Разработка пластов Равенского нефтегазового месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.

Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.

Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д. пласт месторождение нефть

Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.

В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.

В административном отношении Равенское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к юго-западу от г. Когалыма и в 75 км к северо-востоку от г. Сургута. Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Савуйский, расположенный в 15 км к западу от площади работ. К юго-востоку от месторождения находятся поселки Покачи (в 57 км), Аган (в 50 км) и город Лангепас (в 80 км).

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ являются Савуйское, Тевлинско-Русскинское (в 15 км к западу), Федоровское, непосредственно примыкающее к Равенскому месторождению с юго-запада, Кечимовское и Южно-Кечимовское с юго-востока. В северо-восточном направлении с месторождением граничит Кустовое месторождение. Рассматриваемая площадь находится в зоне промышленного освоения этих месторождений, где имеется сеть автомобильных дорог с бетонным покрытием и с выходами на автомобильные дороги Когалым-Сургут, Когалым-Повховское

В Сургутском районе и непосредственно вблизи площади Равенского месторождения имеются значительные запасы строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, автодорог, оснований под кустовое бурение.

В орографическом отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, заболоченность достигает 56%.

Лесные массивы встречаются по берегам рек и представлены березой, осиной, сосной. На заболоченных участках развита мохово-кустарниковая растительность.

Гидрографическая сеть района представлена р. Тромъеган (581 км) и её наиболее крупными левыми притоками, Ингуягун (236 км), Ортъягун (119 км), Волоктаягун пересекает район работ в северо-западном направлении. Кроме перечисленных рек площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Основная масса озер имеет небольшую величину, наиболее крупными являются озера Лукутлор. Ляркнилор, Яккунлор, Ингуягунлор и др. Озера, в основном, неглубокие (3-6 м), в зимнее время часть из них промерзает до дна. Район характеризуется резко континентальным климатом с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и с юга, способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Среднемесячная температура самого холодного месяца января - 23,1°С (минимальная -52°С), самого теплого, июля - +16.3°С (максимальная +34°С).

По количеству выпадаемых осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Годовое количество осадков по многолетним наблюдением составляет 535,1 мм, выпадающих в основном с июня по сентябрь в виде дождей. Устойчивый снежный покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Высота снежного покрова до 0,75 м, на залесенных участках 1,2-1,6 м. Глубина промерзания грунтов на открытых участках достигает 1,8-2,7 м, на залесенных участках - 0,4 м. Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное.



Глава 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16.06.2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол №857 от 25.07.03 г.). В период после утверждения "Технологической схемы разработки месторождения" (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина. В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.

Всего на 01.01.2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 -- 32 скважин, на объект ЮС1 -- 6 скважин, ЮС2 -- 2 скважины. По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.

Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 - -2598 м.

Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м³/сут. по разведочным скважинам и 125 м³/сут. по эксплуатационным скважинам.

Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101Г, 102, 1103Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м³/сут. и 35 м³/сут. соответственно, переведены в категорию С1. Граница категории С1 на юго-западе проведена на расстоянии 1,5 км от скважины 316Г, на остальной части залежи - ограничена контуром ВНК и линией замещения коллекторов. Запасы категории С2 по части залежи, в результате корректировки геологической модели и по данным бурения новых эксплуатационных скважины 233 и 132, которые вскрыли водонасыщенные коллектора, списаны.

В результате оперативного пересчета запасов произошло сокращение площади нефтеносности категории С2 с низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами, а средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по залежи по сравнению с утвержденным подсчетом запасов увеличилась с 4.1 м до 5,0 м

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины. Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру основной залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины (экс-пертное заключение №1077-07 оп). В целом по пласту за счет перераспределения нефтенасыщенных толщин ее величина увеличилась на 0,6 м. В результате выполненных работ запасы категории С1 по пласту ЮС1 сократились за счет уменьшения площади нефтеносности.



Глава 2. Анализ состояние разработки Равенского месторождения

Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа. С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненной ООО "КогалымНИПИнефть" (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.), где предусматривалось:

* Выделение двух основных эксплуатационных объектов разработки - Ач31 и ЮС1.

* По объекту Ач31 разбуривание залежи осуществлять по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формированием приконтурного очагово-избирательного заводнения.

