Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

Факультет       нефти и газа

Кафедра       нефтегазового дела

Направление 130500    Нефтегазовое дело

 

 

 

 

 

 

 

 

Выпускная квалификационная работа

 

Тема: Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.

 

 

 

 

 

 

Исполнитель:	Камаева Елена Викторовна
Научный руководитель:	Юрочко А-И.И., к. г-м. н., доцент кафедры нефтегазового дела
Рецензент:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Южно-Сахалинск, 2008

 

Содержание

 

ПРИЛОЖЕНИЯ:

Приложение А Иллюстрации

(обязательное)

Приложение Б Таблицы

(обязательное)

Приложение В Расчеты технологических показателей

(обязательное)

 

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

 

 

Реферат.

 

Дипломный проект содержит … с., … табл., … источников, … приложений.

ПЛАСТ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, ЦИКЛИЧЕСКОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

Объектом исследования является 3 пласт I блок месторождения Центральная Оха. В результате исследования рассматриваются  2 варианта разработки (с применением внутриконтурного и циклического заводнений), а также выбран оптимальный вариант на основе расчетов, приведенных в технологической и экономической частях.

Накопленный денежный поток в оптимальном варианте разработки данного месторождения за рассматриваемый период (16 лет) составляет 1502,58 млн. руб. Капитальные вложения не требуются.

 

Введение

 

 

 

Охинское нефтяное месторождение является самым крупным по величине запасов вязких нефтей на Сахалине. Месторождение открыто в 1910году, разрабатывается с 1923 года, находится на поздней стадии разработки. Промышленная разработка верхнего этажа нефтеносности (3-7пл.), которая ведется с 1968г, показала высокую эффективность тепловых методов разработки для месторождения Оха.

Цель данной выпускной квалификационной работы – проанализировать текущее состояние 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха, сделать соответствующие выводы, а также предложить мероприятия, которые могут увеличить коэффициент нефтеотдачи при этом свести вложения к минимуму, т.к. себестоимость добытой продукции очень высокая. Выбранная тема может являться актуальной, потому что данное месторождение находится на последней стадии разработки и существенные финансовые вложения могут не окупиться.

 

1 Геолого – промысловая характеристика  месторождения Центральная Оха

 

 

 

1. Общие сведения о месторождении

 

 

 

Нефтяное Охинское месторождение расположено на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 7 км от берега Охотского моря, в черте города Оха (рисунок 1).

В административном отношении оно входит в Охинский район Сахалинской области. Город Оха является крупнейшим на севере острова Сахалин. Он связан асфальтово-грунтовой дорогой с портом Москальво, расположенным на западном берегу острова, в заливе Байкал, на расстоянии 38 км от города.

Порт Москальво связан с портами Сахалина и материка с июня по октябрь месяц включительно. Город Оха сообщается с городами юга Сахалина узкоколейной грунтовыми дорогами, а также самолетами и вертолетами. C материком связь осуществляется воздушным и водным путем, а зимой только воздушным путем. Внутрипромысловая транспортировка осуществляется по грунтовым.

Месторождения Северного Сахалина связаны с материком магистральным нефтепроводом с городом Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.

Энергоснабжение осуществляется с помощью Охинской ТЭЦ.

Для удовлетворения технических и бытовых нужд города и промысла водой используется озеро Медвежье, расположенное к югу на расстоянии 9 км, на берегу которого находится насосная станция и очистные сооружения, после которых вода поступает к потребителю.

В сейсмическом отношении Охинский район является чрезвычайноопасной территорией [1]: уровень опасности по шкале Рихтера – шестибальный. Сейсмостанция, расположенная в городе Оха, фиксирует не чаще одного раза в год землетрясения с силой до 4 баллов.

Рисунок 1 – Обзорная карта

 

Вблизи Охинского месторождения в радиусе 20-40 км имеются необходимые строительные материалы, такие как песок, щебень, которые используются на местные нужды при отсыпке дорог, приготовления бетона и глинистых растворов.

