Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

Рис. 3.3 и 3.4 Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи и дебита нефти.

Проектные документы

1 – факт 2 – проект (1987г.)

3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.)

5 – утвержд. ТКР (17.01.97

г.)

Рис. 3.5 и 3.6 Сопоставление фактических и расчетных показателей дебита жидкости и количества скважин.

Проектные документы

1 – факт 2 – проект (1987г.)

3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.)

5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.)

1. При сравнении фактических и проектных показателей разработки (1987 г.) за последние два года значительное отставание от проектных уровней произошло по всем основным показателям, кроме дебита по нефти. При этом отставание добычи нефти за эти годы в процентном соотношении сохраняется на одном уровне. Невыполнение проектных уровней в 2000г. следующее:

- добыча нефти меньше на 581 тыс. т или на 1/3;

- добыча жидкости в 3,1 раза;

- дебит жидкости в 1,8 раза;

- действующий фонд меньше на 242 скв. или 35%;

- закачка воды в 2,2 раза;

- фонд нагнетательных скважин в 2,3 раза.

Превышение дебита нефти над проектным значением в 1998 году на 0,6 т/сут. или 11% является следствием сокращения малодебитного фонда за счет их выбытия из эксплуатации из-за нерентабельности. Эффективное эко разные методики Культивирования эмбрионов.

При значительных недоотборах в годовой добычи нефти, накопленный отбор несущественно отличается от проектного (меньше на 1230 тыс. т или 2,5%). Причиной является перевыполнение максимального уровня и более высокие темпы отбора в предыдущие годы до 1991г., вследствие опережающего разбуривания площади.

Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки приведено на рисунках 3.3, 3.4, 3.5, 3.6.

2. Уровни добычи нефти, принятые в лицензионном соглашении, перевыполняется в 2000г. в значительной степени, на 30% за счет высоких дебитов нефти, превышающих более чем в 2 раза расчетное значение, фактический действующий добывающий фонд в 1,6 раза меньше расчетного. Кратное превышение среднего дебита нефти объясняется применением оптимизации работы скважин. Аналогично добыча жидкости превышает расчетную в 1,5 раза, вследствие более низких дебитов жидкости (ниже на 11%) и меньше действующего фонда на 40%.

3. Сравнение фактических показателей разработки с утвержденными ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995г.) показывает практически одинаковые уровни по добычи нефти. Отставание фактических показателей отмечается в 2000г. по:

- действующему фонду на 62 скважину или 11,5%;

- среднему дебиту жидкости на 21%;

- добычи жидкости на 1430 тыс. т или на 30%;

- обводненности на 8,3% (абс.).

Превышение над проектом достигнуто по дебиту нефти на 8% из-за применения интенсификации добычи нефти.

- При сопоставлении фактических показателей за 2000г. с утвержденными ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.) видно несущественное превышение добычи нефти и дебита по нефти соответственно на 3% и 5%. Закачка воды перекрывает расчетный объем на 1/3. По остальным показателям отмечается превышение проектных значений.

Выводы:

1. Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости.

2. Фактическая годовая добыча нефти в 1999г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%.

3. Основной причиной незначительного (12%) отставания от проектного уровня добычи нефти является: крайне низкий коэффициент использования добывающего фонда – 0,62, в связи с чем действующий фонд меньше проектного в 1,5 раза. Массовое выбытие скважин из эксплуатации вызвано геологическими и техническими причинами (опережающее обводнение части скважин в связи со сложным строением горизонта и с поломками и выбытием из строя внутрискважинного оборудования).

4. Стабилизация добычи нефти и уменьшение разницы между фактическими и проектными показателями за последние 2 года явилось следствием применения методов интенсификации нефтедобычи, восстановление и ввод в эксплуатацию скважин, перераспределения направления потоков фильтрации.

5. Превышение проектного значения в 2000г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям.

6. На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа.

7. По месторождению в 2002 - 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определить идеологию работы над месторождением на последующее десятилетие, после обширного применения технологий интенсификации нефтедобычи (форсированный отбор жидкости, ГРП, МУН).

3.2.1 Фонд скважин

Усть-Балыкское (горизонт БС10) месторождение разрабатывается с 1966 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт БС10 разбурен на 95%. В настоящее время объект находится на стадии падающей добычи нефти. Отобрано 59% нефти от НИЗ при обводненности 71%. Средний дебит нефти за 2000 год составил 7,91 т/сут., дебит жидкости - 27,03 т/сут.

Состояние фонда скважин

На Усть-Балыкском (горизонт БС10) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных , 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м (таблица 3.8). Выделено два объекта разработки: горизонт БС10 , пласты БС16-20 ачимовской пачки.

Пласты ачимовской пачки (БС16-20)

На пласты БС16-20 ачимовской толщи проектный фонд утвержден в количестве 32 скважин, в том числе 16 добывающих, 11 нагнетательных (из них одна разведочная) и 5 резервных. Пласты ачимовской пачки по состоянию на 1.01.2001г. не разбуривались и в разработку не вовлекались из-за нерентабельности.

Горизонт БС10

Основной объект разработки горизонт БС10 к моменту составления последнего проектного документа практически был разбурен в зоне совместного залегания пластов БС101, БС102, БС103.

Проектный фонд по горизонту БС10 утвержден в количестве 1555 скважин, в том числе на запасы категории С1 – 1465, С2 – 90. Распределение проектного фонда эксплуатационных скважин по пластам и категориям приведено в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Проектный фонд

 Скачать реферат