Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта. Коллекторские свойства пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Природный режим залежи. Методы, улучшающие условия фильтрации за счёт первичного и вторичного вскрытия пласта.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
О.А.О. «Татнефть» является одним из ведущих предприятий топливно-энергетического комплекса России. Основные виды деятельности - поиск, разведка, бурение скважин и обустройство нефтяных месторождений, добыча, переработка нефти, реализация нефтепродуктов; сервисного обслуживание, выпуск металлопластмассовых труб, автомобильных шин , кабельной и другой продукции.
В настоящее время открытое акционерное общество «Татнефть» одна из ведущих российских нефтяных компаний. По уровню добычи « Татнефть» занимает шестую позицию среди нефтяных компаний России. При нынешних темпах добычи компания - по оценкам независимого аудитора, консалтинговой фирмы «Миллер энд Лентс» - обеспечена запасами на более чем три десятилетия, при этом поиск и разведка новых месторождений продолжается.
«Татнефть» внесла большой вклад в мировую науку и практику. Нефтяники Татарстана впервые в отечественной практике освоили те х нологию и накопили ценный опыт ускоренного освоения нефтяных ресурсов, д о бились общепризнанных в нефтяном мире достижений в вопросах интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, поддержания пл а стового давления. «Татнефть» всегда была и есть предприятие самых передовых методов разработки нефтяных месторожд е ний.
История нефтяной промышленности Татарстана начинается офиц и ально с 1943 года - именно тогда в Шугуровском районе было открытое мест о рождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых м е сторождений республик.
Июль 1943 года - открыто первое нефтяное месторождение промы ш ленного значения в Шугурове. Скважину№1 (суточный дебит 20 тонн) пробур и ла бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.
1943-1946 гг. - открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинск о го и некоторых других.
1948 год. - открыто Ромашкинское месторождение - одно из крупне й ших в мире.
Начало этапа интенсивной разработки - получена нефть из дево н ских песчаников на скважине№3( суточный дебит 120 тонн.)
За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополн и тельная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов пов ы шения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т
Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов п о лучено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.
Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборуд о вания и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 р а ционализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пл а стов.
Разработанные в ОАО «Татнефть» технологии получили широкое распространение в регионах СНГ. Ими заинтересовались зарубежные нефтяные ко мпании, в том числе - Италии, Ирана, Египта, Китая. Все они имеют ресурсо - сбегающую направленность, экономически выгодны и экологически безопасны.
В связи с изменившимися условиями эксплуатации нефтяных месторождений и естественным падением добываемой нефти в ОАО «Татнефть» ведется планомерная работа по сокращению попутно добываемой воды, вывода из эксплуатации нерентабельных высокообводненных и малодебитных скважин.
Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование. Все ремонты скважин сопровождаются тщательной подготовкой, исследованием и подбором подземного оборудования. Принятые меры позволяют поддерживать высокий уровень межремонтного периода скважин, который является одним из самых высоких в нефтяной отрасли России.
2.1 Х арактеристика геологического стр оения эксплуатационного объекта
В геологическом строении Зай-Каратайской площади принимают участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.
Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.
Общая толшина осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Пласт сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречается прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала.
Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических, серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов.
Толщина бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.
В живетском ярусе (D 2) выделяется старооскольский надгоризонт (D 2 st), объединяющий в своем составе воробьевский - D 2 vb (пласт ДIV), ардатовский - D 2 ar (пласт ДIII), муллинский - D 2 ml (пласт ДII) горизонты.
Пласт Д IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевритовых пород,а также зеленовато-серых карбонатных пород с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом Д IV .
Толщина воробьевского горизонта колеблется от 0 до 19 м.
Пласт ДIII выделен в пределах нижней пачки ардатовского горизонта и слагается глинистыми алевролитами, пятнисто окрашенными, с подчиненными прослоями оолитовых, шамозитово-сидеритовых руд и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми.