Рельеф местности, к которой приурочено Охинское месторождение, представляет собой ряд гряд меридиального простирания высотой от 60 до 80 м над уровнем моря, начинающихся западнее залива Уркт. Максимальные высоты в 80 м находятся в северной и южной частях площади. Пониженные участки рельефа заняты  широкими заболоченными поймами небольших рек глубиной 1-3 м и шириной в устье не более 5-10 м. Долины речек и ручьев, пересекающих территорию месторождения в южном и юго-восточном направлениях, образуют овраги с пологим и заиленным дном. Незначительная часть местности покрыта тайгой, представленной лиственницей, пихтой, елью, кедровым сланником, реже березой и осиной.

В климатическом отношении Охинский район характеризуется повышенной влажностью, обильными осадками, сильными и постоянными ветрами, продолжительной зимой, затяжной весной, и кратковременным летом, наличием продолжительных, частых туманов. Средняя годовая температура 2,5°С.

В зимние месяцы преобладают западные ветры со скоростью 7-9 м/сек и северо-западные, скорость которых 11 м/сек. В летние месяцы преобладание юго-западных ветров со средней скоростью в июле 6 м/сек. Нормативная глубина промерзания грунтов в районе Охинского промысла для суглинков, глин супесей составляет 2,01 м, для песков мелких алевритов – 2,44 м, а для песков гравелитовых, крупных и средних достигает 2,62 м. Суммарное количество осадков в Охинском районе за год составляет 546 мм, а наибольшая высота снежного покрова достигает в разные годы 70-100 см.

Данные климатические условия являются сложными для работы на нефтяном Охинском месторождении.

2. Геологическое строение месторождения

 

 

 

Вскрытый на Охинском месторождении разрез сложен образованиями неогена, палеогена и верхнего мела. В сводовой части Охинской складки выходят на поверхность отложения верхнего миоцена.

По литологическим и макрофаунистическим признакам по новой номенклатуре все породы подразделяются на толщи, пачки, горизонты (снизу-вверх):

1. толща туфогенных песчаников (верхний мел);
2. пачка порфиритов, туфов и туфобрекчий (верхний мел);
3. даехуриинский горизонт (палеоген);
4. уйнинский и дагинский горизонт (нижний и средний миоцен);
5. окобыкайский горизонт (средний миоцен);
6. нутовский горизонт (верхний миоцен).

Нутовский горизонт является основной продуктивной толщей Охинского месторождения. Нижняя ее граница проходит по кровле 16 пласта. В разрезе нутовского горизонта выделено 15 песчано-глинистых пластов, из которых 14 являются промышленно нефтеносными: 3, 4, 5, 6, 7L, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 13бис и 14 (рисунки 2 и 3).

Вскрытый на Охинском месторождении разрез сложен образованиями неогена, палеогена и верхнего мела. В сводовой части Охинской складки выходят на поверхность отложения верхнего миоцена.

По литологическому составу, комплексам моллюсков и фораминифер нутовский горизонт можно разделить на 3 части:

1. нижнюю, сложенную преимущественно глинистыми породами и охватывающую отложения от кровли 16 пласта до подошвы 7L пласта;
2. среднюю, сложенную в основном песчаными породами и включающую пласты от 7L по 4 включительно;
3. верхнюю, представленную неравномерным чередованием песков, глин, алевритов; включает в себя 3 песчаный пласт. Характеризуется преобладанием глин над песками.

Глины серые, буровато-серые, алевролитовые, песчанистые. Слоистые плотные, с обуглившимися растительными остатками.

Алевриты глинистые, песчано-глинистые, содержат 52-78 % обломочного материала размером 0,01-0,8 мм.

Пески светло-серые, желтовато-серые, разнозернистые.

