Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

 

 

          2.1.1 Анализ текущего состояния  разработки

 

На  основе данных геологического изучения месторождения нефти производятся необходимые гидродинамические расчеты, в результате которых определяются технические показатели системы разработки.  После выбора рациональной системы разработки нефтяной залежи определяется порядок бурения в горных породах добывающих и нагнетательных скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.2. График разработки по месторождению Центрально-Восточная  Прорва по состоянию 01.01.08г.

Таблица 2.4.

          Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва

 

№п/п	Показатели		Ед. Изм.	Годы
				2003	2004	2005	2006	2007	2008
1	Добыча нефти	проект	тыс.т.	135,6	113,9	95,1	79,9	67,6	55,5
		факт	тыс.т.	91,6	87,14	87	84,35	80,04	76,31
2	Суммарная добыча нефти	проект	тыс.т.	7770,2	7884,1	7979,2	8059,1	8126,7	8182,2
		факт		6197,903	6285,04	6372,04	6456,39	6536,433	6612,743
3	Добыча жидкости	проект	тыс.т.	367,5	333,3	298,3	268,2	242,2	209,1
		факт		195,009	178,71	206,559	199,799	187,89	172,845
4	Суммарная добыча жидкости	проект	тыс.т.	11100,5	11433,8	11732,1	12000,3	12242,5	12451,6
		факт		7473,731	7652,44	7859	8058,799	8246,69	8419,535
5	Среднегодовая обводненность	проект	%	63,1	65,8	68,1	70,2	72	73,4
		факт		53	51,2	57,9	51	50	55,8
6	Добыча газа	проект	млн.м3	43	39	33	27	21	20
		факт		29,23379	29,3672	24,7068	25,039932	23,31921	20,618
7	Суммарная добыча газа	проект	млн.м3	2750	2760	2810	2840	2870	2890
		факт		2017,784	2047,15	2071,86	2096,8982	2120,217	2140,835
8	Газовый фактор	проект	м3/т
		факт		319,1	337	283,9	269,3	290	270,2
9	Закачк воды	проект	тыс.м3
		факт
10	Суммарная закачка  воды	проект	тыс.м3
		факт
11	Фонд добывающих скважин	проект	ед.	53	52	48	46	44	39
		факт		42	42	42	42	42	43

 

 

Продолжение таблицы 2.4.

 

12	Ввод новых  скважин	проект	ед.
		факт
13	Среднесуточный  дебит   1 скв по нефти	проект	т/сут	7,7	6,6	6	5,3	4,6	4,3
		факт		6,7	6,5	6,6	6	5,7	4,9
14	Среднесуточный  дебит   1 скв по жидкости	проект	т/сут	21,2	19,5	18,9	17,7	16,7	16,3
		факт		14,3	13,3	15,7	24	18,4	19,0
15	Темп отбора от начальных извлекаемых запасов	проект	%	1,4	1,16	0,9	0,8	0,6	0,5
		факт		1,12	1,07	1,06	1,03	0,98	0,83
16	Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	проект	%	26,8	30	37,2	49,8	83,9
		факт		4,5	4,49	4,69	4,77	4,75	2,97
17	Выработанность  запасов	проект	%	95,4	96,8	98
		факт		76,1	77,2	78,28	79,3	80,3	72
18	Коэффициент нефтеизвлечения	проект	д.ед.	0,325	0,329	0,33	0,33	0,33	0,33
		факт		0,263	0,266	0,27	0,27	0,277	0,273

 

 

 

 

Рисунок 2.3.  Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения Центрально-Восточная

                              Прорва.

 

 

 

          2.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа.

 

          В настоящей работе оценка состояния выработки запасов нефти дается на основании промысловых данных учета добычи нефти и воды по горизонтам.

          Специальные гидродинамические  и геофизические  исследования  по определению текущего положения  ВНК и границ обводненных зон  пластов не проводились.

          Основным  горизонтом  по содержанию  начальных запасов нефти (71,86%) является II среднекелловейский горизонт (Ю-II).  Начальные балансовые запасы  по горизонту составляют 38709тыс.т  нефти, извлекаемые  17584тыс.т. Добыто  с начала разработки 14521,4тыс.т нефти.  Выработанность составляет 82,58%. 

Следующим по содержанию начальных извлекаемых запасов (14,72% является V среднеюрский горизонт (Ю-V) на  восточном поднятии южного крыла. Суммарная добыча нефти составила 2868,0 тыс.т. Выработанность запасов горизонта  79,6%.

           На долю триасовых горизонтов (T-I,T-III,T-IV,T-V) восточного поднятия  приходится 11,1 % от начальных запасов  месторождения. Суммарная добыча  по ним составляет  622,096 тыс.т.  нефти,  выработанность  22,88 %.

          I верхнекелловейский горизонт содержит 1,65% от начальных запасов месторождения. Выработанность горизонта составляет 48,98%. Затем 0,36% начальных запасов содержит IV среднеюрский горизонт, выработанность составила 69,8%.

          III нижнекелловейский горизонт содержит 0,3% от начальных запасов месторождения, выработанность  8,98%.

Выработанность  запасов по месторождению составляет 60,78%.

          По количеству остаточных извлекаемых  запасов на первом месте II среднекелловейский  горизонт (4194тыс.т.)  с фондом 47 скважин и  годовой  добычей  80,751 тыс.т.

          Следует отметить, что по 1 песчаниковому  пласту восточного поля накопленная  добыча превысила НИЗ на 1131 тыс.т   при остаточных балансовых  2348 тыс.т. Необходимо уточнение запасов  и изменение  коэффициента нефтеотдачи в сторону увеличения, учитывая хорошие дебиты фонтанных и механизированных скважин 15 единиц при годовой добыче нефти 31,2 тыс.т.

Затем, по 2 пласту выработанность запасов составляет 91,2%, остаточные запасы в количестве 431тыс.т. при текущей нефтеотдаче 0,43 говорит также об уточнении запасов.

          На втором месте все триасовые  горизонты (2097тыс.т), из них Т-IV содержит 936 тыс.т. с фондом 12 скважин  и годовой добычей 29,667 тыс.т. 

          На третьем  месте V среднеюрский горизонт (734,5тыс.т.) с фондом скважин 18 скважин и годовой добычей 100,38 тыс.т.

          Затем следуют: I верхнекелловейский  горизонт с остаточными запасами  в количестве 205,6 тыс.т.,  III нижнекелловейский  горизонт  67,4 тыс.т.,  IV среднеюрский горизонт  26,0 тыс.т.

          За последние 5 лет КИН  по  месторождению  увеличился на 2%,  наибольшее увеличение 16% достигнуто  по IV среднеюрскому  горизонту,  наименьшее 1%  по  II  среднекелловейскому.  Низкие значения КИН отмечаются  на уровне 0,01-0,09  по нижнекелловейскому  и РТ  горизонтам.

          Значения темпа отбора от начальных  извлекаемых запасов составляют 3,75%  по верхнекелловейскому горизонту, 0,46%  по среднекелловейскому горизонту, 1,80%  по III нижнекелловейскому, 5,74%  по IY среднеюрскому горизонту, 2,79%  по Y среднеюрскому горизонту, 1,09% по пермотриасовому горизонту, что приведены в таблице 2.6.

          По Западному полю в целом  начальные запасы утверждены  в количестве 14304,2 млн.т балансовых  и 6443,7 млн.т извлекаемых по  категории С₁. Выработка от утвержденных запасов составляет 7,98%, текущий КИН 4%.

          Начальные запасы  V юрского горизонта  утверждены  в количестве 7516,8 тыс.  т балансовых и 3457,7 тыс.т.т извлекаемых  по категории С₁. Выработанность запасов горизонта составила 14,87%. Текущий КИН горизонта 6,8%. Максимальный темп отбора  - 2,3% был в 1996 году. В последние годы держится на уровне 1,76%. Остаточные извлекаемые запасы горизонта составляют 2943,6 тыс.т нефти.