Толщина пласта может достигать 10-12 м. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади электрорепер "средний известняк", который представлен буровато-серыми, темно-серыми, органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами.
По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовского горизонта, общая толщина которого меняется от 18 до 28 м.
Пласт ДII выделяется в пределах нижней алеврито-песчаной пачки в составе муллинского горизонта, который развит на всей территории месторождения. Он сложен темно-серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками.
Для верхней пачки характерно присутствие зеленовато-серых и черных тонкослоистых аргиллитов и коричневато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Верхняя граница муллинского горизонта проводится по кровле глинистой пачки над пластом ДII.
Толщина изменяется от 4 до 25 метров
В разрезе верхнего девона выделяют франский (Д 3 fr) и фаменский (Д 3 fm) ярусы, подразделяющиеся на нижний, средний и верхний подъярусы.
К нижнефранскому подъярусу приурочены отложения пашийского (Д 3 р) и тиманского (Д 3 t) горизонтов. Пашийский горизонт (в промысловой практике индексируется как Д 1 ) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов.
Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1мм).
Толщина горизонта составляет 50 м.(прил.2.)
Залегающие выше по разрезу отложения тиманского горизонта выделяются в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато- серые и шоколадно-коричневые аргиллиты.
В основном в разрезах скважин северных площадей в средней части горизонта прослеживаются песчано-алевритовые отложения пласта Д 0 , которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками.
Толщина тиманского горизонта изменяется от 24 до 28 м.
В разрезе среднефранского подъяруса выделяются отложения саргаевского, семилукского и речитского горизонтов.
Отложения саргаевского горизонта (Д 3 sr) залегают с размывом на нижележащих тиманских образованиях и представлены известняками темно-серыми, мелко- и тонко-зернистыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчиевидного известняка.
Толщина горизонта колеблется от 4 до 9 м.
Для отложений семилукского горизонта (Д 3 sm) характерно наличие темно-серых, битуминозных, органогенно-обломочных, брекчиевидных, окремнелых, участками сильно трещиноватых известняков, с прослоями мергелей и горючих сланцев.
Толщина горизонта изменяется в пределах 40 - 50 м.
Отложения речитского горизонта залегают с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлены микро- и разнозернистыми серыми и темно-серыми, перекристаллизованными, прослоями органогенными известняками.
Толщина горизонта изменяется от 35 до 50 м.
В пределах верхнефранского подъяруса (Д 3 fr) выделяются воронежский (Д 3 vr), елановский (Д 3 el), ливинский (Д 3 lv) горизонты.
Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми, темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными и кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчиевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками.
Общая толщина образований подъяруса может достигать 115 м.
Выделенный в составе фаменского яруса нижнефаменский подъярус (Д 3 fm 1 ) представлен задонским (Д 3 zd) и елецким (Д 3 el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены серыми известняками микрозернистыми, стилолитизированными, доломитизированными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита.
Толщина подъяруса может достигать 140 м.
Для отложений среднефаменского подъяруса (Д 3 fm 2 ) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелко кавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуростилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые.
Толщина горизонта изменяется от 51 до 73 м.
Верхнефаменский подъярус (Д 3 fm 3 ) сложен известняками серыми и светло-серыми, в основном тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, с неровными поверхностями напластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение.
Толщина колеблется в пределах 58-68 м.
Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.
Основным структурным элементом, контролирующим распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения, является Южный купол Татарского свода структура первого порядка. Эта структура четко вырисовывается по поверхности кристаллического фундамента и по всем маркирующим поверхностям девона и карбона.
В юго-западной части месторождения, охватывая территорию Миннибаевской, Зай-Каратаевской, Куакбашской, а также западные части Абдрахмановской и Южно-Ромашкинского площадей, расположена первая терраса.
В этом районе фундамент имеет несколько пониженное положение, а по вышележащим отложениям оно наиболее высокое, поэтому в пределах террасы осадочные отложения имеют наибольшую толщину.
