Реферат: Характеристика месторождения

Распределение 16 скважин по дебитам нефти и обводненности приведено в таблице 3.2.2.11, где в знаменателе показано количество скважин после гидроразрыва.Таблица 3.2.2.11 Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности до и после ГРП

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
<5	3 / –						1 / –	4 / –
5–10	1 / 1				1 / –	1 / –		3 / 1
10–20	3 / –	1 / –		– / 1				4 / 1
20–30	1 / 1	1 / 1	1 / 2					3 / 4
30–40	1 / 2							1 / 2
>40	– /4	1 / 4						1 / 8
Итого	9 / 8	3 / 5	1 / 2	– / 1	1 / –	1 / –	1 / –	16 / 16

Из таблицы можно видеть, что с дебитами нефти более 40 т/сут. стала работать почти половина всех скважин

, тогда как до проведения гидроразрыва таких скважин практически не было.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти с начала разработки до и после проведения гидроразрыва можно видеть в таблице 3.2.2.12.

Таблица 3.2.2.12. Накопленная добыча нефти до и после ГРП по переходящим скважинам

Интервал накопленной добычи нефти, тыс. т.	Количество скважин до ГРП	Количество скважин после ГРП
<1	8
1–2	1	2
2–5	1
5–10	4	3
10–20	1	7
20–30	1	2
30–40		1
40–50		1
Всего	16	16

1   ...   20   21   22   23   24   25   26   27   ...   30

Также был оценен общий эффект от гидроразрыва пласта от всех скважин, за исключением тех, на которых ГРП был проведен дважды. Накопленная добыча после ГРП по 56 переходящим и новым скважинам составляет 760,3 тыс. т или 13,6 тыс. т на скважину. Дополнительную добычу нефти корректно посчитать затруднительно ввиду того, что по новым скважинам нет базовой добычи по объектам ачимовской толщи до гидроразрыва.Распределение всех скважин по дебитам и обводненности, на которых был проведен ГРП, за исключением повторных, приводится в таблице 3.2.2.13.Кроме проведения гидроразрыва по пластам ачимовской толщи, за счет различных ГТМ за 2011 год дополнительно добыто 186,0 тыс. т. нефти. В таблице 3.2.2.14 приводятся данные по эффективности геолого-технических мероприятий с разбивкой по видам работ.Таблица 3.2.2.13. Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности после проведения ГРП

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
<5					1	3	2	6
5–10	1				2			3
10–20	1	2	1	2	1			7
20–30	1	3	3					7
30–40	7	5						12
>40	12	9						21
Итого	22	19	4	2	4	3	2	56

1   ...   22   23   24   25   26   27   28   29   30

Таблица 3.2.2.14. Эффективность ГТМ в 2011 году

Показатели	Ввод из бурения	Оптимизация	ПМД	ГРП	Всего
Количество скважин, шт.	4	1	2	27	34
Прирост дебита нефти, т/сут.	43,0	0,2	3,6	40,8	87,6
Прирост дебита жидкости, т/сут.	75,6	0,7	5,2	44,2	125,7
Доп. добыча нефти, тыс. т	44,9	0,1	1,3	139,7	186,0

Как видно из таблицы за счет ввода новых проектных скважин и проведения гидроразрыва пласта добыто 99,2% всей дополнительной добычи от проведения ГТМ, что еще раз подтверждает эффективность данных мероприятий.Анализируя в целом работу добывающих скважин, следует отметить, что около 15%, от участвующих в добыче на объекте добывающих скважин, характеризуются высокой накопленной добычей нефти от 30 до 60 тыс. т, 42 скважины имеют накопленную добычу менее 10 тыс. т. и чуть более трети – от 10 до 30 тыс. т. Распределение скважин добывающего фонда на 2011 г. по накопленной добыче нефти.Более 30 тыс. т накопленной добычи отмечается в 12 скважинах (14,8%). Общая накопленная добыча нефти по этим скважинам составила почти половину от всей накопленной добычи по объекту и находится на уровне 552,9 тыс. т или 46,1 тыс. т на скважину, причем на 9 скважинах из этой группы был проведен гидроразрыв пласта. Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 10 до 30 тыс. т – 27 скважин (33,3% фонда), с накопленной добычей 512,5 тыс. т или 18,9 тыс. т. на скважину; менее 10 тыс. т – 42 скважины (51,9% фонда) с накопленной добычей 145,6 тыс. т или 3,5 тыс. т на скважину.Что касается распределения скважин по накопленной добыче жидкости, то здесь 19 скважин с добычей более 30 тыс. т отобрали больше половины всей жидкости на объекте – 792,4 тыс. т (51%) или по 41,7 тыс. т на скважину. Распределение скважин по накопленной добыче жидкости на дату анализа приведено на рисунке 3.2.2.7.

