Анализ разработки Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Расчёт технологических показателей разработки - очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование изменений технологических показателей разработки во времени. В настоящее время создано несколько десятков методик расчётов технологических показателей разработки, которые могут быть применены для Восточно-Лениногорской площади.

В курсовой работе выполнен анализ разработки Восточно-Лениногорской площади. Исходя из полученных результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности изменения показателей разработки в зависимости от применяемых систем воздействия и геологической особенности строения площади, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.

выработка нефть заводнение ромашкинский



1. Общие сведения о месторождении (площади)

Восточно-Лениногорскую площадь Ромашкинского месторождения разрабатывает НГДУ «Азнакаевскнефть».

Площадь расположена в восточной части Ромашкинского месторождения. [8]

В административном отношении она занимает северную часть Бугульминского и юго-западную часть Азнакаевского районов Республики Татарстан. Из населенных пунктов необходимо отметить деревни Микулино, Бирючевка, Соколка, которые связаны между собой проселочными дорогами. С запада на восток проходит шоссейная дорога, связывающая город Альметьевск с городом Азнакаево и рабочим поселком Актюбинский.

Ближайшей железнодорожной станцией является станция Бугульма Куйбышевской железной дороги. Расстояние до нее - 50 км. Город Бугульма имеет аэропорт республиканского значения, который связывает нефтяные районы с городами Казанью, Самарой, Оренбургом и Москвой.

В орографическом отношении изучаемая территория представляет собой равнину, подвергшуюся процессам денудации. Рельеф поверхности, в значительной мере определяется наличием многочисленных оврагов, балок и долин. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от + 140 м до + 320м.

На описываемой территории довольно хорошо развита гидрографическая сеть.

Все реки небольшие. Среди них можно отметить: реку Зай. Которая течет в меридиальном направлении. Склоны берегов рек ассиметричны: левый крутой, правый пологий. На территории площади рсположено Саморуковское водохранилище.

Климат описываемого района, по данным близко расположенных метерологических станций (Бугульма, Туймазы), является резко выраженным континентальным : - суровая, холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру от минус 13,7єС до минус 14,4єС. Абсолютный минимум температуры достигает минус 49єС.

Наиболее теплым месяцем является июль - средняя месячная температура колеблется от + 18,5єС до + 19,5єС. Максимальная летняя температура достигает + 38єС.

Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 44 мм) минимальное в феврале (до 12 мм).

В пределах Восточно-Лениногорской площади основным полезным ископаемым является нефть.[8]



2. Геолого-физическая характеристика месторождения (площади, залежи)

2.1 Характеристика геологического строения

Девонские отложения (D) на площади представлены породами среднего и верхнего отделов (в объёме эйфельского и живетского ярусов) залегают на кристаллическом фундаменте.[8]

Отложения живетского яруса (D₂gv) представлены старооскольским горизонтом, в составе которого выделяются воробьёвские, ардатовские и муллинские слои.

Отложения воробьёвских слоев (D₂^vb) залегают с размывом на породы эйфельского яруса и кристаллического фундамента. В составе воробьёвских слоёв выделяются песчаная пачка, пачка глинистых пород, залегающая на песчаном пласте. Нижняя пачка слагается преимущественно песчаниками с редкими прослоями глинисто-песчано-алевролитовых пород и аргиллитов. Верхняя пачка слагается из глинистых алевролитов, аргиллитов с прослоями мергелей и сидеритизированых аргиллитов. Мощность воробьёвских слоев колеблется от 0 до 19 м.

Породы ардатовских слоев (D₂^2ar) подразделяются на две пачки: нижнюю - песчано-алевролитовую (пласт DЙЙЙ) и верхнюю - карбонатно-глинистую. Нижняя песчано-алевролитовая пачка слагается преимущественно глинистыми алевролитами, в меньшей степени песчаными алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов и ослитовых шамозитово-сидеритовых руд. Алевролиты светло-серые, глинистые, неравномерно сидеритизированые. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевролитовые с неясной неправильной слоистостью. Верхняя карбонатно-аргиллитовая пачка сложена карбонатными породами (репер «средний известняк») и аргиллитами, подстилающими и перекрывающими его. Аргиллиты тёмно-серые до черных, тонкослоистые, сидеритизированые. Средний известняк сложен доломитами буровато-серыми, железистыми, перекристаллизоваными в средне-, реже крупнозернистые агрегаты. Мощность ардатовских слоев меняется от 18 до 28 м.