Сама Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный склон юго-западного направления. На фоне общего погружения в районе скважин №№ 62, 3553, 595 отмечается небольшой прогиб амплитудой около 5 метров, почти меридионального простирания (прил.1).
В районе скважин № 3549, 3548 изогипсой 1400м оконтурено небольшое поднятие. Наклон слоев незначительный, не превышающий 0 0 70 1 . Западнее скважин №№ 406, 3548, 99 пологое погружение переходит в восточный борт Акташско-Ново-Елховского прогиба с углами наклона до 1 0 50 1 .
Условия залегания пашийских отложений Зай-Каратайской площади отражены на карте, построенной по подошве репера «верхний известняк» - кровля пашийского горизонта (прил.1.).
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учётом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, ёмкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм 2 , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм 2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объёмом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представлены высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3».
При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43-0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентрировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведённых данных видно: проницаемость пласта «г1» составляет 0,666 мкм 2 , а пласта «б» - 0,939 мкм 2 , при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм 2 .
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокоподуктивных коллекторов пласты с глиностью менее 2% в 2 раза выше пластов с глиностью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведённое геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2» отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92 % площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в». Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки засов нефти по пласту поставить их в равные условия.
2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефти и газа на Зай-Каратайской площади определялись как по глубинным (пластовым) пробам, так и по пробам, отобранным на поверхности. Отбор и анализ проб нефти на поверхности производились лабораторией подготовки нефти ТатНИПИнефть . Нефть горизонта Д1 Зай-Каратайской площади, как и всего Ромашкинского месторождения в целом, является сернистой (содержание серы 1,24%), высокосмолистой (содержание смол 33,8%) и парафинистой (парафинов 2,8%). Содержание кокса 5,01%, удельный вес нефти на поверхности составляет 0,862 г/см3.
При разгонке нефти были получены следующие фракции: бензин (темпетатура кипения до 200 0 С) - 26,9%, керосин (температура кипения до 200-300 0 С) - 19,5%.Усадка пластовой нефти в среднем составляет 14,67%, газовый фактор - 58,27 м 3 /т.
Аммоний, определенный лишь по одной пробе (по скважине №13) содержится в количестве 229,90 мг-экв/л.
Содержание брома в водах горизонта Д1 значительное от 779,22 до 941,52 мг/л и может считаться промышленным.
Гидрохимические коэффициенты варьируют в следующих пределах:
Пониженные величины 1,3 и 1,5 коэффициентов и повышенные 2 и 4 коэффициентов свидетельствует о значительной закрытости структуры и глубокой метаморфизации пластовых вод (табл.4.2.3).
Следует отметить, что для Зай-Каратайской площади характерна повышенная температура пласта - 38,42 0 С, с чем связана несколько пониженная вязкость пластовой воды на Зай-Каратайской площади по сравнению с другими площадями Ромашкинского месторождения.
Особенностью данной залежи является то, что свойства и характер распространения коллекторов в законтурной области, принципиально не отличаются от таковых в пределах залежи нефти. Связь с законтурной областью достаточно хорошая на участках развития коллекторов 1 группы. Но так как объект разработки многопластовый и пласты прерывисты, то связь с законтурной областью может и отсутствовать. Поэтому на основе наблюдений за весь предыдущий период разработки режим залежи характеризуется как упруговодонапорный. После ввода площади в разработку и начала внутриконтурного заводнения, режим залежи сменился на режим вытеснения нефти водой. Однако из-за сложного строения объекта на площади имеются отдельные линзы, не охваченные процессом вытеснения (отсутствие нагнетательных скважин на эти линзы), режим по которым можно считать упругим (изолированные линзы) и упруговодонапорным (при распространении коллекторов в законтурную область). Но доля таких линз незначительна, поэтому режим залежи в целом это режим вытеснения нефти закачиваемой водой.
