Динамика технологических показателей разработки - Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

Динамика основных технологических показателей разработки площади приведена в таблице 5. В соответствии с разбуриванием и вводом в разработку площади в два этапа отмечаются два максимума по добыче нефти.

Таблица 5. Показатели разработки

Нефть т. т

% обводн.

Жидкость т. т

Закачка т. м3

Ср. деб. нефт.

Ср. деб. жидк.

Соотн зак/отб

С 1956 по 1970

1025

0,8

1032

1140

54,1

54,3

78

С 1971 по 1980

7291

24,5

9650

13420

44,5

55,4

109

С 1981 по 1990

1751

84,3

11151

11407

9,7

64,1

101

С 1991 по 2000

482

92,8

6696

7000

3,2

44,9

107

С 2001 по 2010

334

87,6

2699

2802

2,3

18,7

104

С 2011 по 2015

344

83,6

2094

2279

2,7

16,38

106

Рост добычи нефти продолжался до 1963 г., в котором была достигнута максимальная добыча нефти в объеме 6,247 млн. т при отборе 21,3% начальных извлекаемых запасов нефти. Впервые за историю разработки площади в 1964 г. произошло падение добычи нефти. Начавшееся в 1964 г. падение нефти характеризует состояние разработки в основном кольцевых рядов.

Начиная с 1967 г., с вводом в разработку центральной части площади, начался рост добычи нефти по годам. Второй максимальный уровень добычи нефти был достигнут 1970 г. - 7,291 млн. т. К этому времени были отобраны 49,5% извлекаемых запасов, обводненность составила 24,4%, коэффициент текущей нефтеотдачи - 0,264 , темп отбора - 4,6% от начальных и 8,4% от текущих извлекаемых запасов.

К моменту выхода на максимальный уровень добычи нефти было пробурено 50,8 %. В последующие годы началось естественное снижение годовых темпов отбора нефти в результате значительной выработанности запасов нефти и роста обводненности продукции. Естественно, что во все последующие годы геолого-технические мероприятия, осуществляемые на площади, были направлены на создание интенсивной системы разработки, которая бы позволила существенно замедлить темп падения добычи нефти.

Как видно из таблицы, в последние годы темп снижения добычи нефти стабилизировался, площадь вступила в завершающую четвертую стадию разработки. Разработка характеризуется медленным снижением добычи нефти (темп отбора менее 2% от НИЗ), значительной обводненностью добываемой продукции и полным переходом на механизированный способ эксплуатации.

Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности приведена в табл. 5.

Из приведенных данных видно, что в начальный период площадь разрабатывалась при низких темпах обводнения продукции. Объясняется это тем, что обводнившиеся скважины отключались при сравнительно низком значении предельной обводненности (50-60%). В конце первой стадии разработки при отборе 22,7% извлекаемых запасов нефти, обводненность добываемой продукции составляла - 4,2%, а ВНФ - 0,018. Резкий рост обводненности происходит после отбора 50% извлекаемых запасов нефти. Это объясняется истощением и обводнением базисных наиболее продуктивных пластов и подключением верхних пластов, характеризующихся более высокой неоднородностью и долей трудноизвлекаемых запасов.

В связи с ростом уровня добычи нефти и воды интенсивно возрастала добыча жидкости, достигнув максимума в 1977 г. в объеме 11,340 млн. т. С момента падения годового уровня добычи нефти отбор жидкости сохранялся практически постоянным и до 1986 г. удерживался на уровне 10-11 млн. т, т. е. в течение 14 лет. С 1987 г. отбор жидкости начал снижаться в результате целенаправленного процесса ограничения добычи жидкости путем отключения из разработки обводненных пластов, применения циклического заводнения с переменой направления потоков, разукрупнения объектов разработки и других методов регулирования.

Как видно из таблицы 5 суммарная закачка воды впервые компенсировала накопленный отбор жидкости в 1971 году, т. е. отношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях достигло единицы.

Из приведенных данных видно, что ежегодно закачка полностью компенсировала отбор жидкости.

С 1987 г. происходило снижение объемов закачки воды, как следствие снижения отборов жидкости. Проведение комплекса мероприятий по совершенствованию системы заводнения и регулирования процесса разработки позволило сократить непроизводительную закачку в пласты. Так в 2006 г. объем общей закачки равен технологической 2,359 млн. м3, что составляет 107,6 % к отбору жидкости в пластовых условиях.

В соответствии с объемом закачки воды находится среднее пластовое давление. Пластовое давление по площади на конец года составило 16,0 МПа, в зоне отбора - 16,9 МПа. Пластовое давление с небольшими колебаниями, держится на одном уровне, начиная с 1975 г.

Третий блок расположен в южной части площади, с юга граничит с Западно-Лениногорской площадью, с севера, запада и юга границы блока проходят по разрезающим рядам.

На третьем блоке пробурено 483 скважины, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет 1,2.

Действующий добывающий фонд блока составил 126 скважин, которыми отобрано 121 тыс. т нефти, что составляет 87,3% от общего объема добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил 0,22%, от текущих - 3,85%.

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 2006г. составил 3,0 т/сут., по жидкости - 18,3 т/сут., обводненность продукции 84,2%, водонефтяной фактор 2,1. Закачка воды в этом году велась в 105 скважин и составила 971 тыс. м3, или 41,2% от общей закачки по площади.

Максимальная добыча нефти была достигнута также в 1969 г. и составила 3106 тыс. т при отборе 54,3% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 18,0%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,291, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,4%.

Похожие статьи




Динамика технологических показателей разработки - Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

Предыдущая | Следующая