В составе муллинских слоев (D₂^ml) выделяются две пачки: нижняя алевролито-аргиллитовая (пласт DЙЙ) и верхняя алевролито-аргиллитовая. Нижняя пачка слагается алевролитами мелкозернистыми песчаниками. На северо-востоке площади коллекторы пласта замещены глинистыми породами. Алевролиты тёмно-серые с коричневатым оттенком, песчаные, в различной степени глинистые, сидеритизированые. Песчаники серые, мелкозернистые, со значительной примесью алевролитовых частиц.

Верхняя алевролито-аргиллитовая пачка слагается переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Аргиллиты зеленовато-серые и черные, участками сидеритизированые, тонкослоистые с выделениями тонкозернистого пирита. Алевролиты коричневато-серые, реже светло-серые, глинистые, с неяснослоистой текстурой. Верхний отдел представлен в объеме франкского (D₃f) и фаменского (D₃fm) ярусов. Мощность муллинского горизонта изменяется от 4 до 25 м.

Верхние отложения пашийского горизонта (D₃^p) несогласно залегают на породах живетского яруса. Нижняя граница горизонта совпадает с кровлей аргиллито-алевролитовой пачки муллинского возраста. В объеме горизонта выделяют пласты «а», «б», «в», «гд», которые представлены песчаниками и алевролитами, и разделенные друг от друга глинисто-алевролитовыми породами.

Пашийский горизонт (D₃^p) подразделяется на два подгоризонта нижнепашийский, включающий в себя пласты D₁-гд и D₁-в и перекрывающие их глинисто-алевролитовые разделы, и верхнепашийский, охватывающий верхнюю часть пашийского горизонта.

Нижнепашийский подгоризонт представлен в пластах D₁-гд, D₁-в песчаниками и песчанистыми алевролитами, а в разделах между ними - аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, алевролитистые с обильными растительными остатками. Алевролиты серые, песчаные, кварцевые с примесью чешуек мусковита обломков фосфата. Аргиллиты и глинистые алевролиты зеленовато-серые со скоплениями растительных остатков по плоскостям напластования, слюдистые.

Верхнепашийский подгоризонт сложен алевролитовыми песчаниками и алевролитами (пласты D₁-а и D₁-б) и аргиллитами и глинистыми алевролитами (алевролито-глинистые пачки). Песчаники коричневато-серые, нефтенасыщенные, мелкозернистые, алевролитистые с обугленными растительными остатками. Алевролиты светло-зеленовато-серые, глинисто-песчаные, со сферолитами сидерита. Аргиллиты зеленовато-серые и темно-серые с обугленными растительными остатками, с прослоями алевролита и светло-серого сидерита. Мощность пашийского горизонта в пределах Восточно-Лениногорской площади колеблется от 24 до 45 м. Кыновский горизонт (D₃^kn) делится на два подгоризонта нижне и верхнекыновский, первый включает в себя нижнюю часть горизонта от подошвы карбонатной пачки («верхний известняк»)до подошвы песчаного пласта D₀, второй от подошвы пласта D₀ до подошвы саргаевских слоев («репер аяксы»).

Нижнекыновский подгоризонт представлен в нижней части карбонатными породами (доломиты, известняки, мергели и аргиллиты). Доломиты коричневато-темно-серые, глинистые, участками перекристаллизованые, местами известковистые с включением пирита. Известняки темно-серые, неравномерно-глинистые, мелкозернистые, с включением пирита. В нижней части доломиты, и известняки постоянно переходят в доломитовые и известковистые мергели и аргиллиты.

Верхнекыновский подгоризонт начинается пластом D₀, который на Восточно-Лениногорской площади замещен глинистыми алевролитами и аргиллитами. Алевролиты серые и зеленовато-серые, различной степени глинистостью. Выше залегают аргиллиты зеленовато-серые и шоколадно-коричневые, с линзовидными прослоями светло-серого алевролита. Мощность кыновского горизонта изменяется от 24 до 28 м.[8]

2.2 Основные параметры пласта

Восточно-Лениногорская площадь относится к средней части Ромашкинского месторождения, разделена на пять блоков разработки. Основным эксплуатационным объектом площади являются продуктивные терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона (пласт D₁), залегающие на глубине 1630-1815 м, среднем около 1740 м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, с гранулярным типом пористости коллекторов, углы падения не превышают 2⁰. Продуктивные отложения представлены терригенными породами, коллекторы - хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, залегают между глинистыми алевролитами и аргиллитами. Общая характеристика продуктивного горизонта D₁ показана в таблице. В эксплуатационном объекте выделено восемь пластов, которые индексируются сверху вниз: а,б1,б2,б3,в,г1,г2+3 и д. Абсолютная отметка ВНК меняется от минус 1458.0 до минус 1494.9 м и в среднем составляет минус 1489.2 м. Всего по площади пласты с подошвенной водой вскрыты в 398 скважинах: наибольшее их количество-170 в пласте г2+3, затем 162-пласты г1, в и д по 27 скважин, б3-12 скважин.[8]