Первый подсчет запасов нефти по Зай-Каратайской площади был проведен в 1962 году, в соответствии с которым балансовые запасы составили 141677 тыс.т., извлекаемые - 69423 тыс.т. Далее запасы пересчитывались в 1976 году, 1986году и в 1995 году. По состоянию на 1.01.1996 год они составили 69957,4 тыс.т. Произошло увеличение извлекаемых запасов за счет возрастания степени разбуренности площади и уточнения границ распространения коллекторов.
Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на 1.01.2002 равны 140139 тыс.т. балансовых и 64759 тыс.т. извлекаемых. Все запасы отнесены к категории А.
Распределение извлекаемых запасов нефти по пластам очень неравномерно. Наибольшая доля запасов, соответственно 28%, 24 %, 15,4%, приходится на пласты Д 1 г 2 , Д 1 в, Д 1 б 3 , а наименьшая на пласты Д 1 д, Д 1 б 1 , Д 1 а (соответственно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласты Д 1 б 2 и Д 1 г 1 по доле начальных извлекаемых запасов занимают промежуточное положение и на них приходится 8,9% и 12%.
Распределение запасов нефти по группам коллекторов Зай-Каратайской площади также неравномерно. Преобладающая часть запасов приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,85) и лишь незначительная часть (соответственно 13,0% и 7,2%) - на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы.
Коэффициент нефтеизвлечения в целом по блоку составляет 0,65.
3. АНАЛИ З ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
В разработку площадь введена в 1956 году и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. Поздняя стадия разработки горизонта Д 1 характеризуется снижением добычи нефти за счет истощения запасов горизонта, прогрессирующим обводнением пластов и скважин, выбытием значительной части скважин из разработки и снижением эффективности ГТМ (геолого-технические мероприятия). Большую часть остаточных запасов составляют трудноизвлекаемые запасы низкопродуктивных терригенных пластов небольшой толщины.
Для анализа разработки был построен график показателей разработки разработки (прил.5.).
Динамика основных технологических показателей за 1958 - 2001 год приведена в таблице 5.1.
С начала разработки наблюдается интенсивное увеличение обводненности до 1987 года (85%). После 1988 года обводненность стабилизировалась и находилась в пределах 87-88 %. С 1997 года отмечается снижение обводненности добываемой продукции до 85 %, что объясняется эффективным регулированием процесса разработки, выбытием высокообводненных скважин, применением большого объема методов увеличения нефтеизвлечения, обеспечивающих изоляцию водопроводящих зон пласта.
Текущее состояние пробуренного фонда скважин.
Проектом разработки, составленным ТатНИПИнефть в 1987 году, предусмотрено бурение 1038 скважин (636 добывающие, 215нагнетательные, 152 скважины - дублеры, 35 скважин резервные). По состоянию на 1.01.2002 г. пробурено 853 скважин (из них 637 добывающие, 216 нагнетательные). Остаточный проектный фонд составляет 185скважины, из них 39 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.
Непосредственно на 2 блоке пробурено 248 скважин. Фонд действующих добывающих скважин на площади составляет 344, нагнетательных 197. На площади 11,6 % фонда находится в бездействии: 67 добывающих скважин простаивает по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 12 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5-9,0, что указывает на несовершенство системы заводнения.
За 2002год из горизонта Д 1 отобрано 400тыс. т. нефти (3,4 % от текущих извлекаемых запасов), что в 6,2 раз меньше максимальной добычи, достигнутой в 1971 году (2489 тыс.т.). С начала разработки добыто 58400,2 тыс.т. нефти, что составляет 83,8 % от НИЗ и 41,1 % от НБЗ по Зай-Каратайской площади. По новым скважинам добыто 3,5 тыс.т. нефти. Среднесуточный дебит одной действующей скважины на 1.01.2003 г. составил 3,7 т/сут. по нефти и 23,7 т/сут. по жидкости.
Выполнены мероприятия по обеспечению добычи нефти. В результате циклического и нестационарного заводнения дополнительно добыто за 2002 год 43,2 тыс.т. нефти. Продолжались работы по повышению нефтеотдачи пластов (закачка ВУС, ВМРС, биополимера, ОЭЦ, Латекс), дополнительно добыто 9,4 тыс.т. нефти. В результате применения технологий обработки призабойной зоны в скважинах и перфорации пластов, гидравлического разрыва пластов дополнительно добыто 7,6 тыс.т. нефти.