* По объекту ЮС1 в оси структуры пробурить 2 горизонтальные скважины протяженностью участка 600 м, режим работы залежи - естественный.

* Проектные уровни:

добыча нефти - 339.5 тыс. т;

добыча жидкости - 1638.5 тыс. т.;`

закачка воды - 1824 тыс. м³;

* Фонд скважин всего - 107 ед.,

в т.ч. добывающих - 63;

нагнетательных - 39;

водозаборных - 3;

контрольных - 2.

* Фонд скважин для бурения всего - 91 ед.,

в т.ч. добывающих - 52;

нагнетательных - 35;

водозаборных - 2;

контрольных - 2.

* По объекту Ач31 в зоне развития максимальных толщин рассмотреть возмож-ность бурения горизонтальных скважин.

* Для объекта Ач31 отработать технологию ГРП.

Фактические показатели разработки

Месторождение разрабатывается с 1996 года. На месторождении в разработке находятся 2 объекта: Ач31, ЮС1.

На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 1890,4 тыс. т, добыча жидкости - 3154,66 тыс. т, закачка - 2507,9 тыс. м³. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 60,81%, текущая - 119,15%. Отбор от НИЗ составляет 24.5%, при текущей обводненности продукции 65,5%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.09. Основную долю добычи нефти по месторождению определяет объект Ач31 (84,3% накопленной и 94,5% текущей). Распределение текущих извлекаемых запасов нефти на месторождении по объектам выглядит следующим образом Динамика основных показателей разработки Равенское месторождения по объектам эксплуатации на 01.01.2014 год

С начала разработки в целом по месторождению в добыче участвовало 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Количество скважин, накопленный отбор нефти которых не превышает 20 тыс. т составляет большую часть фонда 65,6% (21 ед.), (рисунок 8). 12,5% скважин (4 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 7 скважин (21,9%) с отборами нефти более 50 тыс.т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 26,8 тыс.т.

В половине скважин, участвовавших в добыче (50,0%, 16 ед.) накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т, с отборами от 20 до 100 тыс. т - 37,5% (12 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 12,5% (4 ед.). Максимальный отбор составляет 157,0 тыс. т (скв. №318Г). Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 37,3 тыс. т. При среднем дебите нефти действующих скважин - 20,8 т/сут, диапазон изменения дебита довольно широк - от 0,8 до 94,4 т/сут. Доля низкодебитного фонда (0-2,5 т/сут) составляет 25,0% (7 ед.), с дебитом нефти 2,5 -10 т/сут работает 32,1% скважин (9 ед.), от 10-50 т/сут. 32,1% (9 ед.) и в 3 скважинах (10,7%) дебит превышает 50 т/сут.

Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции большей части действующего фонда - 15 скважин или 53,6% фонда не превышает 20%, в 42,9% фонда (12 ед.) обводненность в пределах 20-90% и только в 1 скважине (3,6% фонда) обводненность превысила 90%. Средняя обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда - 34,8%.

Дебиты жидкости действующего фонда изменяются от 0,8 до 101,7 т/сут, при среднем дебите - 31,9 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут. в эксплуатации находится 7 скважин (25,0% фонда). С дебитами 5-50 т/сут. работает большая часть фонда 57,0% (16 ед.). В 14,0% скважин дебиты более 50 т/сут. и в том числе 1 скважина (4,0% фонда) работает с дебитом более 100 т/сут.

Все 6 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой Всего с начала разработки под закачкой находилось 6 скважин. В половине из них накопленная закачка не превышает 50 тыс. м³ (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м3 - 1 скважина или 16,7% фонда и с накопленной закачкой более 200 тыс. м³ - 20% фонда или 2 скважины.

При средней приемистости нагнетательных скважин 121,7 м³/сут. С приемистостью до 100 м³/сут. закачивают 3 скважины (50% фонда) . 1 скважина работает с приемистостью от 100-150 м³/сут, с приемистостью более 200 м³/сут. работает 40% скважин (2 ед.).

В 2013 г. по месторождению добыча нефти составила 27,4 тыс. т, добыча жидкости - 79,7 тыс.т. Закачано 109,6 тыс. м³ воды.

Введено 6 новых скважин. Действующий фонд добывающих скважин составляет 35 ед. и 11 ед. - действующий фонд нагнетательных скважин.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 9,2 т/сут., по жидкости - 26,8 т/сут., обводненность - 65,7%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 128,9 м³/сут.

