Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 57
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Рисунок 9– Динамика фонда добывающих скважин, эксплуатационного бурения
Текущее состояние разработки месторождения характеризуется обводненностью продукции 94.4%. Основная причина обводнения скважин – закачка воды в пласт. В динамике обводненности продукции (рис.4.2.8) можно выделить несколько этапов:
- 1977 - 1979 годы – безводный период эксплуатации (<2% воды);
- 1980 - 1994 годы период интенсивного роста (до 82% воды);
- 1995 – 1998 годы период стабилизации на уровне 82-83%;
- 1999 – 2011 годы – период замедленного роста.
Формирование системы поддержания пластового давления начато в 1978 году – практически одновременно с началом его эксплуатации (на естественном режиме добыто 468 тыс.т нефти, 1.3% от общей добычи).
Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2012 года в продуктивные пласты закачано 217363.8 тыс.м3 воды при накопленном отборе жидкости 183131.3 тыс.т. Максимальная накопленная закачка по 2 участку, которая составляет 24% от общей, минимальная – на 5 участке (2.8%).
Среднее пластовое давление по состоянию на 1.01.2012 года составляет 16.2 МПа, что ниже первоначального на 1.2 МПа.
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
В настоящее время месторождение полностью разбурено, весь проектный фонд реализован на 100% (табл.4), бурение осуществлялось по проектной сетке 25 га/скв.
Таблица 4 - Состояние реализации проектного фонда
| п/п | Категория фонда | Месторождение |
| 1 | Утвержденный проектный фонд, всего | 661 |
| в том числе: | | |
| - добывающие | 462 | |
| - нагнетательные | 199 | |
| - газовые | - | |
| - контрольные | - | |
| - водозаборные | - | |
| 2 | Фонд скважин на 1.01.2012 г., всего | 661 |
| в том числе: | | |
| - добывающие | 462 | |
| - нагнетательные | 199 | |
| - газовые | - | |
| - контрольные | - | |
| - водозаборные | - | |
| 3 | Фонд скважин для бурения | - |
| На 1.01.2012г., всего | - | |
| в том числе: | - | |
| - добывающие | - | |
| - нагнетательные | - | |
| - газовые | - | |
| - контрольные | - | |
| - водозаборные | - |
По состоянию на 01.01.2012 года фонд скважин Даниловского месторождения составил 661 единицу, из которых 312 скважин находятся в эксплуатационном добывающем фонде, 124 – в эксплуатационном нагнетательном, 91 - в консервации, 37 – в контрольно-пьезометрическом фонде, 97 скважин ликвидированы.
Действующий фонд добывающих скважин составляет 293 скважины (63.4% от добывающего фонда). Из числа добывающих скважин 19 находятся в бездействии, 62 скважины - в консервации, контрольных и пьезометрических -18, ликвидировано – 70.
Действующий фонд нагнетательных скважин - 124 единицы (62.3% от нагнетательного фонда), в бездействии – 21 скважина, в консервации – 29, в контрольных и пьезометрических – 19, ликвидировано 27.
Рисунок 10– Схема пробуренного фонда скважин по участкам
Действующий фонд добывающих скважин характеризуется как среднедебитный по нефти и высокообводненный. Средний дебит нефти их составляет 5.5 т/сут, изменяется по скважинам в диапазоне от 0.2 т/сут до 37.7
По величине текущего дебита нефти скважины распределяются следующим образом:
- до 2.5 т/сут – 33.8% фонда (99 скв.);
- от 2.5 до 10 т/сут – 53.3% фонда (156 скв.);
- от 10 до 20 т/сут – 10.9% фонда (32 скв.);
- более 20 т/сут – 2.0% фонда (6 скв.).
Рисунок 11- Распределение действующего фонда добывающих скважин
по дебитам нефти
Малодебитность скважин связана с низкой продуктивностью вскрытых интервалов, обусловленная геолого-физической характеристикой пластов, у 15% добывающих скважин входной дебит по нефти был менее 2.5 т/сут, сейчас доля таких скважин возросла до 34.4%.
Распределение скважин по текущему дебиту нефти в пределах каждого участка выглядит следующим образом
Таблица 6 – распределение скважин по текущему дебиту нефти.
