Сравнение проектных и фактических показателей разработки
С 2012 года месторождение разрабатывается в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 15.11.2012 №5464).
За трёхлетний проектный период (2012–2014гг.) фактический объём эксплуатационного бурения составил 63,8тыс.м (проект – 48,0тыс.м), введено из бурения 17 скважин (проект – 11). Основная часть вводимого из бурения фонда (10 скважин) приходится на объект БС10. Зарезка БГС при КРС выполнена в 103 скважинах (проект – 94).
Фактические темпы выбытия добывающих скважин по причине достижения предельной обводнённости несколько ниже проектных (факт – 90, проект – 104), вследствие чего эксплуатационный фонд составляет 1065 скважин при проектном – 1045.
Добыча нефти в течение проектного периода практически соответствовала проектной – при допустимом отклонении ±20% фактическое отклонение составило: в 2012 году – -0,1%, в 2013 году – -0,4%, в 2014 году – -1,8%.
В 2014 году добыча нефти на месторождении составила 1566,8тыс.т (проект – 1595,7 тыс.т), добыча жидкости – 10078,1тыс.т (проект – 11976тыс.т), закачка воды – 9669,3тыс.м3 (проект – 11526тыс.м3).
Фактический дебит нефти соответствует проектному – 6,9 т/сут, фактический дебит жидкости (44,1 т/сут) несколько ниже проектного (52,2 т/сут), фактическая обводнённость (84,5%) ниже проектной (86,7%).
Сравнение проектных и фактических технологических показателей разработки по отдельным эксплуатационным объектам приведено ниже.
|
|
|
Графические материалы, характеризующие состояние разработки эксплуатационных объектов Яунлорского месторождения, составлены в соответствии с отчётной информацией НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и приведены на графических приложениях П.4.1–П.4.12.
Заключение
1.Яунлорское месторождение эксплуатируется с 1980 года (35 лет), в разработке находятся шесть эксплуатационных объектов: АС7-8, АС9-10, БС2, БС10, БС18-22 и ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты).
2. Месторождение разрабатывается в соответствии с утверждёнными проектными решениями, последним проектным документом является «Дополнение к проекту разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 15.11.2012 №5464).
3. В 2014 году добыча нефти по месторождению составила 1566,8тыс.т, при этом основная часть текущей добычи (82%) была обеспечена тремя объектами: АС7-8, БС10 и БС18-22.
4.Накопленная добыча нефти составляет 47993тыс.т, текущий КИН – 0,181 при утверждённом КИН – 0,321, отбор от НИЗ – 56,4% при обводнённости – 84,5%. Накопленная добыча конденсата составляет 107тыс.т. Объектом АС7-8 обеспечено 36% добычи нефти месторождения, объектом АС9-10 – 30%. Основная часть текущих извлекаемых запасов приурочена к объекту АС7-8 – 18299тыс.т (50% от ТИЗ месторождения).
|
|
|
5. На месторождении пробурено 1456 скважин, утверждённый проектный фонд реализован на 96%.
6.В целях повышения эффективности разработки с 1999 года на месторождении осуществляется зарезка боковых стволов при КРС. За период 1999–2014гг. зарезка БС при КРС проведена в 378 скважинах.
7.За трёхлетний проектный период (2012–2014гг.) основные фактические показатели разработки месторождения соответствовали или были близки к проектным.
8.За проектный период введены из бурения 17 новых добывающих скважин (проект – 11), проведена зарезка БС при КРС в 103 скважинах (проект – 94).
9. Анализ фактически достигнутых показателей разработки с учётом высокой текущей обводнённости показывает, что для довыработки запасов необходимо продолжить проведение мероприятий по вовлечению их в активную разработку.
Литература
1. Технологический проект разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения. 2015 г.
2. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986, 244 с.
3. П.А. Николенко, Н.В. Воробьева. Подземный ремонт скважин: Справочник. - М.: Недра. 2004. - 439 с.
|
|
|
4. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник.- М.: Недра. 1991. - 384. с.
5. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 480 с.
Приложения
Пласт АС7-8
Крупная нефтегазоконденсатная залежь пласта АС7-8 приурочена к Северо-Минчимкинскому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности, имеет четыре газовые шапки, распространяется за пределы Яунлорского месторождения и объединяется без разрыва контура нефтеносности на западе с Быстринским, на востоке – с Дунаевским месторождениями.
По типу залежь является пластовой сводовой, её размеры составляют 23х14,7км, высота – 60м. Средняя отметка ВНК принята на абсолютной отметке 1903м, ГНК – 1873м. В среднем общая толщина пласта по залежи составляет 18,9м, газонасыщенная – 5м, нефтенасыщенная – 5,9м. ФЕС пласта по данным ГИС невысокие и составляют для газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи: проницаемость – 17,4 и 18,9·10-3мкм2, коэффициенты пористости – 0,22 и 0,23, коэффициент газонасыщенности – 0,61, коэффициент нефтенасыщенности – 0,51. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 14,2м, в среднем составляя 2,1м.
|
|
|
Геологические разрезы на рисунке 2.1.16 иллюстрируют строение пласта: на одних участках месторождения в кровле пласта АС7присутствует монолитное песчаное тело, подошвенная часть представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов, на других песчаное тело развито в подошве толщи (пласт АС8), а верхняя часть разреза состоит из переслаиванияаргиллито-алевролитовых пород. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются зоны, где присутствуют оба монолитных тела.
В пределах залежи пласта АС7-8 выявлены четыре газовые шапки: две из них – южная и северная (относительно крупные по размерам и запасам) – обладают чисто газовыми зонами, а также две небольшие – западная (район скв. №139Р) и восточная (район скв.№272) с единым ГНК (-1873м). Южная газовая шапка – самая большая по размерам (6,4х5,4км, высота ~15м), кроме газонефтяной зоны представлена так же ЧГЗ, которая занимает 31% площади шапки. В ЧГЗ газонасыщенная толщина составляет 9,1м, в ГНЗ – 3,7м, нефтенасыщенная толщина – 4,1м. Северная газовая шапка (3,5х5,2км, высота ~13м) характеризуется обширной газонефтяной зоной (89%), фильтрационно-ёмкостные свойства которой немного выше, чем в чисто газовой, несмотря на то, что газонасыщенная толщина в ЧГЗ больше и равна 6,7м (в ГНЗ – 4м). Западная (размер – 3х0,9км, высота – 16,7м) и Восточная(размер – 1,3х1,6км, высота – 13,5м)газовые шапки представлены только газонефтяными зонами, газонасыщенные толщины которых составляют 2,6 и 2,2м, нефтенасыщенные – 4,5 и 5м. По всем газовым шапкам фильтрационно-ёмкостные свойства в газонасыщенной части характеризуются более высокими значениями, чем в нефтенасыщенной.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1575; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!