Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
адзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с Авторским надзором (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной.
Таблица 7
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки визейского объекта
Показатели2001 год2002 год2003 годПроект
ТiактПроект
ТiактПроект
ТiактДобыча нефти всего, тыс. т447382,4424369,1402383,5Накопленная добыча нефти, тыс.т2047819775,32090220144,52130420527,9Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.0,3010,290,3070,2950,3130,301Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %1,61,41,51,31,41,4Отбор от НИЗ, ,469,973,971,275,372,5Обводненность среднегодовая
по (массе), ,280,988,881,989,382,4Добыча жидкости всего,
тыс. т/год37862003,637782043,537712176,6Накопленная добыча жидкости, тыс. т7111360298,37489162341,77866164518,3Закачка рабочего агента, тыс. м343292145.24313241442982399Компенсация отборов жидкости в пл. усл., 4107,1124126,1124117,3Пластовое давление, МПа13,913,013,913,113,913,1Газовый фактор, м3/т9,19,19,19,19,19,1Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2/га1517,415,217,315,317,5Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сутпо нефти,3,63,83,53,93,34,2по жидкости30,62030,921,831,124Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут66,942,767,654,868,358,8Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа5-87,15-86,75-86,2
Таблица 7 (продолжение)
Показатели2004 год2005 год2006 годПроект
ТiактПроект
ТiактПроект
ТiактДобыча нефти всего, тыс. т382399,7362452,7342431,2Накопленная добыча нефти, тыс.т2168620927,72204821380,42239021811,7Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.0,3190,3080,3240,3140,3280,321Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %1,41,41,31,61,11,52Отбор от НИЗ, ,673,977,975,578,677,1Обводненность среднегодовая
по (массе), ,983,290,382,890,884,6Добыча жидкости всего,
тыс. т/год37612381,037462637,236892805,2Накопленная добыча жидкости, тыс. т8242266898,78616869535,98864572341,1Закачка рабочего агента, тыс. м342812402,942592662,8414322862,1Компенсация отборов жидкости в пл. усл., 4107,6124111,6124113,2Пластовое давление, МПа13,913,113,912,813,913,1Газовый фактор, м3/т9,19,19,19,19,19,1Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2/га15,618,015,718,515,918,7Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сутпо нефти,3,24,835,62,85,9по жидкости31,328,331,432,530,838,1Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3/сут6959,169,637,770,342,1Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа5-85,95-85,85-86,1
2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения
ГРП это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность ГТМ оценивается по трём основным характеристикам:
- прирост дебита нефти после мероприятия;
- рост обводнённости продукции скважины после мероприятия;
- длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия.
iелью определения эффективности ГТМ, проведённых на Ельниковском месторождении за последние годы, выполнена статистическая обработка дебитов скважин по нефти и жидкости до и после мероприятий. Наиболее востребованными ГТМ являются различные виды воздействия на ПЗП. В силу высокой раiленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты iелью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками).
Для условий Ельниковского месторождения с высоковязкой нефтью и низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. Мы опираемся также на опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.
Таблица 8
Эффективность ГТМ на добывающем фонде визейского объекта за 2001-2006 г.
Группи-ровка ГТМНазвание ГТМКоличест-во операцийДебит нефти до ГТМ, т/сутДебит жидкости до ГТМ, т/сутПрирост дебита нефти за 3 месяца, т/сутВвод БГС120,65,44,1Ввод из бездействия 70,339,91,2Ввод бокового пологого ствола1--0,7Исслед-ованияЧистка забоя 12,616,10,5ОПЗГРП212,13,03,6ОПЗ СБС25,331,73,3ВПП ПАА10,415,02,4Компрессирование 80,88,22,3Перестрел + ПСКО10,81,51,9КСПЭО-211,12,31,9ГКО в динамическом режиме11,11,61,8ОПЗ РТ-1184,017,41,6Перестрел + УОС + ГКО40,32,41,6ОПЗ растворителем142,929,01,4ГКО14,310,71,3ПГКО122,87,71,3Дострел 26,4134,11,3ПГКО + УОС72,327,81,2Перестрел 100,62,31,0Растворитель + УОС192,416,10,8Компрессирование + ГКО20,41,40,7СКО с щелочными металлами 11,315,00,6
Группи-ровка ГТМНазвание ГТМКоличест-во операцийДебит нефти до ГТМ, т/сутДебит жидкости до ГТМ, т/сутПрирост дебита нефти за 3 месяца, т/сутОПЗТермобарохимическая обработка41,12,10,4ИДВ31,72,60,4Акустическо-химическое воздействие43,811,4-0,5ТГХВ в кислоте45,110,6-0,7Акустическое воздействие23,13,8-1,6ОптимизацияПеревод с ШГН на ЭЦН423,254,61,9Увеличение подвески насоса27,925,51,2Увеличение диаметра ШГН234,815,61,1Увеличение диаметра ЭЦН1113,144,50,9Увеличение параметров откачки1236,017,80,2Перевод с УЭДН на ШГН12,715,90,0Пере-водПереход на новый горизонт30,71,42,9Перевод из нагнетательной скважины в добы