-
Участки
Дебит нефти, т/сут
> 20
20-10
10-5
5-2.5
2.5-1.0
< 1
Всего
1
скв /%
-
4 /25
6 /37.4
1 /6.3
1 /6.3
4 /25.0
16
2
скв /%
2 /5.3
9 /23.7
9 /23.7
12 /31.6
3 /7.9
3 /7.9
38
3
скв /%
-
6 /13.6
15 /34.1
8 /18.2
10 /22.7
5 /11.4
44
4
скв /%
2 /8
3 /12
5 /20
6 /24
7 /28
2 /8
25
5
скв /%
1 /7.1
1 /7.1
2 /14.3
4 /28.6
5 /35.8
1 /7.1
14
6
скв /%
-
3 /8.6
9 /25.7
9 /25.7
9 /25.7
5 /14.3
35
7
скв /%
-
3 /6.8
16 /36.4
13 /29.5
10 /22.7
2 /4.5
44
8
скв /%
1 /5.9
2 /11.8
3 /17.6
4 /23.5
7 /41.2
-
17
9
скв /%
-
-
-
-
-
-
-
10
скв /%
-
-
7 /33.4
3 /14.3
7 /33.3
4 /19
21
11
скв /%
-
1 /2.6
13 /33.3
11 /28.2
11 /28.2
3 /7.4
39
Месторождение
скв /%
6 / 2.0
32 / 10.9
85 /29.0
71 /24.2
70 /23.9
29 /9.9
293 /100
Наибольшее количество скважин- с дебитом нефти от 1 до 10 т/сут
Распределение скважин по текущему дебиту жидкости:
- до 5 т/сут – 10.6% фонда (31 скв.);
- от 5 до 20 т/сут – 19.5% фонда (57 скв.);
- от 20 до 50 т/сут – 21.8% фонда (64 скв.);
- от 50 до 100 т/сут – 17.1% фонда (50 скв.);
- от 100 до 200 т/сут – 14.3 % фонда (42 скв.);
- более 200 т/сут – 16.7% фонда (49 скв.)
Рисунок 12 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости
Из распределения видно, что диапазон добывных возможностей действующего фонда добывающих скважин достаточно широк и представлен различными группами по дебитам.
Таблица 6– Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности
| Дебит жидкости, т/сут | Обводненность, % | Всего | % | |||||
| < 20 | 20-50 | 50-90 | 90-95 | >95 | ||||
| 0-5 | 6 | 6 | 16 | 1 | 2 | 31 | 10,6 | |
| 2,47,235,821,533,1 7211056397293 100---6434916,7--713224214,3-11116225017,1-1372066421,8722513612,35-10 % Всего >200 100-200 50-100 20-50 | - | 6 | 12 | 2 | 1 | 21 | 7,2 | |
1
10-20
Среднегодовая обводненность продукции действующего фонда скважин за 2011 год составила 94.4%, изменяясь по скважинам от 6.4% до 99.7%.
Распределение действующих добывающих скважин по обводненности следующее (рис.13): менее 50% - 9.6% фонда (28 скважин); от 50 до 90% - 36.8% фонда (105 скважин); от 90 до 95% - 22.2% фонда (65 скважины); более 95% - 32.4% фонда (95 скважин).
Рисунок 13– Распределение скважин
Более половины скважин (54.6%) работают с обводненностью продукции свыше 90%.
Распределение перебывавшего фонда скважин в эксплуатации по накопленной добыче нефти следующее (рисунок 14):
Рисунок 14– Распределение скважин по накопленной добыче нефти
- до 5 тыс.т – 15.2% фонда (81 скв.); от 5 до 20 тыс.т – 20.7% (110 скв.); от 20 до 50 тыс.т – 23.6% (126 скв.); от 50 до 100 тыс.т – 17.7% (94 скв.); от 100 до 300 тыс.т– 19.2% (102 скв.); от 300 до 500 тыс.т– 3.2% (17 скв.); более 500 тыс.т – 0.4% (2 скв.).
2.3 Анализ выполнения проектных решений
Месторождение разрабатывается на основании проектного документа «Дополнение к проекту разработки Даниловского месторождения», утвержденного в 2010 году (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре № 1252 от 17.03.2010 г).
Основные положения проектного документа:
1) один эксплуатационный объект (пласты П1+П2+Т+КВ);
2) трансформация площадной девятиточечной системы в пятиточечную с избирательным заводнением;
3) плотность сетки 25 га/скв;
4) механизированный способ эксплуатации;
5) давление на устье нагнетательных скважин – 15 МПа;
6) забойное давление механизированных скважин – 9 МПа;
7) проектный фонд 660 скважин.
Проектный фонд реализован на 100%. Месторождение полностью разбурено по проектной сеткой – 25 га/скв.
В настоящее время система разработки Даниловского месторождения представляет собой разнообразие завершенных и незавершенных систем разработки: 9-ти точечная, 9-ти точечная трансформированная в 5-ти точечную, незавершенная 9-ти точечная, очаговая.
Способ эксплуатации скважин механизированный, фактическое забойное давление скважин 8.8 МПа, практически на уровне проектного (9 МПа).
Давление на устье нагнетательных скважин 12.0 МПа, ниже проектного на 3 МПа.
В рамках последнего проектного документа с целью ПНП и ИДН, по фактическим результатам эксплуатации скважин предлагалась программа ГТМ.
Программа ГТМ, составленная на период 2008-2011 гг предусматривает следующие виды мероприятий:
- гидроразрыв пласта (ГРП);
- методы обработки призабойной зоны