- •1. Геология месторождения
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •1.5 Водоносность
- •2. Краткая история и современное состояние разработки
- •2.1 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения
- •2.2 Текущее состояние разработки месторождения Кумколь
- •2.3 Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды
- •2.4. Динамика закачки воды и пластового давления
- •3. Геолого-промысловая характеристика
- •3.1 Режим работы пласта
- •3.2 Построение и анализ карты изобар
- •4. Системы разработки нефтяных месторождений
- •4.1 Динамика фонда скважин. Анализ проекта разработки и полученное состояние
- •4.2 Мероприятия, направленные на интенсификацию добычи жидкости из скважин
- •4.3 Коррекция добычи нефти по данным проекта и фактическим.
- •5. Закачка воды с целью ппд
- •5.1 Заводнение
- •5.2 Мероприятия, направленные на интенсификацию закачки воды в скважины
- •6. Технико-экономическая часть
- •6.1 Анализ эксплуатационных затрат
- •6.2 Анализ капитальных вложений
- •7. Охрана труда и окружающей среды
- •7.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
- •7.2 Техника безопасности при ппд
- •7.3 Пожаробезопасность
- •7.4 Охрана атмосферы
- •7.5 Охрана земель и недр
- •7.6 Охрана водной среды
2.3 Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды
Таблица 2.3.1 Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2008г.
|
|
|||||
Показатели |
Объекты |
Всего по м/р |
|
|
||
|
I |
II |
III |
IV |
|
|
Добыча нефти тыс.т |
655,58 |
839,85 |
224,20 |
58,65 |
1788,31 |
|
Добыча воды тыс.т |
189,65 |
61,01 |
21,11 |
0,41 |
272,18 |
|
Добыча жидкости тыс.т |
855,23 |
900,86 |
245,32 |
59,06 |
2060,49 |
|
Обводненность % |
22,2 |
6,8 |
8,6 |
0,7 |
13,2 |
|
Добыча газа тыс.м3 |
6655,9 |
99884 |
25132,6 |
6975 |
138648,5 |
|
Ср.упл дебит нефти т/сут |
44,4 |
26,3 |
20,3 |
21,14 |
29,5 |
|
Ср.упл дебит жид-ти т/сут |
57,1 |
28,2 |
22,3 |
21,5 |
33,9 |
|
Время эксплуат.доб.скв сут |
14988 |
31946 |
11024 |
2743 |
60701 |
|
коа-во экспА.нефт скв. ед. |
51 |
108 |
44 |
10 |
213 |
|
Кол-во добыв, нефт скв ед. |
48 |
94 |
35 |
7 |
184 |
|
Темп отбора от извл.зап. % |
5,4 |
5,2 |
2,8 |
12,7 |
4,8 |
|
Степень выраб.запасов % |
32,7 |
22,4 |
18,8 |
27,8 |
25,5 |
|
Коэф.нефтеотдачи доли ед |
18,5 |
13,6 |
11 |
8,3 |
14,8 |
|
Накопл добыча нефти тыс.т |
5682,5 |
4420,5 |
1791,7 |
155,9 |
12050,8 |
|
Накопл добыча воды тыс.т |
653,66 |
194,76 |
103,05 |
0,45 |
951,89 |
|
Накопл добыча жидк тыс.т |
6336,2 |
4615,3 |
1894,8 |
156,3 |
13002,7 |
|
Накопл добыча газа тыс.м3 |
56,8 |
574,31 |
227,7 |
23,2 |
882,1 |
|
Обвод-ть с нач разраб % |
10,3 |
4,2 |
5,4 |
0,3 |
7,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Динамика закачки воды и пластового давления
Таблица 2.4.1 Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2008г.
|
|
|||||
Показатели |
Объекты |
Всего по м/р |
|
|
||
|
I |
II |
III |
IV |
|
|
Закачка воды тыс.м3 |
671,4 |
1204,8 |
407,7 |
71,7 |
2355,7 |
|
Компенсация % |
76,4 |
96,8 |
125,9 |
81,3 |
92,9 |
|
Кол-во экспл. нагнет скв ед |
15 |
34 |
11 |
2 |
62 |
|
Кол-во действ, нагнет скв ед |
11 |
26 |
6 |
1 |
44 |
|
Время экспл.нагнет скв дней |
4329 |
9078 |
2689 |
358 |
16545 |
|
Ср. приемистость одной скв мэ/сут |
155 |
133 |
152 |
200 |
143 |
|
Накопленная закачка воды тыс.м3 |
5007,8 |
4554,2 |
1676,2 |
86 |
11324 |
|
Компенсация с нач. разработки % |
76,6 |
70,9 |
66,5 |
36,8 |
72 |
|
|
|
|
|
|
|
|
На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.
Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2008 года с данными на конец 2007 года показывает снижение давления в следующих скважинах:
Таблица 2.4.2 Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам
|
|
|||
№№ СКВ. |
Пластовое давление Мпа |
Отклонение Мпа |
|
|
|
2007 г |
1 полугодие 2008г |
|
|
Снижение пластового давления |
|
|
|
|
9р |
10,25 |
9,6 |
-0,65 |
|
1023 |
10,32 |
10,1 |
-0,22 |
|
3018 |
10,22 |
9,49 |
-0,73 |
|
Юр |
10,41 |
10,14 |
-0,27 |
|
Повышение пластового давления |
|
|
|
|
24р |
10,44 |
10,48 |
+0,04 |
|
148 |
9,73 |
10,08 |
+0,35 |
|
336 |
8,96 |
10,08 |
+1,12 |
|
1025 |
10,26 |
10,34 |
+0,08 |
|
ЮЗн |
11,13 |
11,58 |
+0,45 |
|
|
|
|
|
|
Снижение пластового давления на 1.07.98 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.
В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.
На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.
В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.
За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.
Следующим фактором является:
- снижение пластового давления;
- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м3.
Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).