Анализ разработки объекта Т1 и Т2 Тананынского месторождения

Qн2017= 2311.8 +49.3= 2361.1 тыс. т

Накопленные отборы воды

, (2.10)

где (см. табл. 2.3) (2.11)

и т.д. (2.12)

Таким образом,

1 пр. год: ,

2 пр. год: ,

Накопленные отборы воды составят

Qв2016=8356.2+ 434.8 = 8791 тыс.т

Qв2017= 8791 + 438.7 = 9229.7 тыс.т

Накопленные отборы жидкости

(2.13)

и т.д. (2.14)

Таким образом:

1 пр. год: ,

2 пр. год: ,

Тогда накопленные отборы жидкости составят:

Qж2016 = 10914.9 + 488 = 11402.9 тыс.т

Qж2017= 11402.9 + 488 = 10914.9 тыс.т

6. Рассчитываем годовые темпы отборов нефти Тн от начальных извлекаемых запасов по годам прогнозного периода (%):

(2.15)

Тогда,

1 пр. год:

2 пр. год:

и т.д

тогда:

фн2016=53.187/5197*100% = 1,02%

фн2017=49.3/5197*100% = 0.94%

7. Определяем коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозного периода (доли единиц):

(2.16)

где Q_бал - начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.

Таким образом,

1 пр. год:

2 пр. год:

и т.д.

Юн2016=2311.8/11540=0,200 д.ед

Юн2017=2361.1/11540= 0,204 д.ед

Таблица 2.4 Прогнозные основные технологические показатели разработки пластаД1

Результаты расчетов технологических показателей по годам прогнозного периода представлены в табл. 2.4.

По результатам проведенных расчетов, значение извлекаемых запасов нефти составило 5197.17 тыс.т при утвержденных 5196 тыс.т. Отсюда можно сделать вывод, что по пластам Т1-Т2 существует резерв извлекаемых запасов нефти .

Расчеты выполнены до 2017 г. ,утвержденный КИН, равный 0,612 д. ед., не будет достигнут к 2017г. и составит 0,196 д.ед.

Годовая добыча нефти при этом составит 49.3 тыс. т., годовая добыча воды 438,7 тыс. т. Накопленная добыча нефти к 2017 г. достигнет 2361,1 тыс. т., жидкости 9229 тыс. т. Обводненность добываемой продукции достигнет к 2017г.- 90%. Степень выработки извлекаемых запасов составит 86%. Темп отбора от НИЗ будет равен 0,94%.

В связи с вышеизложенным , можно сделать вывод, что разработка залежи идет очень низкими темпами. Необходимо применять методы повышения КИН с целью сокращения сроков разработки залежи и достижения утвержденного значения КИН.

ВЫВОДЫ

На основании таблицы показателей разработки (табл.2.1) и графика разработки (рис. 2.1) можно выделить 3 стадии разработки анализируемого объекта.

На 1.01.2015 г. из пласта 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.

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%.

За период 2010- 2014 г. было проведено 252 ГТМ по ОВП, за счет чего добыто 183,3 тыс.т дополнительной нефти. Следует отметить, что в эту группу скважин не включены скважины, по которым проведены изоляционные работы перед пароциклическими обработками.

Основные виды изоляционных работ:

- установка цементных мостов при поступлении воды из нижних интервалов;

- закачка ВУС с последующей закачкой цементного раствора в обводненный интервал;

- закачка силикатгелей и пеноцемента.

Из 252 скважин 98 скважин находятся на площади участка ПТВ-3, в зоне теплового воздействия. По этим скважинам добыто 157,9 тыс.т термической нефти (по 1611 т на скважину) или 59 % от всей дополнительной нефти за счет ОВП.

Как видно из табл. 2.5, расчеты выполнены до 2030г., утвержденный КИН, равный 0,450 д. ед., не будет достигнут к 2030г. Годовая добыча нефти при этом составит 15.8 тыс. м³., годовая добыча воды 399.7 тыс. м³. Накопленная добыча нефти к 2030г. достигнет 2947.9 тыс. м³., жидкости 16067.4 тыс. м³.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Проект пробной эксплуатации от 2011года, протокол центральной комиссии по разработке.

2. Сазонов Б.Ф.. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М., Недра, 1998.

3. Донцов К.М.. Разработка нефтяных месторождений, М., Недра,2001.

4. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений.-М.:Недра,2004.

5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.М.:Недра 2003,365 с.

Размещено на Allbest.ru