Анализ разработки объекта Т1 и Т2 Тананынского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему

«Анализ разработки объекта Т1 и Т2 Тананынского месторождения»

Самара 2016 г.

Курсовой проект содержит стр 45табл 13 рис 7

ПЛАСТ, СКВАЖИНА, НЕФТЕОТДАЧА, ЗАЛЕЖЬ, ОЮВОДНЕННОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ

В настоящей работе рассмотрен геолого-промысловый материал, проведен расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов нефти и газа.

Рассмотрен анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату.

Выполнен расчет прогнозных показателей разработки

Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.

нефть газ запас пласт

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

2. Технологическая часть

2.1 Анализ разработки пласта

2.2 Анализ текущего состояния разработки

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.4 Анализ эффективности ГТМ

2.5 Расчёт основных технологических показателей разработки пласта на 2015-2030 гг. по методу Камбарова

Выводы

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большинство месторождений находятся на завершающих стадиях разработки, что требует для продления разработки применения методов увеличения нефтеотдачи пласта. Самый распространённый метод воздействия на пласт это заводнение. Основной недостаток заводнения это прорыв воды по наиболее проницаемым пропласткам ограниченной толщины, в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены, что приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта. Так некоторые исследования показывают, что коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне в определённых пропластках достигает 0,9, хотя там же могут быть пропластки с начальной нефтенасыщенностью.

Используя большой накопленный материал, следует выявить характерные зависимости процесса вытеснения нефти водой, с целью использования этого в настоящее время для составления более точного прогноза обводнения, пластового давления и других показателей разработки, а главное для увеличения нефтеизвлечения. Также следует определить наиболее совершенные системы заводнения и рациональное время из внедрения в процессе разработки месторождения.

Из выше изложенного следует вывод о том, что следует более детально контролировать процесс разработки при заводнении. Для корректировки процесса заводнения требуется применять другие методы увеличения нефтеотдачи пласта.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тананыкское месторождения расположено на территории Курманаевского района Оренбургской области, в 250 км к западу от областного центра г. Оренбурга. Ближайшим промышленным центром является г. Бузулук, удален от месторождения на 30-35 км к северо-востоку, через который проходит железнодорожная линия Самара-Оренбург. Кроме того, в 10 км от месторождения находится районный центр с. Курманаевка.

Обзорная карта района представлена на рисунке 1.1

Обзорная карта района Тананыкского месторождения

Наиболее крупными населенными пунктами на рассматриваемой территории является с. Бобровка, с. Семеновка и с. Ромашкино. Сообщение их с районным центром - Курманаевка осуществляется по гравийным дорогам, а Курманаевка и г.Бузулук соединены шоссейной дорогой с твердым покрытием.

Климат района резко континентальный: с жарким летом (до +40°С) и холодной зимой (до -40°С).

Среднегодовое количество осадков не превышает 400мм. Глубина промерзания грунта достигает 1,5 м.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении Тананыкская площадь расположена на северо-западном склоне Общего Сырта и представляет собой всхолмленную возвышенность, расчлененную многочисленными балками и оврагами. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах +220 +230 м на водоразделах и +80 +110 в поймах рек [1].

Гидрографическая сеть представлена рекой Бобровка со своими притоками, протекающей через месторождение с запада на восток. Питание реки осуществляется за счет родников, выбивающихся из песчаных отложений четвертичного и триасового возраста. Ширина русла составляет обычно 1,5-2 м. Водоток ее прослеживается от устья с.Бобровка, выше долины река в сухое время года представляет собой сухой овраг. Для нее характерно ассиметричное строение склонов: правый - пологий, левый - крутой. Наиболее крупные из притоков р.Бобровка - реки Тананык и Елшанка, которые располагаются за пределами площади.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Тананыкской площади принимают участие отложения: четвертичной, юрской, триасовой, пермской, каменноугольной и девонской систем.

Стратиграфические границы и литолого-петрографическое описание пород бобриковского горизонта и турнейского яруса проводятся на основании унифицированной схемы стратиграфии Волго-Уральской нефтеносной области.

При описании вскрытого разреза использовались первичные данные бурения (керн, ГИС и т.д.), результаты палеонтологических и литолого-петрографических определений, а также материалы по изучению стратиграфии соседних площадей. При этом за основу принята унифицированная стратиграфическая схема 1962 г. с дополнениями НСК 1974, 1977, 1978 г.г.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении Тананыкское месторождение приурочено к внешней бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы [1].

В пределах Оренбургской области вал вытянут в широтном направлении на расстоянии свыше 150 км. Сводовая часть его сравнительно широкая, участками достигает 20-30 км.

Общая конфигурация Бобровско-Покровского вала согласуется с очертаниями борта Мухано-Ероховского прогиба.

При детальном рассмотрении особенностей Бобровско-Покровского вала, устанавливается, что осложняющие его локальные поднятия образуют более мелкие валообразные зоны (гряды), среди которых можно выделить, собственно Бобровско-Покровскую, примыкающую к приподнятой кромке южного борта Мухано-Ероховского прогиба, Тананыкскую и др.

Тананыкская структурная зона протягивается в субширотном направлении, располагаясь в крайней западной части области, параллельно Бобровско-Покровской зоне. Эта зона объединяет Коммунарское, Тананыкское, Долговское, Южно-Бобровское и Курманаевское поднятия. На западе указанной цепочки структура смыкается с Кулешовской структурной зоной.

Характеризуя особенности локальных структурных форм Тананыкской зоны, следует отметить, что они сравнительно отчетливо прослеживаются по всем горизонтам нижнего карбона до окского горизонта включительно и практически совершенно не выделяются в осадках среднего (очевидно и верхнего карбона) и слабо проявляется в отложениях нижней и верхней перми.

1.5 Нефтегазоводоносность

Тананыкское месторождение расположено в западной части Бобровско-Покровского нефтегазоносного района.

В процессе разведочного бурения на Тананыкском месторождении опробованием в колонне и испытателем пластов изучены отложения Сакмаро-Артинского яруса верхнего карбона, мячковского, каширского и верейского горизонтов, серпуховского и окского (пласты О₂, О₃ ,О₄, О₅ ) надгоризонтов. Залежи нефти в этих отложениях не установлены. В девонских отложениях, по данным промыслово-геофизических исследований и керну скв.№ 166, нефтесодержащих пластов также не выявлено [1].