 

Рисунок 2 – Геологический разрез по линии скважин 569-232

Рисунок 3 – Геологический разрез по линии скважин 582-1549

 

Охинская антиклинальная складка представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь, вытянутую почти в меридиальном направлении более чем на 5 км, шириной до 2 км. Углы падения восточного и западного крыльев складки увеличиваются по мере удаления от сводовой части. Крутизна восточного крыла изменяется от 5-10 до 30-35 градусов, западного не превышает 15 градусов. Шарнир складки погружается в северном и южном направлениях под углом от 3-5 до 10 градусов.

Складка осложнена многочисленными разрывами сбросового и взбросового характера, широтного и диагонального простирания различной амплитуды, которые делят складку на ряд блоков. Их поверхности экранируют залежи нефти, приуроченные к этим блокам.

 

 

 

 

3. Фильтрационно-емкостные характеристики пластов

 

 

Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение на месторождении начато в 20-х годах. До 1932 года оно проводилось только ударным способом, а с 1936 - роторным. Следует отметить неравномерную охарактеризованность месторождения керном как по площади, так и по разрезу.

Пористость коллекторов изменяется от 0,23 до 0,32. Проницаемость по керну определена лишь для 3 и 4 пластов.

По типу залежи относятся к пластовым, тектонически экранированным. По характеру заполнения ловушки относятся к нефтяным. Характерной особенностью месторождения является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, уменьшается доля водонефтяных зон в объеме залежей.

 

 

1.4 Физико-гидродинамические характеристики

 

 

Качественные исследования на месторождении практически отсутствуют, но в процессе разработки были проведены попытки моделирование процесса вытеснения нефти водой на образцах керна [2], но они не удались из-за слабой консолидированности отложений - цилиндры из керна разрушались еще на этапе подготовки к опыту (при насыщении их моделью пластовой воды). Только на двух образцах проницаемостью 0,0022 мкм2 и 0,0034 мкм2 удалось провести фильтрацию модели воды в условиях, близких к пластовым (Рэф=6,64 МПа, ). Попытка замещения воды нефтью не удалась даже при повышении температуры до 60 С и входного давления до 5.5 МПа. Так как на каменном материале Охинского  месторождения моделирования провести не удалось, воспользуемся результатами опытов на образцах пород месторождений Чайво и Одопту-море. Выбор указанных месторождений в качестве аналогов обусловлен приуроченностью их основных нефтяных объектов к нутовскому комплексу, близким литолого-петрофизическим составом обломочной части и цемента пород. Глубины максимального погружения нутовских отложений месторождений Чайво и Одопту-море практически одинаковы и на 1-1,5 км превышают таковые для пород Охинского месторождения. Это объясняет более высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов Охинского месторождения, чем на месторождениях – аналогах. Остаточная нефтенасыщенность месторождений Чайво и Одопту-море составляет около 40 %. Зависимость коэффициента водонасыщенности ( ) от проницаемости для Охинского месторождения распадается на две ветки - для пород с глинистым цементом, сложенными разбухающими минералами и преимущественно каолинитового состава (рис. 4).

 

 

 

В чистых крупнозернистых песчаниках проницаемостью 2-5 мкм может снижаться до 15 %, что эквивалентно нефтенасыщенности.

Толщины продуктивных пластов колеблются в довольно широких пределах. Наибольшая эффективная толщина у 4 и 3 пластов. Толщины непроницаемых разделов между продуктивными пластами в среднем от 4 до 84 м.

Продуктивные пласты от 4 до 10 включительно разделены непроницаемыми пластами средней толщиной от 4 до 22 м. Средние толщины непроницаемых разделов между пластами от 10 до 14 составляют 24-68 м.