          Начальные запасы II объекта  утверждены в количестве 6787,4 тыс.т балансовых и 2986,1 тыс.т извлекаемых по категории С₁. Во втором эксплуатационном объекте основным горизонтом по запасам (>90%) является Т-III горизонт. Запасы других триасовых горизонтов составляют от 2,5 до 8,3% каждый от общих запасов триаса.

 

Таблица 2.5.

          Темпы выработки запасов нефти.

№№	Показатели	Ед.	Г   о   р   и   з   о   н   т   ы
п/п		изм.	Ю-I	Ю-II	Ю-III	Ю-IV	Ю-V	РТ	Всего
1	Темп отбора от начальных
	извлекаемых запасов	%	3,75	0,46	1,8	5,74	2,79	1,09	0,95
2	Текущий темп отбора	%	6,85	2,57	3,2	15,99	12,01	1,4	3,61
3	Выработанность	%	48,98	82,58	8,98	69,83	79,6	22,88	74,69

 

 

 

 

 

2.1.4. Характеристика энергетического состояния месторождения.

 

Режим работы продуктивных горизонтов обусловлен наличием активного  контура, обширной газовой шапки, большой  глубиной залегания. Режим можно  классифицировать как упруго-водонапорный в сочетании с энергией расширения газовой шапки.

Основной объект эксплуатации   Ю-II  продуктивный горизонт разрабатывается более 35 лет. 

Начальное пластовое  давление по горизонту составляло 25,4 МПа. В результате эксплуатации месторождения  пластовое давление стало снижаться.  По данным замеров в 1998 г. среднее пластовое давление составило 22,7 МПа.

Судить о  динамике пластовых давлений по месторождению  невозможно из-за недостаточности замерных данных

Отделом ГИС  ЦНИЛ за период с 5 по 11 июля и по состоянию  на 1.09.2005 года проведены гидродинамические исследования механизированного фонда скважин по определению пластовых, забойных давлений. Пластовое давление по II среднекелловейскому горизонту находится в пределах от 201,2ат. до 311,5ат. и в среднем равно 221ат. Снижение от начального – 33ат.

По верхнекелловейскому  горизонту  Рпл.  208,1атм, по IV среднеюрскому  228,2ат,  по V-среднеюрскому горизонту  268ат,  по пермотриасовым горизонтам  291ат.

Начальные пластовые  давления по V юрскому горизонту  Западного поля изменяются в интервалах 293 – 335ат и в среднем составляет 302 ат.

Текущие пластовые  давления по данным 2-х скважин (№№ 313 и 523), рассчитанные по замерам уровней  составили соответственно 240 и 298 ат.

Забойные давления составили соответственно 227,3 и 291,2 ат, депрессии равны 12,7 ат и 7 ат.

Из-за недостаточности  данных не приведена динамика пластовых  давлений по годам и не построена  карта изобар.

Таким образом, на текущем этапе разработки залежей  вытеснение нефти к забоям скважин  происходит за счет энергии контурных  и подошвенных  вод.

 

 

          2.1.5 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.

 

Для  обоснования  ППД необходимо  на  месторождении  провести широким  фронтом исследовательские  работы по определению пластовых, забойных давлений, снять  замеры динамических и  статических  уровней,  построить  карты изобар  по всем  горизонтам, отобрать  глубинные пробы  нефти. И только тогда можно будет дать  обоснованный ответ  на вопрос о  необходимости внесения энергии в пласты.

От рекомендованных  мероприятий, предлагаемых  для регулирования процесса разработки,  ожидаемая дополнительная добыча составит 7868,6 тонн в год. Экономический эффект с учетом эксплуатационных затрат при себестоимости 1 тонны нефти  6500 тенге составит 32258 тыс.тенге,  при цене реализации  100$ за 1 тонну нефти  215,053 тыс.$.