Промышленная нефтеносность на Тананыкском месторождении установлена в отложениях бобриковского горизонта и турнейского яруса пласты Т₁ и Т₂

Пласты Т₁ и Т₂ не являются однородными и монолитными по площади, а разобщены, как правило, плотными породами (глинами, аргиллитами пл. Б₂ и уплотнёнными карбонатами Т₁ и Т₂) на ряд проницаемых пропластков. При этом коэффициент песчанистости (К_п )пласта Б₂ составляет 0,7, коэффициент расчленённости (К_р )-3,0.

Данные характеризующие продуктивные пласты Т₁ и Т₂ приводятся ниже в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Характеристика пластов Т₁ и Т₂

Глубина залегания пласта в своде, м	Высотное положение ВНК, м	Размеры залежи	Пределы и средние величины нефтена-сыщенности, м	Тип залежи
		длина, км	шири-на, км	высота, м
Пласт Т1 и Т2
2818,2	-2648	6,25	3,25	21,6	2,2-8,2	пл-свод.
2855,2	-2684	6,0	3,0	20,2	4,2-16	пл.-свод.

Продуктивная часть пласта Т1 сложена в основном 2-9 проницаемыми пропластками, а в скважине №287 количество их достигает 12, только в скважинах №№150, 238 пласт монолитен, толщина его соответственно равна 8,6 и 11,3 м. Коэффициенты песчаниности и расчлененности пласта Т1 равны 0,6 и 5,7.

На глубине 2851,4 м расположен упино - малевский пласт Т_2. Колектор выдержан по площади. Общая толщина варьирует от 2,6 м до 78,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м до 40,0 м. По большинству «нефтяных» скважин пласт монолитен. Коэффициент расчлененности по продуктивным пластам равен 1,704 доли единиц, коэффициент песчанистости равен 0,894 доли единиц. В пласте Т₂ выделена одна залежь нефти.

1.6 Коллекторские свойства пластов Т1 и Т2

Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов проводились по -промыслово-геофизическим данным и керновому материалу.

Пласт Т1 сложен и представлен коллекторами перового типа.

Коллекторские свойства пласта БП8 представленно в таблице 1.1

Таблица 1.1 Коллекторские свойства пласта БП8

	Пласт Т1-Т2
Показатели
Средняя глубина залегания (абс. отметка), м	2374
Тип залежи	Пласт-свод
Тип коллектора	Териген
Площадь нефтеносности, тыс.м2	130340
Средняя общая толщина,м	28
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	10,3
Средняя эффект. водонасыщенная толщина, м	0,7
Коэффициент пористости , доли ед.	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,85
Проницаемость, 10-3 мкм2	0,234
Коэффициент эфф. толщины (песчанистости), доли ед.	0,77
Расчлененность	2,2
Начальная пластовая температура , 0C	35
Начальное пластовое давление, МПа	18,75
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	4,6
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	805,0
Плотность нефти в поверхностных условиях	832,0
(дифференциальное разгазирование), кг/м3	825,2
Абсолютная отметка ВНК, м	2420
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,597
Содержание серы в нефти, %	2,93
Содержание парафина в нефти, %	6,86
Давление насыщения нефти газом , МПа	1,89
Газосодержание, м3/т	23,6
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,5
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1,14
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4	Нет данных
воды, 1/МПа х 10-4	-
породы, 1/МПа х 10-4	-
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,71

По данным керна продуктивная часть пласта Т1-Т2 представлена песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, плотными, крепкими мелкозернистыми, пористыми. В отдельных скважинах наблюдаются песчаники слабосцементированные (скв.132) и рыхлые (скв.131). По описанию шлифов песчаники кварцевые, разнозернистые, местами хорошо отсортированные. Зерна кварца полуокатанные, реже угловатые и окатанные, размером 0,1-0,5 мм, обломочная часть представлена кварцами и единичными зернами полевого шпата. Цемент порово-пленочный глинистый, участками карбонатный.

Для проектирования разработки пористость и нефтенасыщенность по пластам Т1-Т2 приняты по ГИС.

Фильтрационные свойства пласта Т1-Т2 слабо изучены по промысловым данным и исследованиям керна. Поэтому для проектирования разработки приняты значения проницаемости, рассчитанные по обобщенной зависимости Кп=f(Кпр) для открытой пористости пласта Т1-Т2.

Нефтяная залежь пласта Т1-Т2 является одной из основных по запасам, а также одним из основных объектов разработки месторождения. По материалам ГИС по пласту БП8 ВНК фиксируется на отметках 2418-2420 в западной и северо-западной части, до 2420-2425 в восточной и южной частях залежи. Для нижней глинистой части пласта ВНК изменяется в пределах 2408-2418 м.

В разработку вовлечена, как правило, верхняя более опесчаненная часть разреза пласта. Нижняя часть вовлечена в разработку единичными скважинами.

Такие особенности строения пласта, разработки залежи послужили основанием для выделения в его объеме двух подсчетных объектов: верхнего-песчаного (Т1) и нижнего - песчано-глинистого Т2, являющихся единым гидродинамическим резервуаром.

Верхний зональный интервал Т1-Т2 характеризуется толщинами в интервале 1.4-25.0 м. При опробировании скважин получены высокие фонтанирующие притоки нефти дебитом до 362 м³/сут. Получение по отдельным скважинам притоков нефти с водой (скв. №57Р, 65Р, 56Р) предполагает заколонные перетоки из водоносной части пласта. Залежь пластовая сводовая размерами (8-12)*14 км и высотой 50 м.

По промыслово-геофизическим данным получены сведения о мощности продуктивных пластов, с использованием которых построены структурные карты общих эффективных и эффективно-нефтенасыщенных толщин. Проведена качественная оценка коллекторских свойств (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности).

Анализировался керн из скважин №№150, 162, 166, находящихся в контуре нефтеносности, а также из скважины №168, пробуренной в водонефтяной зоне. Пористость и проницаемость приняты на основании керновых данных, так как по всем 4 скважинам более или менее равномерно и в достаточном количестве распределен по толщине пласта анализируемый керновый материал. (26, 26, 12 и 24 образца, всего 88 образцов на проницаемость). Нефтенасыщенность определялась по ГИС.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химическая характеристика нефти газа и воды изучались по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

По пласту Т₁ изучены четыре глубинные пробы нефти скважин: №152 - два исследования, №№162, 281 и три поверхностные пробы из скважин №№ 150, 152, 162.

Свойства нефти и газа пласта Т₂ изучены в результате исследований четыре глубинных проб из скважин №№162, 168, 217, 268 и три поверхностных проб из скважин №162 (два исследования) и №166.

Исследования проб выполнены ЦНИПРом НГДУ «Бугурусланнефть» и институтом «Гипровостокнефть».

Кизеловско-черепетский пласт (Т₁) турнейского яруса. По результатам исследований глубинных проб плотность нефти изменяется от 752,5 до 772,9 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - от 5,60 до 11,95 мПа, пластовый газовый фактор - от 97,4 до 121,0 м³/т (20⁰С), динамическая вязкость пластовой нефти - от 0,90 до 1,24 мПа_•c, температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении по скважине 281 - 20,5⁰С, изометрическая сжимаемость нефти при пластовых условиях по той же скважине - 15,4•10^-4 1/Мпа (табл.1.2)

Таблица 1.2 Параметры пластовой нефти

	Турнейский
Наименование
	Т 1	Т 2
1	2	3
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	8,80	5,70
Газосодержание, при однократ-
ном разгазировании, м3/т	-	-
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, доли единиц	1,260	1,120
Суммарное газосодержание, м3/т
Плотность, кг/м3	764,0	803,9
Вязкость, мПа•c	1,12	1,79
Объемный коэффициент при дифференциаль-
ном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1,217	1,103
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т	-	-
- в т. ч. сероводорода, м3/т	-	-
Вязкость, мПа•с	1,00	1,00
Плотность, кг/м3	1,182	1,182

Упино-малевский пласт (Т₂) турнейского яруса. Плотность пластовой нефти изменяется от 790,0 до 805,3 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 5,50 до 5,90 МПа, пластовый газовый фактор - от 47,2 до 66,2 м³/т (20⁰ С), динамическая вязкость пластовой нефти - от 1,30 до 2,07 МПа_•c, температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении по скважине 217 - 34⁰С, изотермическая сжимаемость нефти при пластовых условиях, определенная по скважине 217 - 9,4•10^-4 1/МПа [1].

Пласт Т₁ турнейского яруса. Плотность однократно разгазированной нефти изменяется от 871,0 до 852,7кг/м ³, динамическая вязкость при 20 ⁰ С - от 3,41 до 8,98 мПа_•c.

Среднее значение плотности нефти по пласту Т₁ при ступенчатой сепарации в рабочих условиях - 816,2кг/м ³, средний рабочий газовый фактор - 105,1м³/т (20⁰ С).

По товарной характеристике нефть сернистая (серы 0,85-1,25% масc), мало смолистая (смол силикагелевых 4,30-12,13% масc), парафиновая (парафинов 4,71-5,9% масc). Выход светлых фракций при разгонке до 300⁰ С от 48 до 58% об.

Пласт Т₂ турнейского яруса. Плотность однократно разгазированной нефти изменяется от 834,2 до 878,1 кг/м ³, динамическая вязкость при 20⁰ С - от 3,06 до 19,85 мПа_•c.

Среднее значение плотности нефти по пласту Т₂ при ступенчатой сепарации в рабочих условиях - 832,2 кг/м ³, средний рабочий газовый фактор - 44,3 м³/т (20⁰ С).

По товарной характеристике нефть пласта Т₂ сернистая (серы 0,94-1,44% мас), мало смолистая (смол силикагелевых 4,10-11,58% масc), парафиновая (парафинов 4,30-5,6% масc). Выход светлых фракций при разгонке до 300⁰ С от 42до 52% об.

Параметры и состав разгазированной нефти представлено в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Параметры и состав разгазированной нефти

			Значение
Наименование	Пласты
			Б	Т 1	Т 2
Вязкость динамическая, мПа•с
при 20оС		-	-	-
50оС		-	-	-
Вязкость кинематическая, 10-6м2/с
при 20оС		-	-	-
50оС		-	-	-
Температура застывания, оС	+2	+4	-2
Температура насыщения
парафином, оС		-	-	-
		Серы	3,19	0,94	1,15
		Смол силикагелевых-	14,48	6,35	4,6
Массовое	Асфальтенов	10,89	2,66	1,7
содержа-	Парафинов	5,99	5,77	5,0
ние, %		Солей	-	-	-
		Воды	-	-	-
		Мехпримесей	-	-	-
Температура плавления парафина, оС
		Н.к.100 оС	4	8	3
Объёмный	до 150 оС	7	21	14
фракций, %	до 200 оС	12	33	25
		до 300 оС	40	54	48
		до 350 оС	-	-	-
Классификация нефти

Газ, выделившийся из нефти, по пластам отличается, в основном, плотностью и различным содержанием сероводорода, азота, метана и этана. В газе однократного разгазирования среднее содержание сероводорода по пластам изменяется от 0,11 до 2,02% мол, азота - 6,20 до 14,03% мол, метана - от 21,25 до 33,71% мол, этана - от 17,66 до 27,36% мол.. Плотность газа изменяется от 1,374 до 1,622кг/м ³ (20⁰ С).

В газе, выделившимся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, увеличивается содержание метана этана и пропана, а содержание более тяжелых углеводородов уменьшается.

Состав свойства газа приведены в таблицах 1.4

									Таблица 1.4
Состав свойства газа
			Условия сепарации
			однократное разгазирование			рабочие
Наименование	Пласты
			Т 1	Т 2			Т 1	Т 2
Сероводород		0,11	2,02				0,13	2,1
Углекислый газ	0,27	0,58				0,28	0,64
Азот+редкие		6,2	14,03				6,52	14,84
в том числе:	гелий	0,01	0,017				0,011	0,018
Метан			31,43	21,25				32,81	22,99
Этан			27,36	17,66				28,88	20,11
Пропан		19,95	19,42				20,45	22,94
i-Бутан			2,94	5,88				2,5	3,95
n-Бутан		6,24	9,98				5,17	7,62
i-Пентан		2,07	3,84				1,31	1,98
n-Пентан		1,78	3,1				1,09	1,59
Гексан+высшие	1,56	1,99				0,63	0,89
Гептан
Остаток(С8+высшие)	0,09	0,25				0,23	0,32
Молекулярная масса
Остатка		-	-				-	-
Плотность:
газа, кг/м3		-	-				-	-
газа относительная
(по воздуху), доли ед.	-	-				-	-
нефти, кг/м3		-	-				-	-

Таблица 1.5 Ионный состав воды

Содержание ионов, моль/м3, примесей, г/м3	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Пласт Т1-Т2
Cl-	12	377	4750,23-5300,47	4950,47
SO4--	12	377	0,62-4,06	2,19
HCO3-	12	377	0,65-3,93	1,80
Ca++	12	377	812,50-975,0	915,00
Mg++	12	377	143,92-224,93	199,84
Na+ K+	12	377	2657,92-3331,95	2920,67
Примеси	-	-	-	-
рН	-	-	-	-

В водоносном комплексе карбонатной толщи турнейского яруса выделяются два пласта Т₁ и Т₂. Сумма солей также высокая - 207,7 - 276,4 г/л. Удельный вес воды - 1,165 - 1,18 г/см³. Содержание брома уменьшено и составляет 237 - 256 мг/л, бора 53 - 59 мг/л, иода 3,5 - 6,0 мг/л(таблица 1.5).

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Т1-Т2 представлено в таблице 1.6

Таблица 1.6 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Ед. изме-рения	Т1	Т2
Средняя глубина залегания,	м	2818,2	2855,2
Тип залежи		пл.-свод.	пл.-свод..
Тип коллектора		песчаник	песчаник
Площадь нефтенасыщенности	тыс.м	8576	3000
Средняя общая толщина	м	10,3	12,7
Средняя нефтенасыщенная толщина	м	6,7	6,1
Пористость	%	21	20
Средняя нефтенасыщенность	д.ед.	0,88	0,88
Проницаемость	мкм2	1,443	1,441
Коэффициент песчанистости	д.ед.	0,6	0,6
Коэффициент расчлененности	д.ед.	5,7	4,9
Начальная температура пласта	°С	51	54
Начальное пластовое давление	МПа	30,9	32,9
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	31,8	32,8
Вязкость нефти в поверхностных условиях	мПа·с	270	270
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,899	0,899
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0,931	0,931
Абсолютная отметка ВНК	м.	2620	2690
Объемный коэффициент нефти	д.ед.	1,078	1,076
Содержание серы в нефти	%	2,89	2,86
Содержание парафина в нефти	%	4,98	5,18
Содержание смол в нефти	%	13	13
Давление насыщения нефти газом	МПа	7,28	7,56
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	1,05	1,05
Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1,182	1,185
Плотность воды в стандартных условиях	т/м3	1.175	1.175
Коэффициент вытеснения	доли ед.	0.685	0.688
Плотность газа по воздуху	доли ед.	0,993	1,003
Сжимаемость породы	1/МПа•10-4	4.3	4.3
Газовый фактор	м3 /т	7,28	7,56
Пересчетный коэффициент	доли ед.	0.927	0.929

1.8 Подсчет запасов нефти и газа пласта

Расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа на 01.01.2016 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Qбал = F • h • m • с • л • ? (1.1)

Qбал - это балансовые запасы, тыс.т

F - площадь нефтеносности - тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - м

m - коэффициент пористости - доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - доли ед.

с - плотность нефти в поверхностных условиях - т/м³

? - пересчетный коэффициент - доли. ед

? = где В объемный коэффициент

Исходные данные для расчета начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа по пласту приведены в таблице1.6.

Исходные данные

Таблица 1.6

Параметры	Т1	Т2
Категория запасов
Площадь нефтеносности, тыс. м2 F	8576	3000
Средняя нефтенасыщенная толщина, м h	6,7	6,1
Коэффициент открытой пористости, д.ед. m	0,21	0,20
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0,88	0,88
Пересчетный коэффициент, д.ед.	0,927	0,929
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,899	0,899
Коэффициент извлечения нефти, д.ед. К	0,450	0,450
Газовый фактор, м3/т g	7,28	7,56
Накопленная добыча нефти из пласта, тыс.т. на 01.01.16 г.	10915	10915

Определяем начальные балансовые запасы нефти

QбалТ1 = 8576• 6,7 • 0,21• 0,88• 0,899• 0,927= 8849,09 тыс.т.

QбалТ2 = 3000х 6.1 х 0.2х 0.88х 0.899х 0.92936803= 2690.98 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Qизвл = Qбал • К где (1.2)

QизвТ1 = 8849,09 • 0,450= 3985,93тыс.т.

QизвТ2 = 2690.98 х 0.450108853= 1211.24тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2015г. составят

Qбал. ост = Qбал - Qдоб (1.3)

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-1338,235 тыс.т.

Qост. балТ1.= 8849,09-1338,235 =7510,86 тыс.т.

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-920.525 тыс.т.

Qост. балТ2.= 2690.98-920.525 =1770.46 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2015г. составляют

Qизвл.ост. = Qизвл - Qдоб (1.4)

Qизвл.остТ1= 3985,93 -1338,235 = 2647,70 тыс.т

Qизвл.остТ2 = 1211.24 -920.525 = 290.71 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_V бал.начТ1. = Qбал.нач • Г = 8849,09 • 7,28= 64,42млн.м³ (1.5)

_V бал.начТ2. = Qбал.нач х Г = 2690.98 х 7.56= 20.34млн.м³

Vнач.изв = Qизв. нач • Г (1.6)

_Vнач.извТ1 = 3985,93• 7,28= 29,02 млн.м³

_Vнач.извТ2 = 1211.24х 7.56= 9.16 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2015

Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф • Г (1.7)

_Vбал.ост.газаТ1 = 7510,86• 7,28= 54,68млн. м³

_Vбал.ост.газаТ2 = 1770.46х 7.56= 13.38млн. м³

Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф • Г (1.8)

Qизвл.ост.газаТ1=2647,70• 7,28=19,28млн.м³

Qизвл.ост.газаТ2 =290.71х 7.56=2.20млн.м³

Таблица 1.7 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пластам Т1+Т2

Запасы нефти тыс.т	Запасы газа млн.м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
Т1	8849,09	3985,93	7510,86	2647,70	64,42	29,02	54,68	19,28
Т2	2690,98	1211,24	1770,46	290,71	20,34	9,16	13,38	2,20
В целом	11540.07	5197.17	9281.32	2938.41	84.76	38.18	68.06	21.48

В административном отношении Тананыкское месторождения расположено на территории Курманаевского района Оренбургской области, в 250 км к западу от областного центра г. Оренбурга.

Промышленные запасы нефти на Тананыкском месторождении установлены в отложениях Б₂, Т₁ Т₂. Основные запасы нефти на месторождении связаны с пластом Б₂ (55,4 % от всех извлекаемых запасов месторождения).

Песчаный пласт Т1 и Т2 приурочен к верхней части бобриковского горизонта в 1,0-10,4 метрах ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослойки. ВНК отбивается на отметке - 2620 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина 6,1 м, пористость - 21 %, нефтенасыщенность - 0,88, проницаемость - 1,443 мкм², коэффициент песчанистости - 0,6, расчлененности - 5,7. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет - 0,931 т/м³ , в пластовых - 0,899 т/м³ .

В работе произведен подсчет запасов нефти и газа объемным методом, как начальных, так и остаточных на 1.01.2016 г.

Запасы нефти по пласту Т1 составили начальные балансовые 8849,09 тыс.т., начальные извлекаемые 3985,93 тыс.т.. Остаточные балансовые 7510,86 тыс.т., остаточные извлекаемые 2647,70 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 64,42 млн.м³, начальные извлекаемые 29,02 млн.м³. Остаточные балансовые 54,68млн.м³, остаточные извлекаемые 19,28млн.м³.

Запасы нефти по пласту Т2 составили начальные балансовые 2690.98 тыс.т., начальные извлекаемые 1211.24 тыс.т.. Остаточные балансовые 1770.46 тыс.т., остаточные извлекаемые 290.71 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 20.34 млн.м³, начальные извлекаемые 9.16 млн.м³. Остаточные балансовые 13.38млн.м³, остаточные извлекаемые 2.20млн.м³.

Запасы нефти по пластам в целом составили начальные балансовые 11540.07тыс.т., начальные извлекаемые 5197.17тыс.т.. Остаточные балансовые 9281.32тыс.т., остаточные извлекаемые 2938.41тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 84.76млн.м³, начальные извлекаемые 38.18 млн.м³. Остаточные балансовые 68.06 млн.м³, остаточные извлекаемые 21.48 млн.м³.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ разработки объекта Т1+Т2

Результаты разработки эксплуатационного объекта характеризуются основными технологическими показателями, такими как текущая (годовая) и суммарная (накопленная) добыча нефти, жидкости, воды, обводненность добываемой продукции, объем закачки воды, действующий фонд скважин, коэффициент нефтеотдачи.

Основные технологические показатели разработки объекта Т1 + Т2 приведены в табл.2.1 и на рис.2.1.

1 стадия-1980-1983 г.г.

Называется ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти. Характеризуется ростом добычи нефти с 21,3 тыс. т. до 88,5тыс.т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.

На первой стадии разработки следует отметить отсутствие безводного периода. Залежь вступила в разработку с обводненностью продукции 13,9%. Добыча нефти с 21,3 тыс.т., постоянно увеличивалась. Такой рост добычи нефти объясняется высокой разработкой залежи, количество скважин равным 3 в 1981 году увеличилось до 15 единиц к 1983 году. Количество добываемой жидкости также растет и с 24,7 тыс.т. в 1983 году увеличилось до 136,0 тыс.т. к концу первой стадии. Закачка воды была начата в 1981 году в одну нагнетательную скважину, затем число нагнетательных скважин к 1983 году увеличилось до 4 единиц. Следует отметить постоянное увеличение объемов закачки воды с 12,4 тыс.м³ до 197,8 тыс.м³ к 1983 году. В связи с этим следует отметить изменение пластового давления залежи. Фонд действующих скважин составил к концу 1 стадии 15 единиц.

2 стадия-1984 г.

Называется стабилизацией добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти 119,9 тыс. т. в 1984 году. На конец стадии накопленная добыча нефти и жидкости составили 338.2 тыс.т и 489.3 тыс.т соответственно. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 2.31 %, степень выработки от начальных извлекаемых запасов 6.5 %, коэффициент извлечения нефти составил 0.029.

3 стадия- 1985- 2012 г.г.

На третьей стадии разработки происходит плавное снижение добычи нефти с 81,9 тыс.т. в 1998 году до 43,0 тыс.т..

Обводненность добываемой жидкости до 1994 года увеличивалась и составила 74,6%, после чего произошло снижение процента обводненности до 65,4% к 1995 г. и к 1997г. составила 65,6%.

Закачка воды на протяжении третьей стадии разработки также уменьшалась с 534,0 тыс.м³ в 1992г. до 430,0 тыс.м³ к 1993 г.. За тем произошел рост объемов закачки до 480,1 тыс.м к 1994 г., а потом снова снижение до 404,2 тыс.м³ к 1999г.

Увеличение добычи нефти и жидкости в 2003г обусловлено выполнением геолого-технических мероприятий по нефтяному фонду - ГРП по скв.№№ 296, 285, оптимизация работы скважинного оборудования - скв. №1529, 214. Однако, в 2005г наметилась тенденция к снижению добычи нефти - до 60,8 т.т, жидкости - до 490 т.т.

Начиная с 2006 года проводились ряд мероприятий по восстановлению добывающих скважин (РИР)

Таким образом, на 1.01.2016 г. из обьекта Т1 и Т2 отобрано 225,8 тыс.т. нефти, 10914,9 тыс.т жидкости при обводненности 91,1%. Количество действующих скважин составило 14 единиц, нагнетательных - 4 единиц. Среднесуточная добыча нефти составила 8,4 т/сут, воды 95.2 т/сут.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,83%, от текущих извлекаемых запасов 0,9 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,196 при проектном 0,450.

4 стадия- 2013г.- по настоящее время.

На четвертой стадии разработки происходит снижение добычи нефти с 51,3тыс.т. в 2015 году до 43,0 тыс.т..

Обводненность добываемой жидкост в 2015 года увеличивалась и составила 91,1%.

Закачка воды на протяжении четвертой стадии разработки увеличилась с 458,2 тыс.м³ в 2013г. до 459,2 тыс.м³ к 2015 г.

Технологические показатели разработки обьекта Т1 и Т2

Таблица 2.1 Фактические показатели разработки обьекта Т1 и Т2

Дата	Добыча нефти тыс.т.	Дебит нефти т/сут	Добыча жидкости тыс.т	Дебит жидкости т/сут	Обводн ность %	Действ.фонд добыв скважин шт	Действ.фонд нагн. скважин шт	Накопл. добыча нефти тыс.т	Накопл. добыча жидкости тыс.т	Закачка воды т куб.м	Степ выр. От НИЗ%	Темп отбор от НИЗ%	КИН	Пластовое Давление МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1980	21,280	19,4	24,737	22,6	13,9	3	0	21,280	24,737		0,4	0,41	0,002	32,9
1981	42,258	16,5	47,238	18,5	10,5	7	1	63,538	71,975	12,440	1,2	0,81	0,006	32,5
1982	66,269	16,5	76,851	19,1	13,8	11	1	129,807	148,826	85,540	2,5	1,28	0,011	32,2
1983	88,479	16,2	136,040	24,8	35,0	15	4	218,286	284,866	197,835	4,2	1,70	0,019	32,1
1984	119,899	19,3	204,424	32,9	41,3	17	5	338,185	489,290	247,665	6,5	2,31	0,029	32
1985	81,990	10,7	185,292	24,2	55,8	21	6	420,175	674,582	205,050	8,1	1,58	0,036	31,8
1986	50,453	5,3	136,483	14,4	63,0	26	6	470,628	811,065	54,900	9,1	0,97	0,041	31,7
1987	63,611	5,6	202,550	17,9	68,6	31	7	534,239	1,013,615	139,418	10,3	1,22	0,046	31,5
1988	85,599	7,8	224,700	20,5	61,9	30	8	619,838	1,238,315	247,788	11,9	1,65	0,054	31,5
1989	72,008	6,4	256,251	22,6	71,9	31	8	691,846	1,494,566	381,168	13,3	1,39	0,060	31,5
1990	70,035	6,2	253,267	22,4	72,3	31	8	761,881	1,747,833	377,528	14,7	1,35	0,066	31,5
1991	101,153	8,9	317,031	28,0	68,1	31	8	863,034	2,064,864	483,528	16,6	1,95	0,075	31,5
1992	94,969	8,4	314,788	27,8	69,8	31	8	958,003	2,379,652	534,052	18,4	1,83	0,083	31,5
1993	81,843	7,2	296,323	26,2	72,4	31	8	1,039,846	2,675,975	430,016	20,0	1,58	0,090	31,5
1994	73,877	6,5	290,661	25,7	74,6	31	8	1,113,723	2,966,636	480,137	21,4	1,42	0,097	31,5
1995	58,222	5,1	168,070	14,9	65,4	31	8	1,171,945	3,134,706	582,397	22,6	1,12	0,102	31,5
1996	45,407	4,0	135,946	12,0	66,6	31	8	1,217,352	3,270,652	517,172	23,4	0,87	0,105	31,5
1997	41,924	3,7	121,810	10,8	65,6	31	8	1,259,276	3,392,462	493,076	24,2	0,81	0,109	31,5
1998	43,662	3,9	184,092	16,3	76,3	31	8	1,302,938	3,576,554	419,799	25,1	0,84	0,113	31,5
1999	40,719	3,6	178,502	15,8	77,2	31	8	1,343,657	3,755,056	404,248	25,9	0,78	0,116	31,5
2000	50,030	4,2	262,447	21,8	80,9	33	8	1,393,687	4,017,503	506,769	26,8	0,96	0,121	31,7
2001	39,928	3,2	313,402	25,3	87,3	34	8	1,433,615	4,330,905	612,874	27,6	0,77	0,124	31,8
2002	40,072	5,5	394,742	54,1	89,8	20	7	1,473,687	4,725,647	813,338	28,4	0,77	0,128	32
2003	37,244	9,3	414,939	103,3	91,0	11	7	1,510,931	5,140,586	595,183	29,1	0,72	0,131	32,2
2004	89,986	22,4	519,052	129,3	82,7	11	7	1,600,917	5,659,638	552,553	30,8	1,73	0,139	32,2
2005	60,814	16,7	490,337	134,3	87,6	10	5	1,661,731	6,149,975	577,143	32,0	1,17	0,144	32,2
2006	68,175	14,4	493,327	104,0	86,2	13	6	1,729,906	6,643,302	442,681	33,3	1,31	0,150	32,2
2007	73,606	16,8	457,567	104,5	83,9	12	5	1,803,512	7,100,869	526,821	34,7	1,42	0,156	32,2
2008	74,253	17,0	446,426	101,9	83,4	12	5	1,877,765	7,547,295	491,653	36,2	1,43	0,163	32,2
2009	63,528	13,4	431,770	91,0	85,3	13	4	1,941,293	7,979,065	451,266	37,4	1,22	0,168	32,2
2010	61,999	12,1	490,313	96,0	87,4	14	4	2,003,292	8,469,378	458,125	38,6	1,19	0,174	32,2
2011	60,233	11,0	496,927	90,8	87,9	15	4	2,063,525	8,966,305	417,885	39,7	1,16	0,179	32,2
2012	54,398	10,6	483,200	94,6	88,7	14	4	2,117,923	9,449,505	430,890	40,8	1,05	0,184	32,2
2013	51,256	10,8	490,834	103,4	89,6	13	4	2,169,179	9,940,339	458,210	41,8	0,99	0,188	32,2
2014	46,489	9,1	488,129	95,5	90,5	14	4	2,215,668	10,428,468	472,900	42,7	0,90	0,192	32,2
2015	43,092	8,4	486,500	95,2	91,1	14	4	2,258,760	10,914,968	459,230	43,5	0,83	0,196	32,2

2.2 Анализ текущего состояния разработки

За весь период разработки пласта Т1, Т2, в эксплуатационном фонде пробурена 31 скважина, из них по состоянию на 01.01.2016г. - 14 действующих добывающих скважин, из которых все скважины работает с помощью ЭЦН. В бездействующем фонде числилось 17 скважины.

Неработающий фонд приводит к разбалансированию системы разработки, выборочной разработке запасов нефти. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию это низкий дебит и высокая обводненность, снижение пластового давления до значений, при которых извлечение нефти не обеспечивается притоком, полная выработка пропластков нефти, на которые бурилась скважина, приближение раздела контура нефтеносности и водоносных горизонтов к забою скважины.

Распределение скважин по текущему дебиту жидкости (на 01.01.2016 г.)

Одна скв.(7%) имеет дебит <50 м3/сут, десять скв. (71%) имеют дебит в интервале 50-150 м3/сут, одна скв. (7%) имеет дебит в интервале 150-300 м3/сут, две скв.(14%) имеют дебит в интервале >300 м3/сут. Средний дебит по жидкости составляет 95,2 м³/ сут. Наибольший дебит по жидкости фиксируется в скв. № 217 - 513 м³/сут, наименьший дебит в скважине № 1585 - 45 м³/сут.

Распределение скважин по текущему дебиту нефти (на 01.01.2016 г.)

Две скважины(14%) имеют дебит в интервале <10т/сут, 9 скважин(64%) имеют дебит в интервале 10-20.т/сут, одна скважина (7%) имеет дебит в интервале 20-30.т/сут, две скважины(14%) имеют дебит в интервале 30-50т/сут Средний дебит по нефти составляет 8,4 т/сут. Наибольший дебит по нефти наблюдается в скважине № 285 - 43.0 т/сут. Наименьший дебит в скважине № 1585- 5т/сут.

Распределение скважин по текущему обводненности продукции (на 01.01.2016 г.)

Одна скважина(7%) имеет обводненность в интервале <80%, 1 (7%) скважина имеет обводненность в интервале 80-85%, одна скважины(21%) имеют обводненность 85-90%, одна скважин (43%) имеют обводненность в интервале 90-95%, три скважины (21%) имеют обводненность в интервале >95%. Средняя обводненность составляет 91,1%. Наибольшая обводненность на 01.01.2015 зафиксирована в скважине № 1508 и составляет 97 %. Наименьшая обводненность в скважине № 1515, равная 50%.

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Важная часть анализа процесса разработки - сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта. Оно проводится с целью выявления взаимосвязи и влияния основных факторов, выяснения причин изменения каждого показателя, а также выявления причин отклонения от проектных разработок и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели.

Фактические показатели ниже проектных, это связано с фондом добывающих скважин. На протяжении рассматриваемого периода фонд скважин меньше на 7-9 единиц. Обводненость продукции фактическая выше проектной на протяжении всего рассматриваемого периода.

Стоит так же отметить, что проектные накопленные показатели по нефти и жидкости выше чем фактические на 7-12%.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 2.3 и на рисунке 2.5 и 2.6. на основании «Проекта пробной эксплуатации» от 2011года. [1]

Сравнение технологических показателей (период 2011-2015 г.г.) показало, что годовые фактические показатели по добыче нефти по пластам Т1-Т2 превышаются на 0,3 - 1,2 раза проектные показатели, что связано с большими отборами жидкости и закачки воды. На фоне форсированных отборов проведен большой объем геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение производительности добывающих скважин и поддержание оптимальной работы скважин.

В 2011 год наблюдается уменьшение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 65,7тыс.т планируемых до 60,2 тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (508,7 тыс.т против 496,9 тыс.т проектных).

В 2012 год наблюдается уменьшение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 67,3тыс.т планируемых до 54,3 тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (500,5 тыс.т против 483,2 тыс.т проектных).

Поддержание относительно стабильной добычи нефти (период 2011-2012 г.г.) на уровне ~67,3 тыс.т преимущественно связано с оптимизацией работы. На фоне условно-постоянной добычи нефти произошело снижение обводненности продукции на 1,1% с 87,1 до 86,6 % . В этот период годовая закачка была снижена с 481,8 до 417,8 тыс.м³.

В 2013 год уменьшение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 67,3тыс.т планируемых до 51,2 тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (500,4 тыс.т против 490,8 тыс.т проектных).

В 2014 уменьшение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 67,2тыс.т планируемых до 46,4тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (500,4 тыс.т против 488,1 тыс.т проектных).

В 2015 уменьшение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 66,0тыс.т планируемых до 43,0тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (500,4 тыс.т против 486,5 тыс.т проектных).

Фонд добывающих скважин по факту составлял 15 скважин а по проекту 22 скважины. Нагнетательный фонд, в рассматриваемый период по факту составлял 4 скважины а по проекту 6 скважин.

Таблица 2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей

Показатели	2011	2012	2013	2014	2015
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
Добыча нефти всего тыс,т/год	65,6801	60,2330	67,3072	54,3980	67350,2	51256,0	67290,8	46489,0	66068,3	43092,0
Накопленная добыча нефти, тыс.т	2114,450	2063,525	2181,757	2117,923	2249,107	2169,179	2316,398	2215,668	2382,466	2258,760
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов,%	0,6	0,5	0,6	0,5	0,6	0,4	0,6	0,4	0,6	0,4
Обводненность среднегодовая по (массе),%	87,1	87,9	86,6	88,7	86,5	89,6	86,6	90,5	86,8	91,1
Добыча жидкости всего, тыс. т.год	508,714	496,927	500,522	483,200	500,471	490,834	500,467	488,129	500,468	486,500
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	9068,801	8966,305	9569,324	9449,505	10069,795	9940,339	10570,262	10428,468	11070,730	10914,968
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	22,0	15,0	22,0	14,0	22,0	13,0	22,0	14,0	22,0	14,0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	6,0	4,0	6,0	4,0	6,0	4,0	6,0	4,0	6,0	4,0
Среднесуточный дебит одной добыв. скв.
по нефти, т/сут	8179,3	11001,5	8382,0	10645,4	8387,3	10802,1	8379,9	9097,7	8227,7	8432,9
по жидкости, т/сут	63351,7	90762,9	62331,6	94559,7	62325,2	103442,4	62324,7	95524,3	62324,9	95205,5
Закачка рабочего агента накопленная, м3	13044140,0	12740048,0	13525940,0	13170938,0	14007740,0	13629148,0	14489540,0	14102048,0	14971340,0	14561278,0
годовая, .м3/год	481800,0	417885,0	481800,0	430890,0	481800,0	458210,0	481800,0	472900,0	481800,0	459230,0
Компенсация отборов жидкости в пл.условиях:
текущая,%	94,7	84,1	96,3	89,2	96,3	93,4	96,3	96,9	96,3	94,4
накопленная,%	616,9	617,4	620,0	621,9	622,8	628,3	625,5	636,5	628,4	644,7

Анализ фактических и проектных показателей разработки по добыче нефти

Анализ фактических и проектных показателей разработки по фонду добывающих скважин

2.4 Анализ эффективности ГТМ

В данной работе удалось систематизировать и провести анализ выполненных геолого-технических мероприятий за последние 5-6 лет эксплуатации, анализ данного период позволит сделать выводы о целесообразности проведения того или иного вида ГТМ.

За период с 2005 г. по 01.01.2016 г. было проведено 51 ГТМ, направленных на повышение производительности добывающих скважин, в том числе: по воздействию на призабойную зону скважин 24 ГТМ и 23 мероприятия по оптимизации работы насосного оборудования скважин, 4 ремонтно-изоляционных работ (РИР). Дополнительная добыча нефти составила 88,124 тыс.т, в том числе от мероприятий по воздействию на призабойную зону - 56,548 тыс.т, от оптимизации режима работы скважин - 27,455 тыс.т, от ремонтно-изоляционных работ - 4,121тыс.т.

Эффект от одного проведенного мероприятия в среднем составляет 1,728 тыс.т дополнительной добычи нефти.

На рис. 2.6 представлена: дополнительная добыча нефти за счет проведенных ГТМ по годам, распределение геолого-технических мероприятий по видам.

В скважинах эксплуатирующих бобриковский пласт Б2 проведено 25 мероприятий, дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ составила 42,066 тыс.т, в т.ч. от мероприятий по воздействию на призабойную зону - 28,351 тыс.т, от оптимизации режима работы скважин - 11,159 тыс.т и от ремонтно-изоляционных работ - 2,556 тыс.т (рисунок 2.7).

Прирост дебита нефти по эффективным мероприятиям составил:

- по воздействию на призабойную зону скважин, в среднем - 5,1 т/сут;

- по оптимизации режима работы скважин - 1,3 т/сут;

- по ремонтно-изоляционным работам ? 4,3 т/сут.

Материал систематизированный в данном разделе свидетельствует о том, что проведенные геолого-технические мероприятия дали хороший эффект по разрабатываемым объектам месторождения. На рис. 2.7 показана дополнительная добыча нефти за счет проведенных ГТМ по бобриковскому объекту в сравнении с фактической добычей по годам. Наибольшая дополнительная добыча по бобриковскому объекту получена в 2010 г. - 11,4 тыс.т, что составило 48,6 % от годовой добычи нефти. Геолого-технические мероприятия позволяют получить значительный прирост добычи нефти по всем объектам разработки.

Распределение ГТМ по видам и эффективность этих мероприятий по пластам Т1-Т2

Распределение дополнительно добытой нефти за счет проведенных ГТМ по пласту Т1-Т2

2.5 Расчёт основных технологических показателей разработки пласта на 2016-2031 гг. по методу Камбарова

Одним из важных проектных перспективных документов является план разработки месторождения.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно пользоваться эмпирическими методиками прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют ещё и характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию.

Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи.

Так, методики Г.С. Камбарова, С.Н. Назарова, А.М. Пирвердяна, А.А. Казакова и т.д. дают удовлетворительные результаты при обводнённости залежей более 70%.

Методики Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова, А. Фореста и т.д. хорошо себя проявили в интервале обводнённости 40-70%.

В данной работе для определения прогнозных показателей разработки использован метод Г.С. Камбарова. На основе изучения показателей целого ряда истощенных месторождений была установлена линейная зависимость, представляющая собой прямую линию, описываемую уравнением

(2.1 ),

где Qн и Qж - накопленная добыча нефти и жидкости по годам прошедшего периода;

а и в - параметры прямой.

Таблица 2.3 Исходные данные для прогнозных расчетов

Пласт	Запасы нефти, тыс.т	Накопленная добыча нефти и жидкости по трем последним годам разработки пласта, тыс.т	Годовая добыча Qж, тыс.т, const
	Балансов.	Извлек.	2013 год	2014 год	2015 год
			Qн1	Qж1	Qн2	Q ж2	Qн3	Qж3
Т1-Т2	11540.07	5197.17	2169,1	9940,3	2215,6	10428,4	2258,7	10914,9	488,0

Расчёт.

1. Определить коэффициенты а и в по формулам:

(2.2)

=(2258.7*10914.9)+(2215.6*10428.4)-2*(2169.1*9940.3)/( 246542.4+23105163-2*12109.4)= 14764.2 тыс.т

т.е. а=Qизв (2.3)

 (2.4)

в = 14764.2*10914.9 -

(2258.7*10914.9) = 136496282 тыс.т.

2. Определяем годовую добычу нефти по годам прогнозного периода при заданных годовых отборах жидкости - const (тыс. т)

, (2.5)

где - время прогнозного периода (i=1,2,3…n).

Таким образом,

1 пр. год: ,

2 пр. год: ,

и т.д.

тогда

тыс,т,

тыс,т,

3. Определяем добычу попутной воды по годам прогнозного периода (тыс. т):

, (2.6)

где = годовая добыча жидкости = const.

Итак:

1 пр. год: ,

2 пр. од: ,

и т.д.

тогда:

?Qв2016 = 488-53.187=434.813 тыс.т,

?Qв2017= 488-49.3= 438.7 тыс.т,

4. Определяем среднегодовую обводнённость добываемой жидкости, %:

(2.7)

Итак:

1 пр. год: ;

2 пр. год: ; и т.д.

Тогда:

В2016=434.8/488*100% =89%

В2017=438.7/488*100% =90%

5. Рассчитываем накопленные отборы нефти и жидкости по годам прогнозного периода (тыс. т):

Накопленные отборы нефти

=+, (2.8)

, и т.д. (2.9)

Таким образом:

1 пр. год: =+,

2 пр. год: =+, и т.д.

Тогда накопленные отборы нефти составят:

Qн2016 = 2258.7 + 53.187 = 2311.8 тыс.т