В 2002 году выполнялась программа повышения давления на удаленных от КНС нагнетательных скважинах (строительство миниБКНС с агрегатом РЭДА 500 на КНС-ГУ-10, внедрение насоса ЦНС45 на КНС-3, ГУ-10), что позволило осуществлять циклическую закачку.
В связи с ростом добычи нефти интенсивно возросла добыча жидкости, достигнув максимума в 1987 году 5690 тыс.т. Затем стала стремительно падать и в 2002 году она составила 2675,9 тыс.т., что в 2 раза меньше максимума.(прил.6) На площади проводятся в большом объеме мероприятия по сокращению отбора попутной воды (остановка предельно обводненных скважин, ограничение непроизводительной закачки, изоляция водопритоков). Накопленный отбор жидкости на 1.01.2003 г. составил 113,6 тыс.т. при водонефтяном факторе 1,715.
Закачка воды в продуктивные пласты горизонта Д1 была организована с целью поддержания пластового давления с начала разработки. Ежегодно объемы закачки воды интенсивно увеличивались, достигнув максимума в 1986 году - 5645 тыс.м 3 . В дальнейшем закачка воды стала уменьшаться, как следствие снижения отборов жидкости, и составила в 1998 году 366 тыс.м 3 - минимальный объем закачки воды. В 2002 г. закачка воды составила 2260,2 тыс.м 3 при компенсации отбора жидкости закачкой воды на 96,0 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 134 м 3 /сут. Накопленный объем объем закачки на 1.01.2003 составил 190,2 млн. м 3 воды при компенсации отбора жидкости закачкой воды в продуктивные пласты горизонта Д 1 на 105,1%.
Объем вынужденной закачки (оттоки) равен 23тыс. м 3 воды. Производительная закачка составила 2237,2 тыс. м 3 воды. В 2002 году под нагнетание воды освоено 8 скважин со средней приемистостью 105 м 3 /сут. Нагнетательный фонд составил на конец года 197 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 124скважинах.
Текущее состояние пластового давления.
На Зай-Каратайской площади анализ пластового давления проведен за период с 1958 г. по 2002 г.
Пластовое давление колебалось от 14,0 до 16,0 МПа, с начала разработки оно стало резко снижаться и в 1961 году достигло минимума 13,1 МПа. Затем до 1974 г. пластовое давление изменялось незначительно, в пределах 14,3-15,6 МПа. В последующие годы пластовое давление возрастало с некоторыми колебаниями и на 1.01.2003 г. составило 15,9 МПа, что говорит о необходимости его дальнейшего увеличения за счет организации эффективного заводнения по низкопроницаемым пластам.
Чрезмерное снижение пластового и забойного давлений приводит к снижению проницаемости, особенно в малопродуктивных коллекторах, за счет смыкания трещин и усиления влияния глин на продуктивность коллектора.
Специальные исследования, проведенные Н.Н.Непримеровым в 70 годах, показали (прил.6), что наилучшие условия эксплуатации месторождения создаются при давлениях близких к первоначальному пластовому, но так как технически это осуществить сложно, было признано целесообразным поддерживать пластовое давление на уровне 16-16,5 МПа. Снижение пластового давления ниже 14,0 МПа способствует снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости.
Анализ пластовых и забойных давлений показывает, что чаще всего высокие забойные давления наблюдаются в зонах с высоким пластовым давлением, следовательно, таким путем достигается перепад давления, необходимый для притока нефти.
Снижение забойных давлений ниже критических приводит к уменьшению продуктивности из-за выпадения смолисто-асфальтеновых компонентов не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта.
Важными факторами, влияющими на снижение забойного давления, являются: подтягивание контура обводненности, технологические условия эксплуатации глубиннонасосного оборудования, целостность цементного камня, толщина глинистого раздела между нефтяным и глинистым пластами .