Объект Ач31

Добыча нефти в 2013 г. по объекту Ач31 составила 19,83 тыс. т, добыча жидкости - 45,07 тыс.т. Закачано 96,98 тыс. м³ воды.

Введены 4 новые скважины. Действующий фонд добывающих скважин составляет 28 ед., нагнетательный - 8 ед.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 8,32 т/сут., по жидкости - 18,9 т/сут., обводненность - 56,01%. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 134,7 м3/сут.

Объект ЮС1

По объекту ЮС1 добыча нефти составила 7,5 тыс. т, добыча жидкости - 34,5 тыс.т. Закачано 12,57 тыс. м³ воды.

Введена 1 новая скважина. В действующем фонде добывающих скважин числится 6 ед., в действующем нагнетательном фонде 3 ед.

Средний дебит действующей скважины по нефти составил 14,85 т/сут., по жидкости - 68,25 т/сут., обводненность - 63%. Приемистость нагнетательной скважины -96,7 м³/сут.

Объект ЮС2

По объекту ЮС2 добыча нефти составила 0,06 тыс. т, добыча жидкости - 0,19 тыс.т.

В действующем фонде добывающих скважин числится 1 ед.

Средний дебит действующих скважин по нефти составил 0,69 т/сут., по жидкости - 2,1 т/сут., обводненность - 66,84%.

По состоянию на 01.01.2014 г. на балансе предприятия на Равенском месторождении числится 43 скважины. В действующем фонде находятся 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Весь фонд скважин, участвующий в добыче механизирован. С помощью ЭЦН работают 18 скважин (64,3%) действующего фонда и 10 (35,7%) - ШГН.

Коэффициенты использования эксплуатационного фонда добывающих скважин в целом по месторождению составляют 0,88 д.ед., нагнетательного - 0,86.

Глава 3. Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Проектным документом на объекте предусмотрено бурение по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формирование приконтурного и очагово-избирательного заводнения.

Эксплуатация объекта Ач31 ведется с 1996 г. Объект Ач31 является основным, определяющим в настоящее время добычу нефти на месторождении, на его долю приходится 94,5% текущей добычи.

Максимальная добыча нефти по объекту Ач31 достигнута в 2007 г. (182,3 тыс.т.) при темпе отбора от НИЗ 7,5%, от ТИЗ 9,6% и текущей обводненности 28,4%, таблица 4,9, рисунок 4,7. В 2007 г. добыто 254,7 тыс. т жидкости.

Разработка объекта ведется высокими темпами. Объект находится на стадии растущей добычи.

Всего по состоянию на 01.01.2014 г. на объекте числится 36 скважины. В эксплуатационном фонде находятся 28 добывающих скважин, все они действующие, в том числе 8 нагнетательных в отработке на нефть. К фонду нагнетательных относится 8 скважин (таблица 12).

Карты текущего состояния разработки и накопленных отборов по состоянию на 01.01.14 г. по объекту приведены на рисунках (рисунок 14).

Средний дебит жидкости в 2013 г. по объекту составил 18,9 т/сут., изменяясь по скважинам от 1.6 до 101.7 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут в эксплуатации находится 6 скважин (24% фонда). Большая часть фонда (15 ед. или 60%) работает с дебитами 5-50 т/сут. В пяти скважинах дебиты жидкости более 50 т/сут. Динамика основных фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31

Средний дебит нефти в 2013 г. составляет 8,32 т/сут. Дебит нефти всего трех скважин превышает 50 т/сут. Доля низкодебитного фонда (до 2.5 т/сут) составляет 24% (6 ед.), с дебитом 2,5-10 т/сут. работает 32% скважин (8 ед.), столько же с дебитами от 10 до 50 т/сут. (рисунок 15). Широкий диапазон изменения дебитов нефти (от 1.5 до 94,4 т/сут.) скважин, работающих на объект Ач31, связан как с геолого-физическими характеристиками пласта, так и с обводненностью скважин.

Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции 14 скважин (56% фонда) не превышает 20%, в одной скважине доля воды превысила 90%. Обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда в среднем за год составила 28,4%.

