс. т извлекаемых, в т.ч. по категориям:

1. Ктегория С1 - балансовых 15483 тыс. т, извлекаемых 5109 тыс. т;

2. Категория С2- балансовых 14672 тыс. т, извлекаемых 4841 тыс. т.

При подсчете запасов в составе категорий С2 был выделен участок в районе скважины № 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС1 , площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношении закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадии формирования, особенно это относится к Восточной части залежи. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным .

Таблица 7 Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади

Показатели

Категория запасов

С1

С2

С12

С2

С12

Системы разработки

3-х РЯДНАЯ

Расстояние м/у

Скважинами,м

450

450

450

Плотность сетки,га/скв

20

20

20

Год ввода в разработку

1989

1991

1989

1995

1989

Максимальный проектный уровень

добыча нефти,тыс.т

добыча жидкости,тыс.т

закачка воды,тыс. м3

361

700

950

274

504

695

493

1164

1575

54

100

150

495

1213

1701

Год достижения максимального уровня:

добыча нефти,

добыча жидкости

закачка воды

1991

2005

2005

1995

2000

2000

1994

2000

2000

1997

2005

2005

1995

2000

2000

Максимальный годовой

объем бурения ,тыс м

290

150

290

47

290

Год окончания бурения

1991

1995

1995

1996

1996

КИН, д. ед

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

Глубина скважин по

стволу, м

3100

3100

3100

3100

3100

Предельная изопахита

разбуривания,м

3

3

3

3

3

Предельная обводненность,%

98

98

98

98

98

Темп отбора от НИЗ, %

7,1

7,1

7,1

7,1

7,1

Фонд скважин,

в т.ч. разведочный

из них добывающих

в т.ч. разведочных

нагнетательных

резервных

184

4

123

4

40

21

166

2

113

2

34

19

350

6

236

6

74

70

30

1

21

1

9

-

381

7

258

7

83

40

Фонд контрольных скв.

водозаборных

4

2

4

2

8

4

-

-

8

4

Накопленная за весь срок:

добыча нефти,тыс.т

добыча жидкости,тыс.т

закачка воды,тыс. м3

5109

30654

38992

4112

29046

36946

9221

59750

75938

721

4374

5564

9950

64124

81502

Таблица 8. Осноные проектные показатели по годам

Показатели

1995

1996

1997

1998

1999

Общий фонд скважин:

добывающих, из них

фонтанных

механизированных

нагнетательных

-

224

74

-

224

77

-

292

76

-

301

79

-

307

82

Добыча нефти, тыс. т/год в т.ч.

мех. способом

481

481

436

436

377

377

327

327

286

286

Добыча нефти с начала раз-ки

2525

2961

3338

3665

3951

Добыча жидкости тыс. м3 /год

в т.ч. мех. способом

1037

1100

1144

1155

1160

Среднегодовая обводненность,%

53,6

60,8

67

72

75

Закачка воды, тыс. м3

1510

1525

1552

1560

1567

Делись добром ;)