Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 02.05.2024
Просмотров: 81
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.4.2. Анализ фонда по дебитам нефти, жидкости
Распределение фонда скважин пласта Б2 по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2012 года показано в таблицах 2.7, 2.8 и на рисунках 2.3., 2.4.
Таблица 2.7
| Распределение действующего фонда скважин по дебиту нефти, т/сут | |
| До 5 | 14 |
| 5- 10 | 5 |
| 10-20 | 4 |
| 20-25 | 2 |
Распределение фонда скважин по дебиту нефти
Рис 2.3
Максимальный дебит нефти в скважине №143 равный 23,483 т/сут. Минимальный дебит в скважине №153 равный 0,009 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 0 до 5 т/сут. Среднесуточный дебит нефти по пласту Б2 – 6,5 т/сут. Большинство скважин малодебитные.
Таблица 2.8
| Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, т/cут | |
| До 10 | 6 |
| 10-100 | 13 |
| 100-200 | 3 |
| 200-220 | 3 |
Распределение фонда скважин по дебиту жидкости
Рис. 2.4
Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №153 со значением 1 т/cут. Максимальный дебит на объекте в скважине №107 со значением 220 т/cут. Среднесуточный дебит жидкости по пласту Б2 – 79,8 т/сут.
-
Анализ обводнения залежи
В таблице 2.9 и на рисунке 2.5 приведено распределение действующего фонда скважин по обводненности.
Таблица 2.9
| Распределение действующего фонда скважин по обводненности, % | |
| 40-60 | 3 |
| 60-90 | 6 |
| 90-95 | 10 |
| Выше 95 | 6 |
Распределение фонда скважин по обводненности
Рис. 2.5
Максимальная обводненность со значением 99% наблюдается в скважине № 153, а минимальная со значением 40,7% в скважине №143.
Средняя обводненность по пласту составляет 85,5%.
2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Важная часть анализа процесса разработки – сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта. Оно проводится с целью выявления взаимосвяи и влияния основных факторов, выяснения причин отклонения от проекных разработок и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели.
Динамика изменения проектных и фактических показателей разработки проанализирована за 2007-2011 год.
В таблице 2.10 приведены показатели проекта разработки и фактические данные.
Как видно из таблицы, проектные показатели немного превышают фактические. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели.
По проекту в 2007 и 2009 годах планировалось выбытие добывающих скважин, что не было выполнено. Фонд добывающих скважин в 2008, 2010 и 2011 годах отстает от проектных показателей на 2-3 единицы. Фонд нагнетательных скважин с 2008 года отстает от проектного. Средний дебит по нефти в 2007-2011 годах незначительно меньше проектного. Приемистость нагнетательных скважин до 2009 года была ниже проектной, в 2010 и 2011 годах – выше. Фактический коэффициент нефтеизвлечения во все года практически совпадает с проектным.
Столь малые расхождения фактических величин с проектными обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 гг) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 г. по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 г., соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня.
Таблица 2.10
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
| №№ п/п | ПOKAЗATEЛИ | ед. изм. | Г О Д Ы | |||||||||
| 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | ||||||||
| проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | |||
| 1 | Добыча нефти, всего, | тыс. т | 137,30 | 106,46 | 86,200 | 84,673 | 73,400 | 67,594 | 61,000 | 58,375 | 51,100 | 45,709 |
| 4 | Ввод новых доб. скв-н, всего, | шт. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 10 | Выбытие добывающих скважин | шт. | 5 | 0 | 2 | 0 | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 11 | Фонд добыв.скв-н на конец года | шт. | 29 | 29 | 29 | 27 | 26 | 26 | 26 | 24 | 26 | 24 |
| 12 | Действ.фонд добыв.скв. на к.г. | шт. | 29 | 29 | 29 | 27 | 23 | 26 | 23 | 24 | 23 | 24 |
| 13 | Перевод скв-н на мех-ю добычу | шт. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 14 | Фонд доб-х механиз-х скважин | шт. | 29 | 29 | 28 | 27 | 25 | 26 | 25 | 24 | 25 | 24 |
| 15 | Фонд нагнет-х скв-н на к.г. | шт. | 5 | 6 | 8 | 6 | 9 | 6 | 9 | 6 | 9 | 6 |
| 16 | Действ.фонд нагнет.скв.на к.г. | шт. | 5 | 6 | 7 | 6 | 8 | 6 | 8 | 6 | 8 | 6 |
| 17 | Ср.дебит скв.по жид-ти: действ. | т/сут | 113,9 | 105,9 | 86,5 | 107,8 | 83,5 | 109,6 | 78,9 | 108,9 | 75,0 | 101,2 |
| 19 | Ср.дебит скв.по нефти: действ. | т/сут | 17,7 | 12,9 | 10,2 | 10,4 | 9,3 | 8,8 | 8,1 | 7,9 | 6,8 | 6,0 |
| 21 | Ср.приемистость нагнет-х скв.по воде | м3/сут | 252,7 | 216,6 | 216,6 | 184 | 194,5 | 187 | 187,7 | 218,1 | 197,9 | 227,6 |
| 22 | Ср.обв-ть продукц.скв-н: действ. | % | 84,4 | 87,8 | 88,2 | 90,4 | 88,8 | 92,0 | 89,8 | 92,7 | 91,0 | 94,1 |
| 24 | Добыча жидкости, всего, | тыс. т | 881,3 | 817,7 | 732,0 | 881,4 | 656,1 | 846,2 | 596,1 | 804,1 | 566,7 | 773,3 |
| 26 | из новых скв. | тыс. т | 4919,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| 27 | Добыча жид-ти с нач.разраб-ки | тыс. т | 4919 | 4884 | 5521 | 5765 | 6177 | 6611 | 6773 | 7415 | 7340 | 8189 |
| 28 | Добыча нефти с нач. разраб-ки | тыс. т | 2032 | 1955 | 2041 | 2039 | 2114 | 2107 | 2175 | 2165 | 2226 | 2211 |
| 29 | Коэффициент нефтеизвлечения | доли ед. | 0,474 | 0,456 | 0,476 | 0,476 | 0,494 | 0,492 | 0,508 | 0,505 | 0,520 | 0,516 |
| 30 | Отбор от утвержд.извл.запасов | % | 72,2 | 69,4 | 72,5 | 72,4 | 75,1 | 74,8 | 77,3 | 76,9 | 79,1 | 78,5 |
| 31 | Темп отбора от извл.зап. нач-х | % | 4,9 | 3,8 | 3,1 | 3,0 | 2,6 | 2,4 | 2,2 | 2,1 | 1,8 | 1,6 |
| 32 | текущих | % | 14,9 | 3,8 | 9,4 | 9,8 | 8,0 | 8,7 | 6,6 | 8,2 | 5,6 | 7,0 |
| 33 | Закачка воды | тыс. м3 | 456,5 | 449,9 | 558,7 | 403,1 | 533,7 | 401,5 | 544,8 | 473,4 | 574,3 | 495,5 |
| 34 | Закачка воды с нач.разраб., | тыс. м3 | 2004,0 | 1944,4 | 2718,9 | 2347,5 | 3252,6 | 2749,0 | 3797,3 | 3222,4 | 4371,7 | 3717,9 |
| 35 | Компенсация отбора: текущая | % | 57,0 | 367,5 | 75,0 | 414,0 | 80,0 | 516,5 | 90,0 | 705,1 | 100,0 | 942,7 |
| 36 | с нач.разраб. | % | 42,0 | 86,5 | 46,7 | 100,1 | 50,1 | 113,5 | 53,5 | 129,4 | 57,0 | 146,2 |
2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами
2.6.1.Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин.
Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского: