Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации фонда в 2005 году наблюдается в скважинах Северо-Западного купола, а также в скважинах XVIII горизонта. Наименьшие значения коэффициентов использования наблюдаются в фонде Хумурунского купола (Кф — 0,840), эксплуатации — в скважинах Парсумурунского купола (Кэ — 0,941). На дату проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд… Читать ещё >
Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
По состоянию на 01.01.2006 год на месторождении с начала разработки пробурено 5840 скважин (в том числе 12 водозаборных), 122 числятся в категории контрольных, 1222 ликвидировано.
Добывающий фонд на конец 2005 года составляет 3220 скважин, в том числе 3091 действующих скважин. Следует отметить, что в целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин отстает от проектного на 883 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 794 скважины, а бездействующий фонд отстает от проектного на 89 скважин. Основная причина отставания добывающего фонда — отставание фактического ввода скважин от проектного до 2001 года. Начиная с 2002 года фактическое бурение новых скважин опережает проектное: в 2003 году — на 8 единиц, в 2004 — на 34 единицы, в 2005 — на 30 единиц.
3058 скважин действующего добывающего фонда работают механизированным способом эксплуатации, фонтанным — 33 скважины. Основная доля (52%) фонтанных скважин (17 единиц) приходится на XIII горизонт, 24% - в XIV горизонте. Пласты XVI, XVIII горизонтов, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом.
Бездействующий фонд составляет 129 скважин. Текущий коэффициент использования добывающего фонда скважин в целом по месторождению составляет 0,88, эксплуатации — 0,854. В таблице 2.1.4 приведены значения оэффициентов использования и эксплуатации фондов скважин за 2003;2005 годы.
Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов в целом по месторождению из года в год связана с улучшением работы фонда скважин в результате проведения геолого-технических мероприятий по увеличению нефтедобычи.
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации фонда в 2005 году наблюдается в скважинах Северо-Западного купола, а также в скважинах XVIII горизонта. Наименьшие значения коэффициентов использования наблюдаются в фонде Хумурунского купола (Кф — 0,840), эксплуатации — в скважинах Парсумурунского купола (Кэ — 0,941). На дату проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в том числе действующих — 1124 скважины, бездействующих — 139 (таблица 2.8). В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает проектный на 6 скважин.
Таблица 2.2.
Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов.
Наименование. | Величина. | |||||
XIII горизонт. | XIV горизонт. | XV горизонт. | XVI горизонт. | XVII горизонт. | XVIII горизонт. | |
Средняя глубина залегания М. | ||||||
Тип залежи. | Пластовая, сводовая. | |||||
Тип коллектора. | Терригенный, полимиктовый. | |||||
Размеры залежи: длина / ширинаL/B, м. | 37/9. | 27,5/7. | 22/6,5. | 18/5. | 16/4. | 10,5/3. |
Площадь нефтеносности Sн, тыс. м2 | ||||||
Средняя толщина эффективнаяh, м. | 9,9. | 25,9. | 16,8. | 20,7. | 12,6. | |
Средняя толщина нефтенасыщенная h, м2 | 7,8. | 11,5. | 13,8. | 21,1. | 15,7. | |
Средняя насыщенность нефтьюдоля ед. | 0,63. | 0,64. | 0,61. | 0,63. | 0,63. | 0,57. |
Средняя насыщенность связанной водой доля ед. | 0,37. | 0,36. | 0,39. | 0,37. | 0,37. | 0,43. |
Пористость m, доля ед. | 0,27. | 0,25. | 0,23. | 0,22. | 0,24. | 0,24. |
Проницаемость k, мкм2 | 0,193. | 0,247. | 0,179. | 0,215. | 0,276. | 0,179. |
Коэффициент вариации распределения проницаемости v (k), доля ед. | 1,26. | 1,07. | 1,26. | 1,27. | 1,29. | 1,65. |
Пластовое давление Р, Мпа. | 10,4. | 10,9. | 11,3. | 11,7. | 12,1. | 12,9. |
Пластовая температураТ, ?С. | 57,2. | 59,1. | 62,6. | 66,1. | ||
Отметка приведения давлениям. | ||||||
Средние свойства флюидов в пластовых условиях. | ||||||
Плотность нефти сн, т/м3 | 0,796. | 0,787. | 0,780. | 0,785. | 0,790. | 0,787. |
Давление насыщения нефти газомРн, Мпа. | 7,2. | 7,8. | 8,2. | 8,3. | 9,2. | |
Газосодержание нефти Rн, м3/т. | 57,2. | 59,3. | 56,7. | 56,5. | 61,8. | |
Газосодержание воды Rв, м3/т. | 0,5−0,9. | 0,5−0,9. | 0,5−0,9. | 0,5−0,9. | 0,5−0,9. | 0,5−0,9. |
Объемный коэффициент нефтивн, доля ед. | 1,17. | 1,17. | 1,18. | 1,17. | 1,17. | 1,18. |
Объемный коэффициент воды вв, доля ед. | 1,015. | 1,015. | 1,015. | 1,015. | 1,015. | 1,015. |
Вязкость нефти мн, мПа· с. | 4,7. | 4,0. | 3,7. | 3,8. | 3,9. | |
Вязкость водымв, мПа· с. | 0,72. | 0,7. | 0,67. | 0,65. | 0,63. | 0,61. |
Средние свойства флюидов в стандартных условиях. | ||||||
Плотность нефти сн, т/м3 | 0,866. | 0,866. | 0,865. | 0,867. | 0,864. | 0,862. |
Плотность газасг, т/м3 | 1,317· 10-3 | 1,294· 10-3 | 1,075· 10-3 | 1,057· 10-3 | 1,080· 10-3 | 1,120· 10-3 |
Плотность воды св, т/м3 | 0,1098. | 0,1098. | 0,1098. | 0,1098. | 0,1098. | 0,1098. |
Вязкость нефтимн, мПа· с. | 21,5. | 21,2. | 19,1. | 22,3. | 18,1. | 16,6. |
Содержание серы в нефти %. | 0,2. | 0,2. | 0,2. | 0,2. | 0,18. | 0,17. |
Содержание парафина в нефти%. | 18,5. | 19,7. | 19,2. | 18,7. | 20,4. | 21,2. |
Начальные балансовые запасы нефти. (утз. ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР) тыс. т. | 203 904,8. | 450 344,2. | ||||
Начальные запасы растворенного газа. (утз. ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР) млн. м3 | 33 327,6. | 9733,7. | 8914,5. | |||
Коэффициент нефтеизвлечениядоля ед. | 0,45. | 0,45. | 0,45. | 0,45. | 0,45. | 0,45. |
Коэффициент вытеснения нефти водой при равновесной газонасыщенности (ГФ=90 м3/м3) доля ед. | ВПЗ 60−70. НПЗ 30−40. | |||||
Коэффициент продуктивности Кд10 т/(сут· МПа). | 6,51. | 1,9. | 3,4. | 2,7. | ||
Коэффициент приемистости Кн 10 м3/(сут· МПа). | 173,2. | 207,2. | 223,1. | 278,5. | 235,2. | |
Коэффициент удельной продуктивности Кд уд 10 м/(сут· МПа). | 0,012. | 0,006. | 0,001. | 0,009. | ||
Приведенный радиус скважины м. | 2· 10-2 | 2· 10-2 | 2· 10-2 | 2· 10-2 | 2· 10-2 | 2· 10-2 |
Пьезопроводность пласта 10-4 м2/с. | 9860,3. | 6640,6. | 11 213,5. | 10 856,8. |
Таблица 2.3
Характеристика основного фонда скважин месторождения Узень.
Годы. | Ввод скважин из бурения. | Эксплуата-ционное бурение по годам, тыс.м. | Выбытие скважин. | Фонд добывающих скважин на конец года. | Фонд нагнета-тельных скважин на конец года. | Среднегодовой дебит на 1 скважину. | Приемис-тость 1 нагнета-тельной скважины, м3/сут. | |||||
Всего. | Добыва-ющих нефтя-ных. | Нагне-татель-ных. | Добы-ваю-щих. | Нагне-татель-ных. | Всего. | Меха-низи-рован-ных. | Нефти, т/сут. | Жид-кости, т/сут. | ||||
298,57. | 8,7. | 24,5. | 110,6. | |||||||||
358,84. | 8,1. | 24,0. | 102,3. | |||||||||
418,72. | 7,5. | 23,4. | 94,1. | |||||||||
418,80. | 6,9. | 2,0. | 87,9. | |||||||||
418,80. | 6,4. | 22,6. | 83,6. | |||||||||
418,80. |