Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:
- Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект
- Верейско-башкирский объект
До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443.
Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 – работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин.
|
|
|
По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонногоперетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонныхперетоков и низкой продуктивности интервалов.
Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рис. 2.2.1-2.2.2.
Рис.2.2.1– Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (Фонд добывающих скважин, добыча нефти, жидкости и закачка)
|
|
|
Рис.2.2.2 – Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (дебит нефти, жидкости и приемистость)
Для сопоставления проектных и фактических показателей разработки были использованы показатели, утвержденные в проекте пробной эксплуатации (период 2007-2008 г.г.) и технологической схеме разработки (период 2009-2011 г.г.).
Основным объектом месторождения, является верейско-башкирский объект, разрабатываемый собственной сеткой скважин, который так же является основным, по входной добыче нефти и жидкости (89 % накопленной добычи нефти, от суммарной добычи нефти по месторождению в целом). Касимовско-мячковско-подоло-кашисркий объект - объект приобщения. Поэтому, изменение или отклонение от проектных показателей разработки связанно с верейско-башкирским объектом.
Проектные решения по бурению 12-ти новых скважин в 2007-2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации были выполнены, но следует отметить, что по новым скважинам были получены дебиты ниже запроектированных в 2007 году в 4,4 раза, в 2008 – в 1,3 раза. В результате чего, фактические показатели разработки в данный период, значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54 %, а в 2008 году на 48 % ниже проектного уровня. В соответствии, с проектом пробной эксплуатации добыча нефти из пластов касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта не предполагалась, таким образом фактическое отклонение уровней добычи нефти в анализируемый период значительно, более чем в три раза. Годовая добыча жидкости в эти годы, так же, ниже проектного уровня, более чем на 50%. Накопленные показатели в 2007 незначительно ниже запроектированных, но уже к 2008 г. отклонение по накопленной добыче нефти и жидкости составило более 20 %. Действующий фонд добывающих скважин в описываемый период соответствует или выше запроектированного. Таким образом, в период пробной эксплуатации месторождения с 2007 по 2008 г. включительно, отставание от проектных уровней добычи нефти связанно с низкими дебитами по новым скважинам.
|
|
|
В значительной степени это связано с неподтверждением геологического строения эксплуатационных объектов принятого в подсчете запасов 2003 года. По результатам бурения новых скважин по данным ГИС наблюдается уменьшение прогнозных нефтенасыщенных толщин и увеличение газонасыщенных, что обусловлено наибольшим распространением газовых шапок, чем прогнозировалось на начальном этапе оценки геологического строения (рис.2.2.3-2.2.4). В районе скважины 1443, по верейским и башкирским залежам прогнозировалось, отсутствие газовой шапки, фактически же, верейские пласты насыщенны газом. Кроме того, практически все скважины, пробуренные в 2007 г. работали с большим газовым фактором, в результате чего из скважин 1, 2, 5, 6 пробурены боковые горизонтальные стволы.
|
|
|
В период с 2009 г. по 2011 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости, в целом на уровне запроектированных (до 10 %). В 2009 году в сравнении с Технологической схемой разработки фактические годовые и накопленные показатели разработки по месторождению незначительно выше проектных, за счет большего дебита нефти вновь вводимых скважин, меньшего падения добычи нефти и ввода трех БННС (годовая добыча нефти: проект – 86,9 тыс.т, факт – 91,3 тыс.т, жидкости: проект – 93,8 тыс.т, факт – 98,8 тыс.т).
Рис.2.2.3 – Сравнение средней нефтенасыщенной толщины объектов разработки
Рис.2.2.4 – Сравнение средней газонасыщенной толщины объектов разработки
В 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %, что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).
За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 825; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!