По разрезу D₁ отмечается тенденция увеличения пористости сверху вниз, которая в более слабой степени проявляется и по проницаемости. Средние пористость и проницаемость в целом по D₁, соответственно, 0.199 и 0.510 мкм². Их значения для пласта г₁ составляют 0.206 и 0.632 мкм²,а для пласта г 2+3 - 0.210 и 0.656 мкм². Изменение проницаемости, пористости в среднем по пластам показано в таблице 1.



Таблица 1 - Общая характеристика продуктивного пласта

Глубина залегания, м	Тип залежи	Площадь, км2	Тип коллектора	Средняя Эффективная толщина, м	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	Начальное положение водонефтяного контакта абсолютная отметка, м
1740	пластово-сводовый	124,0	Гранулярный терригенный	26,9	9,94	-1485,0

Пласт D1 имеет практически площадное распространение, вероятность вскрытия продуктивного пласта на Восточно-Лениногорской площади составляет 0.988.

Таблица 2 - Характеристика коллекторских свойств D₁ Восточно-Лениногорской площади

Пласт	Средняя пористость, доли единиц	Средняя проницаемость, мкм2	Средняя нефтенасыщенность, доли единиц
а1	0,190	0,503	0,798
а2	0,190	0,573	0,800
б1	0,190	0,359	0,807
б2	0,200	0,451	0,809
б3	0,202	0,472	0,819
в+г1	0,210	0,632	0,840
пласт Д1	0,199	0,510	0,831

Общая толщина пласта в пределах площади колеблется от 27 до 49 м., и в среднем составляет 37.4 м. По блокам значение общей толщины изменяются от 36.8 (третий блок) до 38.4 (второй блок) и в целом увеличивается к северу (если учесть, что с южной стороны по Восточно-Лениногорской площади общая толщина составляет 33,8 м.).

Такая же тенденция прослеживается для нефтенасыщенной толщины. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет по площади 26,6% от общей и 37% от эффективной, что значительно меньше, чем по краевым.

Территория Восточно-Лениногорской площади занимает около 124 км². Площади нефтеносности пластов в соответствии со структурными и литологическими особенностями уменьшаются в основном вниз по разрезу. Все пропластки пласта D₁ фактически представляют единую гидродинамическую систему, что подтверждается единым уровнем ВНК и высокой литологической связанностью между пропластками.

В силу хорошей гидродинамической связанности между пластами г₁, г₂₊₃, и д и их хороших коллекторских свойств (в среднем более высоких , чем в верхних пластах) эту пачку можно считать фактически единым мощным пластом, расчлененным в относительно небольшом количестве скважин (25-30% от общего количества).[8]

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Значения параметров пластовой нефти (пласта D₁), поверхностной нефти и газа по площади изменяются. Так, давление насыщения изменяется от 6,5 до 9,6 МПа, в среднем равняется 8,2 МПа; газовый фактор равен 49,6 м³/т; объёмный коэффициент от 1,112 до 1,250, среднее - 1,136; средняя плотность пластовой нефти равна 809,2 кг/м³; вязкость изменяется от 2,4 до 6,9 мПа·с, среднее - 3,9 мПа·с; плотность дегазированой нефти при дифразгазировании равна 858,8 кг/м³.[8]

Содержание серы изменяется от 1,2 до 3 %, среднее значение - 1,7 % асфальтенов от 1,0 до 6,6 %, среднее 1,9 %. Выход светлых фракций составил - 7.5% при разгонке до 100 ⁰С , 26,3 до 200 ⁰С , 49,0 до 300 ⁰С. Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к группе малосмолистых, парафинистых и сернистых. Состав газа по площади измеряется незначительно. В разрезе пашийских отложений на данной площади водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 80 до 150 м³/сут при динамических уровнях 400-600м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках - минус 28-40м. Подземные воды пашийского горизонта (пласта D₁) представлены хлоркальциевыми рассолами (по В.А. Сулину), общая минерализация которых изменяется от 249.6 до 281.5 г/л. Плотность вод изменяется от 1.17 до 1.19 г/см³. Из растворенных газов в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от300 до 700 см³/л. температура пластовой воды составляет 35.5 ⁰С. Вязкость пластовой воды 1.98 мПа*с.

Состав газа - азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,30 - 0,70 м³/т. Упругость газа - 20-6,0 мПа.[8]

Таблица 3- Параметры нефтей в пластовых и поверхностных условиях пласта D₁

Показатели	Восточно-Лениногорская площадь	Ромашкинское месторождение
Температура опыта, ъ С	40,0	40,0
Объёмный коэффициент, доли ед.	1,154	1,1519
Пластовый газовый фактор, м3/т	47,2	59,2
Плотность пластовой нефти, кг/м3	808,7	806,4
ПВязкость пластовой нефти, мПа·с	3,9	3,8
Вязкость поверхностной нефти при t = 20 ?С, мПа с	22,9	18,9
Коэффициент сжимаемости, 105·1/ат	9, 2	9,5
Температура застывания,єС	ниже 18	ниже 18

Таблица 4- Компонентный состав попутного газа пласта D₁

Показатели содержания компонентов	Восточно-Лениногорская площадь, %	Ромашкинское месторождение, %
CO2	0,32	0,47
H2S	0,03	0,03
N2	9,23	9,19
C1		38,43
C2	20,77	21,8
C3	17,5	17,94
Изо-С4	2,49	2,28
н-С4	6,28	5,89
Изо-С5	1,75	1,62
Н-С5	1,66	1,45
С6 - С13	0,98	0,9
Не	2,4	0,0432



3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика системы реализованной системы разработки на месторождении (площади, залежи)

Восточно-Лениногорская площадь разрабатывается с 1967 года. В 1969 году была составлена уточненная технологическая схема разработки пласта D₁. Разбуривание площади по проектной сетке осуществлялось в два крупных этапа. Вначале согласно технологической схеме и проекту разработки, составленных ВНИИ в 1957 и 1956 гг. соответственно, было пробурено три эксплуатационных эксплуатационных ряда в полосе прилегающей к границе Зеленогорской площади.[8]

В мае 1957 г. Управлением нефтяной промышлености на основании решения Центральной Комиссии по разработке нефтяных месторождений в г. Октябрьском были выданы три ряда эксплуатационных скважин, примыкающих к Лениногорско-Зеленогорскому разрезающему ряду. Оставшиеся в центральной части площади запасы нефти вводились в разработку на основе технологической схемы составленной в ТатНИПИ в 1966 году. Разработку рекомендовалось осуществлять за счет бурения в 1968-1971 гг. трех рядов скважин, в том числе 31 нагнетательной и 67 эксплуатационной скважин. На юго-западной половине при этом предусматривалось применение продольного разрезания, а на северо-восточной - системы избирательного расположения нагнетательных скважин по сетке 600*600 м. Для интенсификации разработки запасов нефти было пробурено 44 эксплуатационные скважины, созданы три очага заводнения.

Дальнейшая разработка площади до 1978 г. последовательно проводилась согласно проектам составленными в ТатНИПИнефть в 1972 и 1976 г.г. соответственно. С 1979 по 1985 год площадь разрабатывалась согласно проекта 1978 года, в 1986 году был составлен уточненный проект разработки, где использовались запасы нефти утвержденные в ЦКЗ МНП в 1976 году. Разработка площади до настоящего времени осуществляется согласно вышеуказанного проекта.

Начиная с 1992 года допущено значительное отставание в объемах бурения и ввода новых скважин (около 100 скважин).

Максимальный уровень добычи нефти 3,219 млн. т был достигнут в 1974 году при среднеголовой обводненности 38,2% , в последующие годы началось снижение темпов отбора рост обводненности продукции. Максимальный объем добычи жидкости был в 1986 году и составил 10044 тыс. т. Закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления ведется с 1965 года.

На Восточно-Лениногорской площади выделено 5 самостоятельных блоков, что вызвано необходимостью детального подхода к анализу состояния их разработки. На самые крупные по площади 4 и 5 блоки приходится и большая доля балансовых запасов (34,1; 34,3), на остальные блоки в среднем около 11%(10;12,1;9,5). На начало 1998 года с начала разработки отобрано 87,1% извлекаемых запасов при текущей обводненности 89,2%. Здесь необходимо подчеркнуть не только стабилизацию, а даже снижение обводненности начиная с 1989 года (91,9) по площади , в результате целенаправленных работ по снижению уровней добычи попутной воды (почти в два раза с 7119 тыс. т в 1989 году до 3620 тыс. т в 1997 году). Это явилось результатом организации заводнения с параллельной остановкой предельно обводненных скважин на различные периоды и увеличения объёмов работ по повышению нефтеотдачи пластов.

С 1995 года начаты активные работы по замене разводящих водоводов, по организации связи между КНС (КНС-19,20,40,41), а с 1997 года по внедрению насосов малой производительности (КНС-40,41), что в целом постепенно создает практические условия для повышения эффективности работы нагнетательного фонда скважин и системы заводнения. На настоящее время на площади пробурено 487 скважин из них 46 - ликвидировано, в добыче нефти используется 358 скважин, в нагнетании -202 скважины, остальные используются как водозаборные, контрольные и находятся в консервации. В 1995-1998 годы была достигнута некоторая стабилизация обводненности продукции при некотором снижении объемов добываемой жидкости, добыча нефти стабилизировалась.

Площадь находится на четвертой стадии разработки и по оценке специалистов «ТатНИПИнефть», одна из самых выработанных по Ромашкинскому месторождению.[8]

3.2 Анализ выработки пластов

В 2012 году из продуктивных пластов горизонта Д₁ добыто 532,457 тонн нефти это на 1,225 тонн больше, чем в 2011 году. Темп отбора от НИЗ по сравнению с прошлым годом увеличился на 0,02% и составляет 0,89%. Темп отбора от ТИЗ высокий и составляет 10,47%.[5]

Таблица 5- Изменение отборов и выработки по пластам

Пласт	2011г.	2012г.	С начала разработки
	Нефть, тыс. т	Темп от НИЗ	Нефть, тыс. т	Темп от НИЗ	Нефть, тыс. т	Отобрано от НИЗ
а	132,048	1,09	150,659	1,24	11404	93,8
1+д2	146,416	1,35	139,022	1,28	11881	109,2
д3	164,083	1,08	141,610	0,93	16266	106,6
в	55,682	0,46	66,862	0,56	10989	91,2
гд	32,870	0,24	49,390	0,35	9058	65,0
Всего Д1	531,099	0,83	547,543	0,85	59598	92,7

Пласт « а » содержит 18,9 % промышленных запасов площади. В 2012 году из пласта отобрано 150,659 тыс. т. нефти, 793 тыс. м³ жидкости в пластовых условиях. Выработка по пласту «а» составляет 93,8 %.

Пласт «д₁₊₂» содержит 16,9 % промышленных запасов площади. За отчетный год из пласта отобрано 139,022 тыс. т нефти, 915 тыс. м³ жидкости в пластовых условиях. Темп отбора от НИЗ составляет 1,28 %. Отборы по пластам превышают НИЗ. В 2013 году запланировано провести работы по корреляции пластов и уточнению запасов по пластам.

В 2012 году из пласта « д₃ » отобрано 141,610 тыс. тонн нефти, а также 1088 тыс. м³ жидкости. Пласт содержит 23,7 % промышленных запасов Д₁. Темп отбора от НИЗ составляет 0,93 %. Выработка по пласту «д₃» больше 100%, что объясняется перетоками нефти между вышележащими и нижележащими пластами за счет зон слияния.

Пласт «в» характеризуется обширной водонефтяной зоной и содержит 18,7 % извлекаемых запасов Д₁. Выработан на 91,2% , темп отбора 0,56 %. Пласт хорошо вырабатывается в местах слияния с верхним и нижним пластами. В отчетном году из пласта извлечено 66,862 тыс. т нефти, 510 тыс. м³ жидкости в пластовых условиях.

Пласт «гд» содержит 21,7 % извлекаемых запасов горизонта Д₁, которые сосредоточены в водонефтяной зоне. Из пласта отобрано в 2012 году 49 тыс. т нефти и 471 тыс. м³ жидкости в пластовых условиях. Выработка по пласту составляет 65 %.

Таблица 6 - Структура запасов по группам коллекторов

Коллектора	Доля извлекаемых запасов, %
	начальные	текущие
Всего	100	100
Песчаные пласты	45,5	21
Песчаные линзы с повышенной глинистостью	21,6	20,7
Алевролиты	9,7	35,5
Водонефтяная зона	23,2	22,8

Таблица 7 - Доля извлекаемых запасов

Пласты	Доля извлекаемых запасов, %
	начальные	текущие
Всего	100	100
а-д3	59,6	-27
в-д	40,4	127

Из данной таблицы видно, что уточнение запасов по пластам и группам пород остается актуальным. Необходимо провести работы по уточнению коэффициента влияния нагнетательных скважин на реагирующие скважины и отрегулировать распределение отбора по пластам.

В целом для стабилизации увеличения нефти необходимо расширение объемов бурения на перспективных участках, увеличение отдачи от проведенной реконструкции системы ППД, продолжение активных работ по применению методов ПНП по нагнетательному фонду скважин, регулирование объемов отбора жидкости.[5]

3.3 Характеристика показателей разработки

Характеристика технологических показателей разработки Восточно-Лениногорской площади.

