Реферат: Характеристика месторождения

Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа можно сделать следующие выводы:

• 
  В результате проведения работ по гидроразрыву отмечается существенное увеличение дебитов жидкости и как следствие возросшие дебиты по нефти. На протяжении последних 5 лет работы скважин после проведения работ по ГРП, фактические дебиты выше базовых.
  
• 
  В 2011 году дополнительная добыча только по 11 скважинам, по которым был проведен ГРП составляет 60,7 тыс. т, а общий эффект от всех 86 скважин, подвергшихся гидроразрыву, на 1.08.2011 г. оценивается в 1,23 млн. т. или 8,1% от всей накопленной добычи на объекте.
  
• 
  Лучшие показатели эксплуатации после ГРП получены на скважинах, расположенных в чисто нефтяной зоне. Прирост дебита нефти на скважину в этой группе составил 25,6 т/сут.
  
• 
  Из негативных факторов необходимо отметить существенный рост обводненности, который можно объяснить плохим качеством цементажа при строительстве скважин, наличием заколонных перетоков и, возможно, исходными неверными данными при расчетах программы по ГРП.
  

Кроме проведения гидроразрыва пласта на месторождении активно применяются и другие геолого-технические мероприятия (ГТМ), такие как: перевод на механизированный способ эксплуатации (ПМД), оптимизация скважинного оборудования, дополнительная перфорация, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) и др., которые приносят наибольший эффект в плане наращивания добычи нефти по предприятию. По объекту ЮВ₁ за счет проведения ГТМ в 2011 году дополнительно добыто 157,1 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.1. данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.Таблица 3.2.12. Эффективность ГТМ в 2011 году

Показатели	Ввод из бурения	Оптимизация	ПМД	ГРП	Дополн. перфорация	Всего
Количество скважин, шт.	6	17	3	11	4	41
Прирост дебита нефти, т/сут	160,5	18,3	48,3	58,3	9,1	294,5
Прирост дебита жидкости, т/сут	219,7	67,3	157,8	79,9	51,6	576,3
Доп. добыча, т.т.	44,3	31,3	19,7	60,7	1,1	157,1

Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 66,8% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что практически более трети, от числящихся на объекте скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти. Распределение добывающего фонда скважин (вместе с совместными) на 1.08.2011 г. по накопленной добыче нефти и жидкости приведено на рисунках 3.2.12 и 3.2.13. (здесь исключены 6 скважин, по которым добыча не велась).Из рисунка 3.2.1.16 видно, что более 100 тыс. т накопленной добычи отмечается в 35 скважинах (28,7% фонда). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила немногим более трети от накопленной добычи по объекту и находится на уровне 4 957,2 тыс. т или 141.6 тыс. т на скважину.Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 50 до 100 тыс. т – 31 скважина (25,4% фонда) с накопленной добычей 2 408,1 тыс. т или 77,7 тыс. т на скважину; от 10 до 50 тыс. т – 36 скважин (29,5%) с накопленной добычей 908,8 тыс. т или 25,2 тыс. т на одну скважину и последняя группа скважин с накопленной добычей менее 10 тыс. т включает в себя 20 скважин (16,4%) по которым накопленная добыча составила всего 80,8 тыс. т или по 4,0 тыс. т на скважину.Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах. Подавляющее большинство скважин, с накопленной добычей больше 100 тыс. т находится именно в этой зоне.Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 60 скважин с добычей более 100 тыс. т отобрали почти половину всей жидкости, добытой на объекте – 10 718,4 тыс. т (45,7%) или по 178,6 тыс. т на скважину.Объект ЮВ₁ разрабатывается с 1990 года. Запроектирована трехрядная блоковая система с приконтурным заводнением. В процессе разработки система воздействия развивалась поэтапно. Освоение началось с 1992 года вводом под закачку семи скважин, находящихся на линиях разрезаюших рядов на севере и в центре месторождения. За первые пять лет, в период 1992–1996 гг., было введено под закачку 28 скважин. Накопленная добыча нефти на эту дату составила 4979,6 тыс. т, добыча жидкости – 5210 тыс. т, закачка – 11392 тыс. м³. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим – 1: 4,6. Средняя приемистость на скважину – 375 м

³/сут.В период 1997–2011 г. под закачку вводится еще 58 скважин, причем 23 скважины были пущены в работу за последние 7 месяцев текущего года. Накопленная добыча нефти на дату анализа составляет 15218,9 тыс. т, жидкости – 23453,6 тыс. т, закачка – 40952,7 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости 116,1%. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду – 1: 1,9, а по действующему – 1: 1,8.Всего в истории разработки объекта ЮВ₁ в нагнетательном фонде насчитывалось 87 скважин, по которым производилась закачка рабочего агента, соотношение эксплуатационного фонда нагнетательных и добывающих скважин колебалось от 7,8 в начале формирования системы воздействия, до 1,9 на дату анализа, и в среднем составляет 4,5. Приемистость на одну скважину почти в 2 раза превышает проектную. По состоянию на 1.08.2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 63 единицы, в т.ч. действующий – 51. Динамика использования нагнетательного фонда представлена в таблице 3.2.14.Таблица 3.2.14. Сравнение основных показателей системы воздействия