Пласты ачимовской толщи разрабатываются с 1999 г. Освоение системы воздействия началось только во второй половине 2008 г. с вводом под закачку скважины №3001 в северной части месторождения. Накопленная закачка за 2010 г. составила 88,1 тыс. м³ при среднесуточной приемистости 454 м³ в сутки и текущей компенсации 11% (при проектной – 78%). За 2011 г. в работу вводится еще 7 скважин со средней приемистостью 254 м³ в сутки. Накопленная добыча нефти на эту дату – 1210,9 тыс. т, жидкости – 1552,4 тыс. т. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в целом по эксплуатационному фонду (вместе с совместными) – 1: 10, а по действующему – 1: 8; приемистость на одну скважину в 2,5 раза выше, чем предусмотрено последним проектным документом, а накопленная компенсация – в 7 раз ниже. По состоянию на 2011 г. эксплуатационный нагнетательный фонд по отчетности предприятия составляет 8 единиц, и все находятся в действующем фонде.Динамика пластового давления прослеживается по картам изобар, представленным нефтедобывающим предприятием за последние четыре года. Среднее пластовое давление снижено против первоначального почти на 10% и составляет на 2011 г. 21,3 МПа.Что касается забойного давления по добывающим скважинам, то наметилась тревожная тенденция к его постоянному уменьшению. По имеющимся данным за 2010 год было замерено почти 100% скважин действующего фонда. Среднее забойное давление составило 10,7 МПа, что на 47% ниже давления насыщения, а за 2011 г. оно еще снизилось почти на 10%. Интервал изменения забойного давления колеблется от 5,1 до 16,9 МПа.В результате проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

• 
  Сопоставление проектных и фактических показателей в области отборов нефти и жидкости показало, что проектные решения не выполняются. Причины этих отклонений носят как объективный (не подтверждение принятой при проектировании оценки запасов нефти), так и субъективный характер (отставание в проведении буровых работ, снижение эффективности использования добывающих и нагнетательных скважин).
  
• 
  Доля неработающего добывающего фонда составляет 19,4% от эксплуатационного. Коэффициент использования добывающего фонда – 0,806. Запуск в работу этих скважин возможен при выполнении комплекса геолого-технологических мероприятий, включающих в себя работы по ликвидации аварий, а также гидроразрыв пласта и обработки призабойной зоны.
  
• 
  В результате работ по ГРП было проведено 72 скважино-операции на 61 скважине, что составляет 87,7% от всего эксплуатационного нефтяного фонда на 2011 г. Накопленная добыча от всех скважин, на которых был проведен гидроразрыв, за исключением повторных, составляет 760,3 тыс. т. Дополнительную добычу нефти корректно посчитать затруднительно, ввиду того, что по новым скважинам нет базовой добычи до ГРП.
  
• 
  По разбуренному участку залежи система воздействия находится в начальной стадии реализации. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим по действующему фонду 1:8, приемистость выше в 2,5 раза, чем предусмотрено последним проектным документом, а накопленная компенсация ниже в 7 раз.
  
• 
  Энергетическое состояние объекта АчБВ_14-19 нельзя считать удовлетворительным, так как имеются обширные зоны пониженного пластового давления, которое можно объяснить отставанием ввода новых нагнетательных скважин. Кроме того, намечается тревожная тенденция к постоянному уменьшению забойного давления по добывающим скважинам, что крайне нежелательно ввиду массового проведения гидроразрыва пласта. Также как и по объекту ЮВ₁ отмечается недостаток информации по гидродинамическому и промыслово-геофизическому контролю за процессом заводнения и пластовым давлением за период с начала разработки. Построенные нефтедобывающим предприятием карты равных давлений, вызывают сомнение в их корректности вследствие крайней неравномерности замеров по площади.