Восточно-Лениногорская площадь была открыта в 1947 году. Разбуривание и ввод в промышленную разработку было начато в 1967 году.

Основные запасы нефти приурочены к терригенным отложениям пашийского горизонта франского яруса верхнего девона. На площади была запроектирована линейная система расположения добывающих и нагнетательных скважин.

Таблица 8- Динамика показателей разработки

Годы	Добыча нефти, тыс.т	Добыча жидкости, тыс.т	Закачка, тыс.м3	Обводненность весовая, %
1953	6,916	6,916	-	0,0
1954	29,643	30,295	-	2,2
1955	41,47	44,255	-	6,3
1956	36,156	37,836	-	4,4
1957	32,075	33,162	-	3,3
1958	28,093	28,107	-	0,0
1959	28,638	28,709	-	0,2
1960	95,137	98,224	100,000	3,1
1963	534,633	567,721	1047,000	5,8
1964	611,027	651,818	1334,000	6,3
1965	644,264	693,624	1701,000	7,1
1966	702,595	810,047	1884,000	13,3
1967	998,22	1188,147	2810,000	16,0
1968	1336,742	1804,080	2826,000	25,9
1969	1685,804	2457,857	3125,190	31,4
1970	2132,574	2989,571	2697,122	28,7
1971	2606,874	3600,590	4507,157	27,6
1972	2877,49	4068,223	4909,796	29,3
1973	3083,312	4653,958	5830,850	33,7
1974	3219,367	5215,580	6230,347	38,3
1975	3078,366	5721,490	6148,065	46,2
1976	2896,413	5988,080	6858,242	51,6
1977	2834,199	6714,002	7189,118	57,8
1978	2765,156	7238,642	7633,196	61,8
1979	2613,419	7833,017	11252,89	66,6
1980	2364,866	7940,988	8241,958	70,2
1981	2119,929	8234,054	8488,018	74,3
1982	1946,803	9302,433	8941,073	79,1
1983	1576,901	9480,532	9371,659	83,4
1984	1245,045	9912,013	9830,212	87,4
1985	1047,441	10010,421	9697,843	89,5
1986	903,455	10044,389	10129,89	91,0
1987	750,573	8932,152	9095,763	91,6
1988	659,526	8973,977	8766,813	92,7
1989	617,615	7576,094	7737,045	91,8
1990	590,518	6367,102	6242,492	90,7
1991	585,762	6179,983	6442,927	90,5
1992	506,103	5900,551	5025,731	91,4
1993	459,762	5083,654	4958,737	91,0
1994	511,534	5418,799	5002,998	90,6
1995	479,307	5048,468	4489,099	90,5
1996	446,582	4619,906	4168,235	90,3
1997	433,823	4033,429	3285,185	89,2
1998	424,938	3652,091	3193,290	88,4
2000	496,014	3937,519	3522,980	87,4
2001	522,262	4289,017	3781,589	87,8
2002	544,100	4276,006	3733,960	87,3
2003	555,996	4034,940	3535,367	86,2
2004	552,881	4001,659	3503,123	86,2
2005	553,163	4604,732	4102,389	88,0
2006	529,263	4376,284	3930,177	87,9
2007	529,54	4376,342	4044,938	87,6
2008	530	4376,856	4003,652	87,2
2009	530,564	4376,345	3998,359	87,1
2010	528	4376,658	3726,183	86,2
2011	531,232	4376,158	3606,239	85,6
2012	532,457	4376,198	3518,632	86,0

Рисунок 1- Текущее состояние разработки Восточно-Лениногорской площади

За 2012 год объем добычи нефти по горизонту Д₁ увеличился на 532,457 тонн (0,9%) и в сумме за весь период разработки составил 60632529 тонн нефти. Суточный отбор нефти на конец 2012 года составил 1475 т/сут, средний дебит нефти одной действующей скважины - 4,1 т/сут, жидкости - 27,6 т/сут.

Рост добычи нефти по площади в первую очередь обеспечен за счет бурения, применения технологий по увеличению нефтеотдачи пластов и оптимизации забойных давлений.

В 2012 году в продуктивные пласты закачано 3518,632 тыс. м³ воды. Отборы жидкости за год компенсированы закачкой на 93,4% , с начала разработки на 102,1%.