Показатели	Ед.изм.	Проект 2010 г	Факт 2010 г	Факт 2011 г
Действующий фонд нагнетательных скважин	скв.	86	47	51
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин	скв	91	57	63
Действующий фонд добывающих скважин	скв	342	108	94
Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин		1:3,9	1:2,3	1:1,8
Объем закачанной воды с начала разработки	тыс. м3	37338	37506	40952,7
Компенсация текущая	%	127	130,4	134,1
накопленная	%	113,6	114,7	116,1
Приемистость	м3/сут	188,4	346,9	367
Коэффициент использования нагнетательных скважин	д. ед.	0,95	0,82	0,81

Высокие темпы добычи требовали интенсивного освоения системы воздействия. Максимальный объем закачки по объекту был достигнут в 2011 году и составил 5598,0 тыс. м³, в то время как жидкости было отобрано чуть более 3 млн. т, средняя приемистость на скважину – 347 м³/сут. В целом по залежи, точнее по разбуренному участку, на дату анализа система воздействия реализована на 75%, что позволяет обеспечить высокие уровни отбора. Практически завершено формирование трех разрезающих рядов и положено начало созданию приконтурного заводнения.В результате проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

• 
  Отмечается высокая эффективность бурения горизонтальных скважин. Добыча нефти за 2011 г. составила 17% от всей добычи на объекте, а средний дебит нефти почти в четыре раза превышает аналогичный показатель скважин без горизонтального участка.
  

• 
  Текущие уровни добычи нефти практически соответствуют проектным вследствие более высоких дебитов, но фактический действующий фонд почти в 3 раза ниже проектного по причине низких темпов разбуривания. Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.
  
• 
  Неработающий добывающий фонд составляет 26,3% от эксплуатационного. Запуск в работу этих скважин возможен при выполнении комплекса геолого-технологических мероприятий, включающих в себя работы по ликвидации аварий, ремонтно-изоляционные работы, а также гидроразрыв пласта и обработки призабойной зоны, способствующие приросту дебита.
  
• 
  В результате проведения работ по ГРП отмечается существенное увеличение дебитов жидкости и, соответственно, увеличение дебитов нефти. Общий эффект от ГРП оценивается в 8,1% от всей накопленной добычи, но есть негативные моменты, связанные с ростом обводненности и плохим качеством цементажа эксплуатационной колонны.
  
• 
  По разбуренному участку залежи система воздействия реализована примерно на 75%, что позволяет обеспечить высокие уровни отбора, однако в ряде случаев неудовлетворительное состояние фонда сдерживает вовлечение в разработку низкопродуктивных запасов.
  
• 
  Энергетическое состояние объекта ЮВ₁ можно считать удовлетворительным.
  
• 
  В последнее время в разработке объекта наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.
  

Объект АчБВ_14-19 является вторым по объему запасов после ЮВ₁. Начальные геологические запасы по категориям С₁+С₂ оцениваются в размере 33760 тыс. т., что составляет около 9,1% всех запасов по месторождению. Извлекаемые – 7866 тыс. т. или 8,4% от всех извлекаемых запасов. Пласты ачимовской толщи разрабатываются с 1991 года.За весь период эксплуатации на объекте пробурено 18 скважин, в т.ч. 15 добывающих и 3 нагнетательных, переведено с других объектов 64 скважины.Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ачимовской толщи, составляет 212 скважин, в том числе 112 добывающих и 110 нагнетательных.Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 82 скважины. По состоянию на 1.08.11 г. в эксплуатационномфонде на объекте числится 80 скважин (86 с совместными), из них 72 добывающих и 8 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 62 скважины, под закачкой числится 8 скважин.На дату анализа совместно с объектом ЮВ₁ в добыче участвуют 5 скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, и одна скважина числится в бездействии. В таблице 3.2.2.1 приводится состояние фонда на 1.08.2011 года, где в знаменателе указывается фонд с совместными скважинами.Таблица 3.2.2.1. Состояние фонда скважин объекта АчБВ_14-19 на 1.08.2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	15/21
	Возвращено с других горизонтов	59
	Всего	73/79
	в т.ч. действующие	62/67
	из них: фонтанные	52
	ЭЦН	10/15
	бездействующие	10/11
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	1
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	1
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	8
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	3
	Возвращено с других горизонтов	5
	Переведено из добывающих	2
	в т.ч. из собственного фонда	2
	возвратного фонда	0
	Всего	8
	в т.ч. под закачкой	8
	в бездействии	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	26
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		81/86