 

 

1.5 Нефтеносность

 

 

В результате разведочного и эксплуатационного бурения установлена промышленная нефтеносность 3, 4, 5, 6, 7L, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 13бис и 14 пластов, залегающих на глубине от 10-20 м до 700-900 м. Данные залежи относительно выдержаны по площади и по разрезу, за исключением 10 пласта (продуктивен только в XI блоке), зон, где 3 пласт размыт, а 7L и 9 пласт заглинизированы, 13бис и 14 пластов, которые продуктивны только в центральной и южной частях, а также 8 пласт, по которому выявлены продуктивные блоки I, IV, IV, IV в самой северной части северной периклинали.

Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки и, следовательно, содержат несколько залежей. Всего на месторождении имеется 129 залежей. Наибольшие площади нефтеносности имеют залежи 3, 4 пластов в VIII блоке и 4 пласта в X блоке. Высоты залежей изменяются в широких пределах от 10-25 до 129 м.

Характерной особенностью месторождения является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим, начиная с 4 пласта, уменьшается доля водонефтяных зон в объёме залежей. Залежи 4 пласта в XI блоке, 6 пласта в XI блоке, 8 пласта в VIIIа и VIIIв блоках имеют только водонефтяную зоны. На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме вышеуказанных пластов в отложениях нутовской горизонты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено.

 

 

1.6 Физико-химическая характеристика нефти, воды

 

 

Основная масса проб отбиралась в начале эксплуатации месторождения и в процессе эксплуатации в 1972 году.

Сводная таблица 1 содержит в себе сведения о физико-химических свойствах нефтей по пластам и блокам. Явно просматривается тенденция уменьшения величины плотности нефти (от 943,4 до 885,4 кг/м3), а вместе с ней всех остальных физико-химических показателей от 3 пласта к 12, при этом увеличивается содержание парафина. В 13, 13бис и 14 пластах, вскрытых в X,XI,XII блоках, наблюдается небольшое повышение плотности нефти по отношению к нефти 12 пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефти Охинского месторождения

Пласт, блок	Плот- ность нефти, кг/м³	Кинематическая Вязкость мкм²/сек		Содержание, весов %					Температура, С			Содержание светлых фракций, %
		20 С	50 С	вода	мех. Примеси	смолы	сера	пара- фин	вспы- шки	засты- вания	начала кипения	200 С	250 С	300 С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
3-I	0,9511	611,95	67,00	10,75	0,169	54	0,37	0,36	118	-20	228	-	4	21
3-II	0,9516	560,23	65,00	9,5	0,124	50	0,28	0,26	116	-20	232	-	4	21
3-III	0,9505	548,8	69,39	10,8	0,070	52	0,24	0,48	119	-20	229	-	3	22
3-VIII	0,9338	132,89	25,57	6,5	0,100	45	0,28	0,25	32	-20	178	4	14	32
3-XI	0,9319	126,72	25,51	11,1	0,087	43	0,22	-	78	-20	172	4	15	33
3-XII	0,9426	232,32	37,65	7,2	0,050	42	0,16	-	88	-20	172	4	13	29
4-VIII	0,9322	130,26	25,75	9,4	0,253	42	0,30	0,39	83	-20	180	2,4	12	30
4-X	0,9274	94,88	21,08	17,3	0,098	40	0,30	0,32	73	-20	178	3	13.5	33
4-XI	0,9290	93,56	20,73	6,9	0,107	40	0,25	0,30	80	-20	170	4	16	34
5-X	0,9192	75,77	18,92	2,4	0,039	39	0,24	0,67	65	-20	151	6	15	34
6-VIII	0,9155	55,67	14,62	4,8	0,112	37	0,27	0,24	54	-20	140	8	19	36
6-X	0,9191	69,57	16,58	8,2	0,193	40	0,23	0,70	67	-20	148	6	16	35
7-I	0,9460	330,42	46,09	7,3	0,152	46	0,32	0,35	110	-20	221	-	6	25
7-II	0,9431	254,47	37,68	3,6	0,098	42	0,24	0,21	101	-20	214	-	7	26
7-III	0,9402	227,50	32,02	9,7	0,058	44	0,33	-	106	-20	219	-	7	27
7-V	0,9388	218,79	32,85	6,7	0,396	41	0,23	0,47	103	-20	210	-	7	26
7-VIII	0,9259	98,53	19,69	14,3	0,162	39	0,26	-	85	-20	169	5	13	31
7-X	0,9216	81,98	18,73	7,7	0,114	39	0,29	0,80	68	-20	153	6	16	33
7-XI	0,9214	86,90	18,84	16,9	0,104	32	0,23	0,98	88	-20	188	1,5	11	30
8-I	0,9258	105,53	22,47	4,2	0,179	33	0,39	0,56	93	-20	191	1	9	27
8-II	0,9321	138,35	25,33	11,3	0,357	40	0,22	0,61	96	-20	198	0,5	8	26
8-III	0,9321	137,11	29,68	6,1	0,267	37	0,19	0,41	102	-20	201	0,5	8	26
8-IV	0,9403	205,62	35,59	11,6	0,212	43	0,23	-	107	-20	207	-	8	28
8-V	0,9387	180,41	31,03	4,1	0,081	41	0,31	-	109	-20	226	-	6,5	25
8-VIII	0,9120	45,55	13,60	6,0	0,028	43	0,14	-	44	-20	119	9	19	38