Таблица 9 - Эффективность заводнения

Пласты	Закачка, тыс.м3	Компенсация, %	Пластовое давление, МПа
	2011 г	2012 г	2011 г	2012 г	2011 г	2012 г
а	1097	1011	158,6	127,4	148,2	147,2
б1+2	835	743	80,7	81,2	151,6	148,6
б3	1313	1026	106,4	94,4	152,7	151,6
в	260	354	60,7	69,4	154,7	155,6
гд	414	392	83,5	83,3	164,3	158,6
Всего по Д1	3918	3526	100,9	93,4	150,6	149,2

На 1.01.2012 с водой эксплуатируется 372 скважин.

Таблица 10 - Характеристика обводненного фонда скважин

Степень обводненности	На 1.01.2011г	На 1.01.2012г	+,- к началу 2012г
До 2 %	0	0	0
От 2 % до 20 %	59	58	-1
От 20 % до 50 %	57	48	- 11
От 50 % до 90 %	117	118	+1
Свыше 90 %	137	148	+11
Всего	370	372	+2

В 2012 году проведены мероприятия на высокообводненных скважинах: выведены в тираж из-за обводнения 9 скважин, на 15 скважинах произведено отключение обводненных пластов, 57 скважин являются реагирующими на участках проведения различных методов МУН (ксантан, ВДС, жидкое стекло).

Годовой объем добычи попутной воды составил 4,376 млн.т. В 2012 году на одну тонну добытой нефти приходилось в среднем 6,3 тонны воды (в 2011 году 6,7 тонн воды).

По площади обводненность продукции за 2012 год составляет - 86,4 %. За весь период разработки Восточно-Лениногорской площади из горизонта Д₁ добыто 259,289619 млн.т. воды.

Таблица 11 - Сведения о дебите нефти и давлении

Годы	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	Фонд действующих добывающих скважин	Фонд действующих нагнетательных скважин	Дебит нефти, т/сут
1953	-	-	1	0	22
1954	-	-	3	0	33
1955	-	-	3	0	33
1956	-	-	3	0	33
1957	-	-	2	0	42
1958	-	-	3	0	25
1959	-	-	4	0	20
1960	-	-	19	4	12
1961	-	-	25	11	43,5
1962	-	-	34	15	47,1
1963	-	-	59	14	45,1
1964	-	-	54	17	50
1965	-	-	55	17	51,9
1966	-	-	58	17	52,2
1967	-	13,5	88	17	42,5
1968	-	13,4	88	17	55,4
1969	-	11,8	115	22	50,9
1970	15,5	10,0	165	25	46,8
1971	15,6	10,8	202	28	41
1972	15,8	9,4	232	32	39,1
1973	16,1	11,4	252	36	37,1
1974	16,0	12,1	281	38	34,2
1975	16,1	11,6	297	42	31,6
1976	16,6	12,5	303	45	29
1977	16,4	12,3	319	50	27,4
1978	16,3	11,9	330	57	25,4
1979	16,3	10,4	352	63	22,9
1980	16,4	9,5	364	71	19,5
1981	15,4	9,8	379	74	16,4
1982	14,6	9,8	393	74	14,4
1983	15,1	9,2	397	75	11,4
1984	15,6	9,9	407	81	8,7
1985	15,9	9,4	415	79	7,3
1986	15,8	9,7	418	86	6,1
1987	15,5	9,8	417	93	4,7
1988	15,6	9,9	413	100	4,5
1989	16,1	10,4	411	91	4,3
1990	15,3	10,0	408	106	4,3
1991	15,4	10,1	390	107	4,2
1992	14,8	9,1	384	104	3,5
1993	15,1	9,9	342	108	3,7
1994	15,3	9,8	303	91	4,7
1995	15,0	9,8	294	103	4,6
1996	15,2	10,3	289	125	5,1
1997	15,6	10,3	289	143	4,8
1998	15,8	10,4	311	153	4,5
1999	15,8	10,2	301	156	4,6
2000	15,7	10,6	328	149	4,7
2001	15,7	10,6	348	171	4,6
2002	15,8	10,7	357	177	4,5
2003	15,8	10,6	326	176	4,7
2004	15,6	10,4	341	181	4,9
2005	14,9	10,0	348	176	4,8
2006	15,2	9,9	352	173	4,4
2007	15,4	9,9	356	178	4,4
2008	15,1	9,4	345	181	4,5
2009	15,1	9,4	350	177	4,4
2010	15,0	9,2	372	182	4,3
2011	14,9	9,2	370	191	4,1
2012	14,8	9,1	345	207	4

Рисунок 2- Динамика давления и дебита

Годовой объем добытой жидкости в пластовых условиях по площади компенсирован закачкой на 93,4%. На начало 2012 года на площади было 63 скважины с низкими Р_пл. Среднее значение давления по ним равно 10,28 МПа. В течение 2012 года проведены различные мероприятия на добывающих и влияющих нагнетательных скважинах. На 25 скважинах пластовое давление увеличилось, и среднее значение составляет 12,5 МПа.