С начала разработки объекта Ач31 в добыче участвовало 28 скважин. У 20 скважин, накопленный отбор нефти не превышает 20 тыс. т, что составляет большую часть фонда (71,4%), (рисунок 4,9). 7,1% скважин (2 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 21,4% скважин (6 ед.) с отборами нефти более 50 тыс. т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 25,8 тыс. т.

Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 33.9 тыс.т. Накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т у большей части скважин (53,6% или 15 ед.), отбор от 20 до 100 тыс. т имеют 35,7% (10 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 10,7% (3 ед.). Максимальный отбор достигнут по скважине №109Г (119.7 тыс. т).

Все 5 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 4,12). Всего с начала разработки под закачкой находилось 5 скважин. В трех скважинах (рисунок 4,12) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м³ (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м³ - 1 скважина и с накопленной закачкой более 200 тыс. м³ - 20% (1 ед.).

При средней приемистости нагнетательных скважин 125,7 м³/сут. С приемистостью до 50 м³/сут воду закачивают 3 скважины (60%). С приемистостью более 50 м³/сут работают 2 скважины.

Рисунок 18. Распределение нагнетательных скважин. Объект Ач31

Интенсивность системы воздействия в сравнении с проектной

Закачка на объекте организована в 2003 г. В период 2003-2006 г. под закачкой находилась одна скважина. В 2007 г. под закачку были освоены еще 4 скважины. На 01.01.2014 г. в действующем фонде нагнетательных скважин находится 8 скважин.

Объем закачанной воды в пласт в 2013 г. составил 96,98 тыс. м³, текущая компенсация отбора жидкости - 172,71% (по проекту 48,8%). Всего закачано 2040,5 тыс. м³ воды, накопленная компенсация достигла 62,82%, что ниже проектного показателя (31,4%).

Технологические режимы работы добывающих скважин в сравнении с проектными

Проектными решениями разработка объекта Ач31 предусматривалась при давлении на забое добывающих скважин минимум 13 МПа.

К действующему фонду относится 28 скважин. Все скважины механизированы, 20 скважин оборудованы ЭЦН, 8 - ШГН.

В среднем фактическое забойное давление добывающих скважин эксплуатирующихся ЭЦН равно 13.8 МПа при минимальном проектном 13 МПа. Среднее забойное давление добывающих скважин, эксплуатирующихся ШГН - 14,3 МПа.

Средний дебит жидкости скважин работающих с ЭЦН составляет 47,6 т/сут, с ШГН - 5,1 т/сут.

Технологические режимы работы нагнетательных скважин в сравнении с проектными.

Проектными решениями по разработке предусматривалось осуществлять нагнетание воды в пласт при давлении на забое - 38 МПа.

При фактическом состоянии реализации процесса разработки среднее давление нагнетания воды на устье - 15,5 МПа, на забое нагнетательных скважин - 43,5 МПа, что на 5,5 МПа выше проектного уровня.

Состояние пластового давления

Разработка объекта Ач31 осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды в пласт ведется с 2003 г. Начальное пластовое давление составляет 26,3 МПа.

Среднее текущее пластовое давление равно 25,4 МПа, что ниже начального на 0,9 МПа. В зоне отбора равно 25,4 МПа или ниже начального на 0,9 МПа, в зоне нагнетания равно 25,9 МПа - ниже начального на 0,4 МПа.

Таким образом, энергетическое состояние залежи удовлетворительное.

Состояние выработки запасов

На долю объекта Ач31 в общем объеме запасов нефти приходится 54,5% начальных геологических (5885 тыс. т) и 61,5% извлекаемых запасов (2431 тыс. т) категории ВС1 (таблица 1). На накопленную добычу нефти приходится 84,3%, текущую 94,5% добычи нефти месторождения.

С начала разработки добыто 721,6 тыс. т нефти, жидкости - 948,3 тыс. т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,123 д.ед.