 

Продолжение таблицы 1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
8-X	0,9207	69,87	16,94	6,9	0,122	40	0,34	1,04	64	-20	160	7	17	34
9-X	0,9159	62,06	16,59	2,14	0,019	39	0,22	-	46	-20	122	10	18	35
9-XI	0,9279	12,46	25,24	13,15	0,224	42	0,18	-	75	-20	168	3	11	28
10-XI	0,9334	152,01	-	8,8	0,24	54	-	-	76	-20	173	4	12	30
11-I	0,8875	10,03	4,18	cл.	0,001	18	0,19	0.73	24	-20	118	21	35	52
11-V	0,8866	14,88	5,03	8,26	0,404	23	0,25	0.95	24	-20	110	21	35	50
12-I	0.8889	15.66	5.40	3.46	0.254	24	0.24	0.85	36	-20	113	20.5	33.5	49
12-II	0.8762	8.90	4.25	0.025	0.014	24	0.12	-	-	-20	90	28	40.5	54
12-IV	0.8742	7.90	3.65	0.45	0.05	13	-	-	-	-20	89	27	40	55
12-X	0.8957	31.02	9.67	5.26	0.125	30	0.19	1.24	49	-20	134	15	27	44
12-XI	0.9036	26.75	9.41	2.59	0.331	28	0.27	-	52	-20	134	12	24	42
13-X	0.9039	39.82	11.51	1.05	0.063	38	0.29	2.20	49	-20	129	14	25	40
13-XI	0.8997	24.25	7.90	0.05	0.026	30	0.24	-	41	-20	114	14	25	42
13-XIIa	0.8791	24.27	-	2.00	0.042	30	-	1.43	38	-20	125	14	20	40
13bis-X	0.9090	57.12	12.56	5.56	0.091	39	0.27	1.32	51	-20	134	12	22	39
13bis-XI	0.9061	37.22	11.77	0.15	0.29	32	0.16	-	45	-20	128	10	22	39
13bis-XII	0.9042	36.45	10.60	3.20	0.131	29	0.22	0.63	58	-20	142	8	19	38
14-X	0.9242	101.30	22.26	2.47	0.093	44	0.23	0.79	62	-20	157	6	16	32
14-XI	0.9165	75.02	17.15	1.53	0.042	37	0.20	-	65	-20	144	8	21	41
14-XII	0.9113	49.42	13.13	3.07	0.094	36	0.18	1.04	57	-20	153	6	18	36

 

В целом, нефти месторождения тяжелые (среднее значение плотности 916,1 кг/м3), вязкие, малосернистые (содержание серы до 0,5 %), малопарафинистые (содержание парафина в среднем 0,81 %), высокосмолистые (содержание смолисто-асфальтеновых компонентов 15 % и выше). Температура начала кипения в среднем 158°С, содержание бензиновых фракций – 8% (в некоторых нефтях они отсутствуют), выход фракций до 300°С в среднем составляет 36 %. Во всех пробах присутствуют вода и механические примеси.

Из нефтей месторождения могут быть получены дизельные топлива, флотский мазут, битум, а также керосиновый компонент к дизельному арктическому топливу.

 

2 Технологическая часть

 

 

2.1 Состояние разработки 3 нефтяного горизонта I – блока месторождения Центральная Оха

 

 

2.1.1 Текущее состояние разработки 3 нефтяного горизонта I – блока месторождения Ц. Оха

 

 

Залежи 3 пласта в I-Iа блоках содержат начальные балансовые запасы 5045 тыс.т нефти. Разработка залежи начата в 1936 году на режиме растворенного газа с дальнейшим переходом на гравитационный. С 1986 года начаты работы по внедрению теплового воздействия. Разбуривание объекта в 1992 г. в основном было закончено. В последующие годы бурение велось в переклинальных частях и бурились дублеры технически неисправных скважин.

В течение 5 лет было введено 183 добывающих и 71 нагнетательная скважина.

Среднесуточный дебит нефти вырос с 0,26 до 3,1 т/сут. Некоторые скважины переводились на фонтанный способ эксплуатации. Интенсивный ввод объекта в разработку позволил достичь максимального темпа отбора от начальных извлекаемых запасов как по объекту (8%), так и в целом по месторождению (1.8%). Максимальный отбор нефти составил 185 тыс. т (1993, 1995 гг.). С начала разработки по состоянию на 1.06.07г добыча нефти составляет 2002,6 тыс. т, КНИ - 0,397; с начала процесса закачано 4636,9 тыс.т пара и 20190,2 тыс.т воды, за счет чего дополнительно добыто 1661,6тыс.т нефти.

По состоянию на 1.06.07г [3] в работе находятся 121 добывающих при проекте 159 и 51 нагнетательных скважин при проекте 45. За 2006 год фактический объем добычи нефти составил 17,8 при проекте 22,4 тыс.т, закачка воды 1512,2 при проекте 1122,7тыс. м3, средне-суточный дебит нефти составляет 0,38 при проекте 1,6 т/сут, жидкости 34,4 при проекте 21,0 т/сут; за 5 месяцев 2007годасоответственно: добыча нефти - 6,5 тыс.т, закачка воды 620,5 тыс. м3, средне-суточный дебит нефти составляет 0.36 т/сут, жидкости 32,0 т/сут.

Текущие отборы по данному пласту можно видеть на рисунке (Приложение А).

По полученным данным было выявлено ряд отклонений от проектной схемы:

1. По залежи I-Ia блока недобор по нефти по сравнению с проектом вызван снижением добывающего фонда на 38 скважин,
2. Наблюдается превышение запланированных объемов закачки воды на 389,5 тыс. т., в результате апреле-мае процент обводившихся скважин растет, (Приложение Б) наглядно это можно наблюдать на рисунке 5 и 6, , т. е. по залежам необходима оптимизация объемов закачки воды и отборов; это наглядно

Рисунок 5 – Средняя обводненность скважин за январь, февраль и март 2007 года.

Условные обозначения:

40-число скважин;

99% - процент обводненности добытой продукции.

Рисунок 6 – Средняя обводненность скважин за апрель и май 2007 года

Условные обозначения:

40-число скважин;

99% - процент обводненности добытой продукции.

 

 

2.1.2 Анализ текущего состояния разработки 3 пласта I блока

 

 

Залежь была введена в разработку в 1936 году на естественном режиме. В 1982-1985 годах по залежи проводилась опытная закачка пора, которая показала высокую эффективность данного метода. С 1987 года начато разбуривание и промышленное внедрение тепловых методов. В 1993 году составлена технологическая схема разработки [3], согласно которой объект разрабатывается с применением тепловых методов воздействия на пласт. Состояние разработки представлено в таблице (Приложение В). Наглядно эти данные можно представить графически и сделать соответствующие выводы по разработке данного пласта, но нужно учитывать, что в технологической схеме проектные данные по всем блокам суммированы.

 

Рисунок 7 – Добыча жидкости и нефти.

 

Рисунок 8 – Действующий фонд скважин

 

По состоянию на 01.01.2005 года в добывающем фонде числится 195 эксплуатационных скважин, в том числе 191 действующая и 4 в бездействии, 17 скважин находятся в консервации, 35 – в наблюдении,2 – в ожидании ликвидации. В нагнетательном фонде числится 66 действующих скважин, в бездействии 1, в консервации – 12, в наблюдении 6.

Все изменения в добыче жидкости по 3-му пласту видны на рисунке 3 в зависимости от изменения технологической схемы разработки, но, если взять полученные данные по конкретно 3 пласту I блоку, то мы можем сделать соответствующие выводы о состоянии этого блока на данный период. Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице (Приложение Г) и на рисунке 8,9.

На рисунке 8 видно, что за период 1993-2004 происходит спад добычи нефти, увеличивается процент обводненности продукции, что характерно для конечной стадии разработки нефтяного месторождения. Также можно отметить, что в период до 1994 года, когда еще идет интенсивная закачка пара 400-450 тыс.т, а закачка воды колеблется в пределах 66,4 – 143,3 тыс.м3, то отбор нефти еще стабильно держится на отметки 170 тыс.т и процент обводненности не превышает 75%. Далее видно, что закачка пара идет на убыль, в то время как закачка воды резко увеличивается до 2000 тыс.м3, этот период характеризуется резким спадом добычи нефти от 170,5 до 29,7 тыс.т, но в тот же период происходит увеличение процента обводненности от 80 до 98%. На рисунке 9 видно, что добывающий фонд сократился со 198 до 191 скважин.

Рисунок 8 – Динамика технических показателей разработки

 

Рисунок 9 – Фонд действующих скважин.

Всего за 2004 год добыли 29,7 тыс.т нефти, что составляет 0,59% от начальных и 0,95% от текущих балансовых запасов; за этот период было добыто 1431,4 тыс. тонн жидкости, при этом закачено в пласт 1919,4 тыс.м3 воды и 66,3 тыс. тонн пара. В среднем дебит одной добывающей скважины составил по нефти 0,46 т/сут, а по жидкости 22,22 т/сут. В то же время приемистость нагнетательной скважины по пару составила 47,1 т/сут, а по воде – 88,2 м3/сут. По состоянию на 01.01.05 текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,388.

С 2005 года в залежь прекращена закачка пара. Температура пласта в центральной и сводовой части пласта была доведена до 50°С. Температура добываемой продукции колеблется в пределах 10-20°С.

Из всего вышеперечисленного можно сделать выводы, что:

1. Залежь находится в заключительной стадии разработки.
2. Тепловые методы воздействия на залежь способствовали увеличению объемов добываемой продукции и снижению процента обводненности.
3. За весь период разработки было добыто 1955,1 тыс. тонн нефти, хотя считалось, что извлекаемые запасы нефти составляют только 1882,2 тыс. тонн нефти, потому что начальный коэффициент нефтеотдачи был определен без учета каких-либо дополнительных мероприятий.
4. Целесообразно применять на данном участке комплексные мероприятия по увеличению коэффициента нефтеотдачи, т.е. нестационарное (циклическое) заводнение комплексировать с фиксированным отбором жидкости, с целью борьбы с резким увеличением обводненности продукции.
5. Можно так же использовать в отдельности циклическое заводнение, т.к. есть целики нефти, которые не были захвачены в процессе разработки.