Таблица 12 - Динамика пластового давления по зонам площади

Блоки	Пластовое давление в зоне отбора, МПа	Забойное давление в зоне отбора, МПа	Соотношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях
	на 1.01.2011г	на 1.01.2012г	+,-	на 1.01.2011г	на 1.01.2012г	на 1.01.2011г	на 1.01.2012г
Блок 1	15,8	15,9	+0,1	9,5	9,5	78,6	105,8
Блок 2	15,6	15,3	-0,3	10,0	9,3	92,8	72,0
Блок 3	15,0	14,8	-0,2	9,3	9,1	98,8	112,3
Блок 4	15,0	14,9	-0,1	9,0	9,2	102,4	85,6
Блок 5	14,8	14,7	-0,1	8,9	9,0	108,9	100,4
По площади	15,1	14,9	-0,2	9,2	9,2	100,9	93,4



3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

На 1.01.2012 года на площади пробурено 750 скважин (из них 398 добывающих, 204 нагнетательных, 29 пьезометрических, 4 наблюдательных). Фактическая плотность сетки скважин составляет 19,0 га/скв. Пробуренный фонд на 1.01.2012 г. составляет 86,4% от утвержденного проектного фонда [2].

В добывающем фонде в отчетном году произошли следующие изменения: 6 скважин переведены в нагнетательный фонд, 9 скважин в пьезометрический фонд. В добывающий фонд переведены из бурения 9 скважин, 2 скважины - из добывающих техническую воду, 2 скважины - из нагнетательного фонда. Ниже в таблице 2.2.1 представлена характеристика добывающего фонда скважин. Скважины, эксплуатирующиеся электроцентробежными насосами, составляют 33,1% добывающего фонда.

Средний дебит по нефти одной скважины, оборудованной ЭЦН составляет 5,1 т/сут, по жидкости 63,6 т/сут. Доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами составляет 60,3% добывающего фонда. Средний дебит по нефти этой категории составляет на конец года 3,8 т/сут по жидкости 12,8 т/сут (на конец 2011 года по нефти - 4,1 т/сут, по жидкости - 12,4 т/сут).

Таблица 13 - Характеристика добывающего фонда скважин

...

Категория скважин	Количество скважин на	Отношение количества скв.2011 г к 2012 г, %
	1.01.2011г	1.01.2012г	+,-
Фонд добывающих скважин	397	398	+1	99,7
в т.ч.: фонтан	-	-	-	-
ЭЦН	128	132	-+4	96,9
СКН	248	240	-8	103,3
Действующий фонд	370	372	+2

Подобные документы

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
  
  курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015
  

• Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

  Характеристика стратиграфии и тектоники пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения, их нефтегазоводоносность и коллекторские свойства. Анализ обводненности скважин и выработки запасов нефти. Мероприятия для повышения эффективности разработки пласта.
  
  курсовая работа [49,1 K], добавлен 11.02.2012
  

• Оценка перспективности бурения боковых горизонтальных стволов и совершенствования системы разработки на турнейском объекте Черновского месторождения

  Геолого-физическая характеристика залежей месторождения. Физические свойства пластовых жидкостей. Анализ выработки запасов нефти. Проектирование бокового горизонтального ствола и процесса разработки скважины с помощью математического моделирования.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 05.03.2015
  

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016
  

• Разработка Арланского нефтяного месторождения

  Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.02.2014
  

• Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

  Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

  Запасы нефти Верхнечонского месторождения, его продуктивность. Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты).
  
  курсовая работа [6,0 M], добавлен 04.01.2016
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Зеленогорская площадь

  Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения по методике института ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения. Характеристика геологического строения. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 25.12.2011
  

• Разработка нефтяного месторождения

  Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
  

• Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

  Общая характеристика Западно–Лениногорской площади, коллекторские свойства тектонических пластов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Конструкция скважин и методика ее разработки. Состав и условия образования АСПО на оборудовании.
  
  дипломная работа [566,8 K], добавлен 28.06.2010
  

• Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

  Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
  

• Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

  Краткая геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Анализ выработки запасов, определение эффективности системы разработки Туймазинского месторождения, пути ее увеличения. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.07.2010
  

• Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014
  

• Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

  Характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, основные параметры продуктивных пластов, запасов нефти. Рассмотрение применяемых методов для повышения продуктивности скважин. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам