Анализ состояние разработки Равенского месторождения - Разработка пластов Равенского нефтегазового месторождения

Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа. С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненной ООО "КогалымНИПИнефть" (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.), где предусматривалось:

    * Выделение двух основных эксплуатационных объектов разработки - Ач31 и ЮС1. * По объекту Ач31 разбуривание залежи осуществлять по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формированием приконтурного очагово-избирательного заводнения. * По объекту ЮС1 в оси структуры пробурить 2 горизонтальные скважины протяженностью участка 600 м, режим работы залежи - естественный. * Проектные уровни:

Добыча нефти - 339.5 тыс. т;

Добыча жидкости - 1638.5 тыс. т.;'

Закачка воды - 1824 тыс. м3;

* Фонд скважин всего - 107 ед.,

В т. ч. добывающих - 63;

Нагнетательных - 39;

Водозаборных - 3;

Контрольных - 2.

* Фонд скважин для бурения всего - 91 ед.,

В т. ч. добывающих - 52;

Нагнетательных - 35;

Водозаборных - 2;

Контрольных - 2.

    * По объекту Ач31 в зоне развития максимальных толщин рассмотреть возмож-ность бурения горизонтальных скважин. * Для объекта Ач31 отработать технологию ГРП.

Фактические показатели разработки

Месторождение разрабатывается с 1996 года. На месторождении в разработке находятся 2 объекта: Ач31, ЮС1.

На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 1890,4 тыс. т, добыча жидкости - 3154,66 тыс. т, закачка - 2507,9 тыс. м3. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 60,81%, текущая - 119,15%. Отбор от НИЗ составляет 24.5%, при текущей обводненности продукции 65,5%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.09. Основную долю добычи нефти по месторождению определяет объект Ач31 (84,3% накопленной и 94,5% текущей). Распределение текущих извлекаемых запасов нефти на месторождении по объектам выглядит следующим образом Динамика основных показателей разработки Равенское месторождения по объектам эксплуатации на 01.01.2014 год

С начала разработки в целом по месторождению в добыче участвовало 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Количество скважин, накопленный отбор нефти которых не превышает 20 тыс. т составляет большую часть фонда 65,6% (21 ед.), (рисунок 8). 12,5% скважин (4 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 7 скважин (21,9%) с отборами нефти более 50 тыс. т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 26,8 тыс. т.

В половине скважин, участвовавших в добыче (50,0%, 16 ед.) накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т, с отборами от 20 до 100 тыс. т - 37,5% (12 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 12,5% (4 ед.). Максимальный отбор составляет 157,0 тыс. т (скв. №318Г). Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 37,3 тыс. т. При среднем дебите нефти действующих скважин - 20,8 т/сут, диапазон изменения дебита довольно широк - от 0,8 до 94,4 т/сут. Доля низкодебитного фонда (0-2,5 т/сут) составляет 25,0% (7 ед.), с дебитом нефти 2,5 -10 т/сут работает 32,1% скважин (9 ед.), от 10-50 т/сут. 32,1% (9 ед.) и в 3 скважинах (10,7%) дебит превышает 50 т/сут.

Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции большей части действующего фонда - 15 скважин или 53,6% фонда не превышает 20%, в 42,9% фонда (12 ед.) обводненность в пределах 20-90% и только в 1 скважине (3,6% фонда) обводненность превысила 90%. Средняя обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда - 34,8%.

Дебиты жидкости действующего фонда изменяются от 0,8 до 101,7 т/сут, при среднем дебите - 31,9 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут. в эксплуатации находится 7 скважин (25,0% фонда). С дебитами 5-50 т/сут. работает большая часть фонда 57,0% (16 ед.). В 14,0% скважин дебиты более 50 т/сут. и в том числе 1 скважина (4,0% фонда) работает с дебитом более 100 т/сут.

Все 6 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой Всего с начала разработки под закачкой находилось 6 скважин. В половине из них накопленная закачка не превышает 50 тыс. м3 (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м3 - 1 скважина или 16,7% фонда и с накопленной закачкой более 200 тыс. м3 - 20% фонда или 2 скважины.

При средней приемистости нагнетательных скважин 121,7 м3/сут. С приемистостью до 100 м3/сут. закачивают 3 скважины (50% фонда) . 1 скважина работает с приемистостью от 100-150 м3/сут, с приемистостью более 200 м3/сут. работает 40% скважин (2 ед.).

В 2013 г. по месторождению добыча нефти составила 27,4 тыс. т, добыча жидкости - 79,7 тыс. т. Закачано 109,6 тыс. м3 воды.

Введено 6 новых скважин. Действующий фонд добывающих скважин составляет 35 ед. и 11 ед. - действующий фонд нагнетательных скважин.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 9,2 т/сут., по жидкости - 26,8 т/сут., обводненность - 65,7%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 128,9 м3/сут.

Объект Ач31

Добыча нефти в 2013 г. по объекту Ач31 составила 19,83 тыс. т, добыча жидкости - 45,07 тыс. т. Закачано 96,98 тыс. м3 воды.

Введены 4 новые скважины. Действующий фонд добывающих скважин составляет 28 ед., нагнетательный - 8 ед.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 8,32 т/сут., по жидкости - 18,9 т/сут., обводненность - 56,01%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 134,7 м3/сут.

Объект ЮС1

По объекту ЮС1 добыча нефти составила 7,5 тыс. т, добыча жидкости - 34,5 тыс. т. Закачано 12,57 тыс. м3 воды.

Введена 1 новая скважина. В действующем фонде добывающих скважин числится 6 ед., в действующем нагнетательном фонде 3 ед.

Средний дебит действующей скважины по нефти составил 14,85 т/сут., по жидкости - 68,25 т/сут., обводненность - 63%. Приемистость нагнетательной скважины -96,7 м3/сут.

Объект ЮС2

По объекту ЮС2 добыча нефти составила 0,06 тыс. т, добыча жидкости - 0,19 тыс. т.

В действующем фонде добывающих скважин числится 1 ед.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 0,69 т/сут., по жидкости - 2,1 т/сут., обводненность - 66,84%.

По состоянию на 01.01.2014 г. на балансе предприятия на Равенском месторождении числится 43 скважины. В действующем фонде находятся 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Весь фонд скважин, участвующий в добыче механизирован. С помощью ЭЦН работают 18 скважин (64,3%) действующего фонда и 10 (35,7%) - ШГН.

Коэффициенты использования эксплуатационного фонда добывающих скважин в целом по месторождению составляют 0,88 д. ед., нагнетательного - 0,86.

Похожие статьи




Анализ состояние разработки Равенского месторождения - Разработка пластов Равенского нефтегазового месторождения

Предыдущая | Следующая