агента приведены в графиках разработки (рис 9,10)

Таблица 12

Основные показатели разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения

Показатели	Годы разработки
	83	84	1985	86	87	88	89	1990	91	92	93	94	1998	96	97	98	99	00	01
Пробур фонд скв. шт	158	262	368	469	573	669	737	767	785	819	819	820	820	821	82	822	822	822	822
В т.ч.: - добывающих	143	245	349	418	491	529	587	589	593	594	594	596	597	597	600	600	603	603	603
-нагнетательных	15	17	19	51	82	140	150	178	192	225	225	224	223	224	222	222	219	219	219
действ, фонд скв-н:
в оттборе на нефть, шт	150	247	354	452	554	628	688	696	715	737	705	684	661	592	614	540	578	557	532
под нагнетанием, шт	2	4	7	7	7	36	36	42	43	52	64	76	89	98	109	114	89	95	103
добыча нефти: тыс.т.
за год	264,1	428,7	629	677,4	754,5	866,3	908.2	1006,7	1027,1	1017,7	967,8	901,5	829,3	778	725,7	672,9	630,2	652,2	628,81
С нач. разработки	433,2	861,9	14904	2168,3	2922,8	3789,1	4697,3	5704	6731,5	7749,2	8717	9618,5	10448	11226	11952	12625	13255	13907,2	14536
добыча жидкости:
- за год, тыс.т.	412,7	654,1	921,1	1016,2	1191,2	1435,7	1636,3	2114,8	2513,9	2782,8	3090,6	3344,1	3225,1	2756,5	3172,7	2863,5	2751,7	2797,8	3151,1
- % воды	36	34,5	31,7	33,3	36,7	39,7	44,5	52,4	59,1	63,4	68,7	73	743	71,8	77,1	76,5	77,1	77,9	81,2
Коэфф. нефтеизвлеч.	0,007	0,013	0,023	0,034	0,045	0,059	0,073	0,088	0,104	0,12	0,135	6,149	0,162	0,174	0,185	0,196	0,205	0,173	0,180
Отбор от утвержден.
извлек запасов нефти	0,017	0,034	0,059	0,086	0,115	0,15	0,186	0,226	0,266	0,306	0,344	0,38	0,413	0,444	0,472	0,489	0,491	0,499	0,521
Нагнетание агента:
- за год, тыс.т.	11,9	112	237	262,1	304	825	1280	1267,5	1460,4	1262,3	1567,3	1946,5	2545,7	2143,1	2464,3	1638,3	2123	1750	1736,7
- нач. закачки,	11,9	123,9	360,9	623	927	1752	3032	4299,5	5768,9	7031,2	8598,5	10545	13091	15234	17698	19336,3	21460	23210	24946,7
в т.ч. теплоносителя:
ГОД, ТЫС.Т.	11,9	112	237	254	255	697	780	914,4	891,7	888	1210,2	1442,5	1845	1499,8	1659,9	1135,6	1251,6	1300	1177,2
с нач. закачки,	11,9	123,9	360,9	614,9	869,9	1566,9	2346,9	32613	4153	5041	6251,2	7693,7	9538,7	11039	12699	13834,1	15086	16386	17563,2
холодной воды:
- за год, тыс.т.	-	-	-	8,1	49	128	500	353,1	577,7	374,3	357,1	504	700,7	643,3	804,4	502,7	871,4	450	559,5
- с нач. закачки,	-			8,1	57,1	185,1	685,1	1038,2	1615,9	1990,2	2347.3	2851,3	3552	4195,3	4999,7	5502,4	6373,8	6823,8	7383,3
Добы|ча нефти за счет
ТМ,тыс.т.	0	6,2	25,8	45,8	92	176,6	228,2	249,3	290,3	311,8	343,6	374,6	396	412.5	480	517,8	530,2	530	514,6
Добыча нефти от ТМ
к общей, %%	0	1,5	4,1	6,8	12,2	20,4	25,1	24,7	28,3	30,6	35,5	41,6	47,8	53	66.1	77	84,1	86,3	90,4
Расход теплоносит.на
1 т. нефтиотТМ, т/т	-	18	94	5,5	2,8	3,9	3,4	3,7	3,1	2,8	3,5	3,9	4,7	3,6	3,5	2,2	2,4	2,5	2,3

---

2.7. Анализ выработки запасов

Здесь необходимо особо остановиться на показателях выработки запасов нефти из рассматриваемого объекта разработки - залежи нефти пласта А4. Необходимо отметить, что все сравнительные показатели рассчитаны по отношению к запасам нефти, утвержденным Центральной комиссией по запасам Минтопэнерго России 18 ноября 1994 года (Протокол № 56) [9]. Количественные показатели запасов нефти и растворенного газа приведены в табл.13.

Известно, что пласт А4 башкирского яруса является сложным высоко­неоднородным объектом разработки, разрез которого представлен от 14 до 17 Продуктивных пластов с различной проницаемостью, изменяющейся в широком диапазоне - от 0,008 до 1,226 (в отдельных случаях и более) мкм².

На залежи нефти пласта А4 за последние два года была пробурена оценочная скважина 1549 и проведен комплекс промысловых, лабораторных и аналитических исследований, которые позволили существенно уточнить коллекторные свойства пластов, и что весьма важно, коренным образом изменить ранее сложившиеся представления о состоянии выработки запасов нефти из продуктивных пластов.

С учетом всего комплекса проведенных опытных и научно-исследовательских работ для дальнейших научных и промышленных работ рекомендуется принять геолого-геофизическую модель элемента скв.845, представленную в табл. 14 . Эта модель является наиболее достоверной характеристикой как относительного строения залежи в целом, так и распределения состояния дренирования ее продуктивных пластов..
Таблица 13

Категория запасов «А», пласт А4 башкирского яруса

Параметры	Пачки разреза пласта А4			Залежь в целом
	Верхняя-ВП	Средняя-СП	Нижняя-НП
Площадь нефте-
носности, тыс. м	23511,0	17252,0	14109,0	23511,0
Эфф. нефтенасыщ.
толщина, м	7,31	10,27	9,41	20,49
Объем нефтеносных
пород, тыс. м3	171780,7	177184,9	132769,1	481734,7
Пористость
коллекторов, доли	0,163	0,207	0,181	0,184
Поровый объем
коллекторов, тыс. м3	28000,254	36677,274	24031,207	88708,735
Нефтенасыщ., доли	0,778	0,836	0,786	0,801
Пересчет, коэфф.	0,986	0,981	0,981	0,982
Уд.вес нефти, г/см3	0,928	0,918	0,918	0,921
Нач. баланс, запасы
нефти, тыс. т	19932,7	27613,1	17010,2	64556,0
Нач. извлек, запасы
нефти, тыс. т	7813,6	10824,3	6658,0	25305,9
Коэфф. нефтеизвл.	0,392	0,392	0,392	0,392
Газонасыщенность
пласт, нефти, м3/т	3,390	6,160	6,160
Нач. баланс, запасы
раствор, газа, тыс. м	67571,8	172858,0	106433,8	346913,8

---

Из приведенной модели следует, что текущий отбор запасов нефти из разреза пласта А4 осуществлен в следующих относительных показателях:

- верхняя пачка - 0,079,

- средняя пачка - 0,403,

- нижняя пачка - 0,013.

С учетом запасов нефти по каждой пачке и полученного текущего темпа их выработки получим следующие коэффициенты отбора нефти из каждой пачки:

- из верхней пачки - 0,122,

- из средней пачки - 0,861,

- из нижней пачки - 0,017.

Таблица14

Геолого-геофизическая модель элемента скв. 845.

Интервалы глубин залегания пластов,м	hэф, м	m, доли ед.	k, MKM2	Нач. запасы нефти, тыс. т	Нефтенасыщенность, доли единиц		а,%
					началь­ная	текущая
Верхняя пачка (ВП)
1101,4-1102,6	1,2	0,154		10,820		0,469	0,167
1105,2-1108,5	3,3	0,087	0,068	17,349	0,660	0,607	0,013
1109,4-1110,0	0,6	0,078		2,836		0,607	0,013
1113,6-1114,6	1,0	0,067		4,034		0,607	0,013
1115,4-1116,6	1,2	0,168	0,233	11,912	0,800	0,469	0,167
1119,8-1121,4	1,6	0,129		12,191		0,469	0,167
Итого:	8,9	0,112	0,112	59,142			0,079
Средняя пачка (СП)
1123,4-1124,0	0,6	0,113	0,230	4,007	0,800	0,469	0,167
1124,6-1128,4	3,8	0,173	0,520	39,563	0,800	0,322	0,375
1129,0-1132,8	3,8	0,162	0,733	37,050	0,769	0,322	0,375
1134,0-1137,6	3,6	0,172	1,050	35,926	0,849	0,284	0,530
1138,6-1139,8	1,2	0,175	0,192	12,507	0,806	0,469	0,167
1141,0-1142,4	1,4	0,141	1,226	11,451	0,810	0,284	0,530
Итого:	14,4	0,166	0,738	140,50			0,403
Нижняя пачка (НП)
1144,0-1145,6	1,6	0,141	0,008	13,846	0,650	0,686	0,013
1147,0-1159,8	12,8	0,147	0,032	113,47	0,690	0,607	0,013
Итого:	14,4	0,146	0,029	127,32			0,013
Всего по
Элементу	37,7			326,96			0,197

---

Тогда распределение текущих отборов нефти по пачкам пласта А4 уделяется как:

Q _р (t)_вп = Q _р (t) х К_вп ; (23)

Q _р (t)_сп = Q _р (t) х К_сп ; (24)

Q _р (t)_нп = Q _р (t) х К_нп ; (25)

где Q_H(t)_Bn, Qn(t)cn, Qn(t)nn - текущий отбор нефти соответственно из верхней, средней и нижней пачек;

Q_H (t) - добыча нефти по залежи на данный момент времени (суммарная, годовая, суточная и т.д.);

Квп, К_сп, К_ш - коэффициенты текущего отбора нефти по пачкам.