На 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти на одну реализованную скважину (добывающая + нагнетательная) составила 21,9 тыс. т

Таблица 1

Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки. Объект Ач31

Показатели	Объект Ач31
Год ввода в разработку	1996
Геологические запасы (Гос. баланс) ВС1, тыс. т	5885
Извлекаемые запасы нефти (Гос. баланс), тыс. т	2431
Максимальная добыча нефти, тыс. т	182.3
Темп отбора от начальных геологических запасов на Гос. балансе, %	3.1
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов на Гос. балансе, %	7.5
	на 1.01.2008 г.
Накопленная добыча нефти, тыс. т	721.6
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	948.3
Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти на Гос баланс, %	29.7
Накопленный водонефтяной фактор, т/т	0.3
Текущий коэффициент нефтеизвлечения Гос. баланс, доли ед.	0.123
Прокачка, доли ед.	0.149
Текущие геологические запасы Гос баланс, тыс. т	5163
Текущие извлекаемые запасы Гос баланс, тыс. т	1709
Добыча нефти, тыс. т	182.3
Добыча жидкости, тыс. т	254.7
Обводненность продукции, %	28.4
Действующий фонд добывающих скважин, шт.	25
Действующий фонд нагнетательных скважин, шт.	5
Темп отбора от начальных геологических запасов нефти (Гос. баланс), %	3.1
Темп отбора от текущих геологических запасов нефти на Гос. балансе, %	3.5
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (Гос. баланс), %	7.5
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов на Гос. балансе, %	9.6
Текущий водонефтяной фактор, т/т	0.4

В целом по объекту процесс выработки запасов в настоящее время осуществляется удовлетворительно, при текущей обводненности 28,4% отобрано 29,7% от начальных извлекаемых запасов нефти.



Заключение

В процессе доразведки месторождения и эксплуатационного бурения уточнилось геологическое строение залежей. Площади нефтеносности по Ач31 и ЮС1 сократились.

Проектные решения на месторождении выполняются. В разработке находятся два объекта: Ач31 и ЮС1.

Основной проектный фонд скважин (107 ед.) реализован на 40,2%. По основным объектам: на Ач31- 66%, ЮС1 - 71,4%.

Проектный фонд скважин по Ач31 подлежит уточнению. Вследствие сокращения контуров нефтеносности нецелесообразно бурение 9 проектных скважин, местоположение которых оказалось за пределами площади залежи и двухметровой изопахиты. Пробуренные горизонтальные скважины 109Г и 130Г заменили по 2 проектные наклонно-направленные скважины. Таким образом, на 1.01.2014 г. из оставшихся к бурению 17 проектных скважин, предлагается пробурить только 6 скважин, в том числе 5 добывающих и 1 нагнетательная.

Текущее состояние объектов разработки удовлетворительное. В 2013 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным.

Таким образом, по результатам проведённых геолого-технологических мероприятий на Равенском месторождении можно сделать следующие основные выводы:

Наибольшая эффективность получена от ввода новых скважин с горизонтальным окончанием ствола, средняя удельная дополнительная добыча нефти составляет 17,4 тыс.т. Это связано с тем, что согласно решения протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005г. в зонах наибольшего распространения нефтенасыщенных толщин проводилось бурение скважин с ГОС;

по скважинам с наклонно-направленным окончанием ствола получены более низкие результаты - 3,83 тыс. т. дополнительной добычи на скважину;

следует так же отметить, что на сегодняшний день не выбраны оптимальные технологии проведения гидравлического разрыва пласта ни для одного из объектов месторождения. В данной ситуации предлагается провести опробование новых методов ГРП (по одной скважине на объектах Ач31 и ЮС1)и увеличить количество операций по реперфорации скважин глубокопроникающими зарядами на депрессии, давших хорошие результаты при освоении новых скважин.



Список литературы

1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтяных залежей. - М.; НЕДРА, - 1978.

2. Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.; Недра, 1975.

3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. - М.; Недра, 1980.

4. Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 1983.

5. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 1975.

6. Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС "Ннефть и газ Тюмени", 1971, вып. 19. 38-42 с.

7. Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. - М. Недра, 1978.

8. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. - М.: Недра, 1964.

9. Борисов Ю.П., Войнов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1976.

10. Васильевский В.Н., Перов А.И. Исследование скважин и пластов. - М.: Недра, 1976.

11. Вахитов Г.Г., Максимов В.П. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1983.

12. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1980.

13. Горбунова Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978.

14. Еронин В.А., Кривоносов Н.В. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 1978.

15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976.

17. Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов. - М.: Недра, 1967.

18. Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - М., 1972.

19. Калганов В.П., Сургучев Н.Ш., Созонов Б. Обводнение нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1985.

20. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие - Казань, изд-во "Фен" Академии наук РТ, 2005 г.

Размещено на Allbest.ru