Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
Залежь пласта АВ4-5 введена в разработку в 1969г. В данный момент залежь находится на четвертой завершающей стадии разработки. Заводнение залежи начато в 1971г. В соответствии с проектными решениями в зависимости от фильтрационных характеристик различных участков залежи в процессе ее освоения были организованы различные системы заводнения: трех- и пятирядные блоки с уплотняющими и поперечными дополнительными нагнетательными рядами скважин, очаговое заводнение, кольцевая батарея нагнетательных скважин вокруг ЧНЗ и центральный разрезающий ряд внутри кольца. · Анализ выработки запасов нефти уплотняющим фондом скважин. Общее число добывающих скважин, введенных в эксплуатацию в 1969-1983гг.- 1146 единиц, доля их участия в накопленной добыче нефти – 78%.Этим фондом была охвачена практически вся площадь залежи, в том числе ЧНЗ и ВНЗ. С 1984 по 2003г. было введено в эксплуатацию 2114 скважин, вклад которых в суммарную добычу нефти составил лишь 22%, а в суммарную добычу воды – 51%. Из них 1764 скважины бурились между ранее пробуренными добывающими скважинами в целях уплотнения сетки, и 350 скважин - в приконтурной зоне пласта. На площади залежи размещены скважины трех групп: - введенных в эксплуатацию до 1984г.; - уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г.; - приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г. Начальная обводненность скважин, вводившихся в эксплуатацию на новых приконтурных участках была, как правило, значительно ниже, чем по уплотняющим скважинам. Исключения составляют 1997,1998, 2001 и 2003гг., когда в уплотняющий фонд ежегодно вводилось от одной до шести новых скважин с обводненностью, не превышающей 50%. Скважины, введенные в эксплуатацию до 1984г. обеспечили максимальный объем добычи нефти из пласта – 37,9 млн.т в 1983г. Из 1146 скважин в 2003г. осталось 211 действующих скважин, годовая добыча нефти составила 507,4 тыс.т при обводненности продукции 97,5%, объем попутной воды – 1 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 4,2 и 169 т/сут соответственно. По группе уплотняющих скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., максимальная добыча нефти – 12,1 млн.т, была получена в 1986г. К 2003г. из 1676 скважин в действующем фонде осталось 702 скважины, годовая добыча нефти составила 1,8 млн.т при обводненности продукции 97,1%, объем попутной воды – 58,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 6,7 и 228 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 55 тыс.т, жидкости – 624 тыс.т, ВНФ – 10,3.
По группе приконтурных скважин, введенных в эксплуатацию после 1984г., самый низкий максимальный уровень добычи нефти – 851 тыс.т (в 1989г.). К 2003г. из 347 скважин в действующем фонде осталось 121 скважина, годовая добыча нефти составила 184 тыс.т при обводненности продукции 95,1%, объем попутной воды – 3,6 млн.т, средние дебиты нефти и жидкости – 3,9 и 80 т/сут соответственно. Накопленный отбор нефти на скважину, побывавшую в добыче составляет 22,9 тыс.т, жидкости –208 тыс.т, ВНФ – 8,1. Сравнение показателей разработки по группам скважин за период 1984-2003гг. позволило сделать следующие выводы: - минимальными годовыми уровнями добычи нефти характеризовались приконтурные скважины, в связи с их небольшим количеством. До 1987г. основной вклад в добычу нефти приходился на старые скважины, а с 1987г. уровни добычи уплотняющих скважин стали превышать годовую добычу нефти старых скважин почти в 2 раза; - наибольшими значениями обводненности продукции на протяжении 1984-2003гг. характеризовались скважины, введенные до 1984г., наименьшими - приконтурные скважины; - по накопленной добыче нефти и жидкости однозначное преимущество имеет группа скважин, введенных в эксплуатацию до 1984г. (для анализа использована накопленная добыча по этим скважинам только за период с 1984-2003гг.). К 2003г. накопленная добыча жидкости по уплотняющим скважинам достигла величины, близкой к значению, полученному по старым скважинам; - максимальными дебитами нефти до 1993г. характеризовались уплотняющие скважины, с 1993г. дебиты нефти по всем группам скважин стали сопоставимыми. Дебиты жидкости старых скважин вплоть до 2000г. превышали значения по уплотняющим скважинам в среднем на 50 т/сут, а с 2000г. стали ниже, чем по уплотняющему фонду в среднем на 6-58 т/сут. Минимальные дебиты жидкости отмечались по приконтурным скважинам; - наибольшая доля в действующем фонде на протяжении 1984-2003гг. приходилась на уплотняющие скважины, которые обеспечили основную часть годовой добычи нефти. Их количество и вклад в добычу нефти продолжает увеличиваться, в то время как фонд старых скважин, введенных до 1984г, как и их доля в годовых отборах нефти, постепенно снижается. Вклад в добычу нефти приконтурных скважин, количество которых кратно ниже - минимален.
Несмотря большой вклад уплотняющих скважин в годовую добычу нефти и достаточно высокие дебиты нефти, использование уплотняющего фонда все-таки менее эффективно, чем скважин, введенных до 1984г., что обусловлено совокупностью геологических и технологических причин: 1. бурение уплотняющих скважин в заводненных зонах со сложным распределением по разрезу нефтенасыщенных и заводненных интервалов, о чем свидетельствует высокая начальная обводненность скважин; 2. неправильный выбор интервалов перфорации, т.к. применявшийся комплекс ГИС не позволял достаточно достоверно оценивать характер насыщения пласта по разрезу; 3. несовершенство применяемой технологии крепления скважин и разобщения нефтенасыщенных и заводненных интервалов; 4. неудовлетворительное техническое состояние скважин, наличие перетоков воды по стволу, приводящее к увеличению обводненности продукции скважин. [2]
|
||||||
Последнее изменение этой страницы: 2017-01-19; просмотров: 224; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.149.214.32 (0.004 с.) |