Расчеты показывают, что по состоянию на 01.12.98 года отбор запасов нефти по пачкам (нефтеизвлечение) составляет: по верхней пачке -7,7%, по средней - 39,2% и по нижней - 1,4%. По средней пачке уже достигнут утвержденный коэффициент нефтеотдачи, равный 0,392. В табл.15 и на рис. 11 показана динамика выработки запасов нефти из пачек объекта за всю историю его разработки. Эти данные наглядно иллюстрируют весьма слабое дренирование продуктивных пластов верхней и особенно нижней пачек при существующей системе разработки залежи нефти.- Применяемая система разработки явилась весьма эффективной для выработки запасов нефти только из продуктивных пластов средней пачки. Остаточные запасы нефти составляют (на 01.12.98): - по верхней пачке -18399,2 тыс.т. Таблица 15

Динамика выработки запасов нефти из пачек залежи пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения

Годы	QHпo залежи, тыс. т	а, %	Отбор нефти из пачек А4, тыс.т			коэффициент нефтеизвлечения %%
			ВП	СП	НП	ВП	СП	НП
1982	152,6	0,3	18,6	131,4	2,6	0,09	0,48	0,02
83	433,2	0,7	52,9	373,0	7,3	0,27	1,35	0,04
84	861,9	1,3	105,2	742,1	14,6	0,53	2,69	0,09
1985	1490,9	2,3	181,9	1283,7	25,3	0,91	4,65	0,15
86	2168,3	3,4	264,5	1866,9	36,9	1,33	6,76	0,22
87	2922,8	4,5	356,6	2516,5	49,7	'1,79	9,11	0,29
88	1280,1	5,9	462,8	1262,4	64,4	2,32	11,81	0,38
89	4697,3	7,3	573,1	4044,4	79,8	2,88	14,65	0,47
1990	5704,0	8,8	695,9	4911,1	97,0	3,49	17,79	0,57
91	3731,5	10,4	821,2	5795,8	114,5	4,12	21,00	0,67
92	7749,2	12,0	945,4	6672,1	131,7	4,74	24,16	0,77
93	8717,0	13,5	1063,5	7505,3	148,2	5,34	27,18	0,87
94	9618,5	14,9	1173,5	8281,5	163,5	5,89	30,00	0,96
1998	10448	16,1	1274,7	8995,7	177,6	6,40	32,58	1,04
96	11226	17,4	1369,6	9665,6	190,8	687	35,00	1,12
97	11952	18,5	1458,1	10290,7	203,2	7,32	37,27	1,19
2001	12570	19,5	15,335	40822,8	213,7	7,80	39,20	1,26

---

12003


97 ноя.98


1982



- по средней пачке - 16790,3 тыс.т.,

- по нижней пачке - 16796,5 тыс.т,

- по залажи в целом - 51986,0 тыс.т.

Объект продолжает оставаться высокоперспективным, но требуется новый подход в системе его разработки. Новая система высокоэффективной доразработки залежи может быть обоснована только при новом технологическом проектировании и составлении проекта доразработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения.

2.8. Сопоставление фактических и проектных показателей

Базовыми документами для сопоставительного анализа является официальный отчетный документ НГДУ «Ижевскнефть» о разработке залежи и рекомендемой технологической схемы по варианту «За» -разработка залежи с применением технологии ИД ТВ (П).

По результатам сопоставительного анализа делается заключение о причинах выявленных расхождений и осуществляется корректировка проектных показателей. Сопоставление основных фактических и проектных показателей приводится в табл.16.

Выводы сопоставительного анализа сводятся к следующему:

- по действующему фонду скважин, дающих продукцию, с 1998 по 2002 гг. уменьшалось (16,4-25,7%) от запланированного количества, но к 2002 году количество было увеличено на 5,3% от запроектированного; по нагнетательным скважинам с 1998 год по 2002 год - фактическое число превышает проект (1,9-7,7%), но к 2001 г. их показатели уменьшились (на 3,4-8,8 %).

- по годовой добычи нефти и обводненности добываемой продукции с 1998 года уровень расхождения фактической добычи нефти стал неуклонно возрастать и к 2000 году достиг величины - 32,3%.Одновременно с этим снижался и темп отбора жидкости, но при этом сравнялись величины

---

Смотрите также файлы

• Тема особенности конструирования современного урока.pdf

• Семинар бадарламасы ебекшіаза ауданы 2023 жыл.docx

• Кафедра экономики и управления.doc

• Практическая работа 1 Лучшие модели и практики наставничества педагогических работников в Российской Федерации Задание.docx

• Придумайте свои задания по одному, составленному в соответствии с приведенными принципами композиции, представьте их в презентации используя рекомендации тест PowerPoin.doc