Текущее состояние выработки запасов и отбора нефти по пластам.
Пласт Д 1 а содержит 5,4 % извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 56,1 % от НИЗ нефти по пласту. В активную разработку за 2002год введено 180 тыс.т извлекаемых запасов нефти.
Пласт Д 1 б 1 содержит 4,3 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 66,2 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 б 2 содержит 8,9 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,4 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 б 3 содержит 15,4 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,1 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 в содержит 24,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,3 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 г 1 содержит 12,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 85,6 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 г 2 содержит 28,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 91,1 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д 1 д содержит 2,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 74,7 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Текущее состояние выполнения проектных показателей.
Добыча нефти в 2002 году выше проектной на 3,5 %. При этом фактическая добыча жидкости за рассматриваемый период значительно ниже проектной, что связано с ограничением отбора жидкости на площади (проведение мероприятий по регулированию процесса разработки). Соответственно отбору жидкости ограничивается и закачка воды в продуктивные пласты.
Действующий фонд скважин в 2002 году на 24 скважины больше проектного, что объясняется меньшим по сравнению с проектом выбытием скважин и вводом скважин из бездействующего фонда (проектом ввод из бездействия не предусмотрен). За период 2000- 2002 г. выбыло из добывающего фонда на 15скважин меньше, чем по проекту, а из бездействующего фонда введено 40 скважин.
3.1 Характеристика техноло гических показателей разработки
Динамика основных показателей разработки.
По состоянию на 1.01.2000 г. на площади пробурено 846 скважин, в том числе 633 добывающих и 213 нагнетательных. Остаточный проектный фонд составляет 192 скважины, из них 46 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.
Фонд действующих скважин составляет 370, нагнетательных 163. На площади 10,5 % фонда находится в бездействии: 78 добывающих скважин простаивают по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 11 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5 9, что указывает на несовершенство системы заводнения.
Из продуктивных пластов горизонта ДI на 1.01.2000 г. отобрано 57,4 млн.т. нефти, что составляет 82,6 % от начальных извлекаемых и 39,2 % от геологических запасов. Среднегодовая обводненность продукции равна 85,9 % , водонефтяной фактор 1,715. Сначала разработки в пласты закачено 186,3 млн.м 3 , компенсация отбора жидкости закачкой составляет 105,8 %.
Добыча нефти в 1999 г. составила 415 тыс.т. (3,4 % от текущих извлекаемых запасов), что в 6 раз меньше максимальной добычи в 1971 году. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины равен 3,5 т/сут по нефти и 24,6 т/с
Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Разработка бизнес-плана предприятия, занимающегося выпуском сувенирной продукции
Курсовая Работа На Тему Драматургія Старицького
Реферат: Политические конфликты
Органы Исполнительной Власти В Системе Мсу Курсовая
Курсовая По Гост 2022
Реферат: SWOT-анализ как инструмент разработки стратегии организации
Сочинение По Теме Лето
Реферат Образец Для Вузов
Реферат: Реферат по технологии приготовления пищи Венгерская кухня
Дипломная работа по теме финансово-экономический анализ деятельности автобусного парка
Убить Пересмешника Аргументы К Сочинению
Курсовая работа по теме Правове регулювання охорони праці жінок
Контрольная работа по теме Задачи экспертизы
Реферат: природные зоны Земли. Скачать бесплатно и без регистрации
Файлы И Файловая Система Реферат
Контрольная работа: Публичные и частные деликты в римском праве
Реферат На Тему Электрические Контакты
Моя Будущая Профессия Программист Эссе
Карпушкин Тимофей Юрьевич Диссертация Отзыв Ведущей Организации
Курсовая работа по теме Подготовка и проведение ХХII Олимпийских зимних игр 'Сочи 2022'
Отличия бактерий и вирусов - Биология и естествознание презентация
Зарубежная Европа - География и экономическая география презентация
Бухгалтерский учет и его место в системе управления предприятием (организацией, фирмой) - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа