АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ, Характеристика технологических показателей разработки - Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения

Характеристика технологических показателей разработки

Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:

    - в работе находилось 540 добывающих скважин; - 417 скважин находилось в бездействии и консервации в основном по причинам высокой обводненности и низкого пластового давления; - 25 нагнетательных скважин находилось под закачкой пара; - средний дебит одной скважины по нефти составил 7,8 т/сут, по жидкости - 41,6 т/сут; - текущая добыча нефти равна 1,4 млн. т, накопленная - 47,4 млн. т нефти, что составляет 6,5% от геологических запасов; - отобрано жидкости 126,5 млн. т, закачано теплоносителя 33,3 млн. т; - обводненность добываемой продукции достигла 81,3%.

Анализ распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежи и сопоставление текущей нефтеотдачи с вовлеченными запасами, показал, что использование запасов достигло 70%. Таким образом, при сохранении системы разработки залежи на естественном режиме коэффициент нефтеотдачи не превысит 8,0-8,5%.

По состоянию на 01.01.04г. средневзвешенное пластовое давление в залежи, приведенное к ВНК, соответствует 10,7 МПа, что составляет 74,5% от первоначального уровня.

За 2003г. эффект от всех ГТМ без учета дополнительной добычи нефти от проведения ПЦО и площадной закачки пара оценивается в 103 тыс. т или 8,4% от общей годовой добычи нефти.

Самыми массовыми ГТМ в 2003 г. оказались:

    - ввод в добычу скважин из бездействия и консервации (81 скв.); - ограничение водопритоков по действующему и бездействующему фонду (66 скв).

В 2003г. наибольший эффект на 1 скважину был получен от проведения оптимизации работы добывающих скважин, который составил около 1,6 тыс. т/скв.

Можно предположить, что форсирование отборов жидкости по отдельным высокопродуктивным скважинам с достаточным запасам пластового давления позволяет временно интенсифицировать добычу нефти, в тоже время оптимизация работы скважин стимулирует кратное увеличение добычи попутной воды и, как правило, через год приводит к полному обводнению скважин.

Из бездействия и консервации в 2003г. было выведено 81 скважина, в том числе 51 с проведением ограничений водопритока. Средний дебит скважин, введенных без ограничения водопритока - 1,6 т/сут, с ОВП - 5,9 т/сут. Основное количество изоляционных работ проводилось с использованием ВУС. Анализ показал, что практически половина дополнительной добычи нефти получена из четверти обработанных скважин, расположенных преимущественно в зоне теплового воздействия и реагирующих на закачку пара. Средняя удельная эффективность изоляционных работ характеризуется дополнительной добычей нефти около 420 т на 1 скважину, продолжительность эффекта - 130 сут.

Во втором полугодии 2003г. были проведены опытные работы по применению микробиологического воздействия для снижения вязкости нефти в прискважинной области. Было проведено 6 биообработок, однако кратного снижения вязкости нефти сопоставимого со снижением при прогрева пласта добиться не удалось. По сравнению с другими видами ГТМ этот метод имеет наименьшую технологическую эффективность: дополнительная добыча нефти в среднем не превысила 200 т на 1 скважину, продолжительность эффекта - 40 сут.

Похожие статьи




АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ, Характеристика технологических показателей разработки - Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения

Предыдущая | Следующая