Читайте также:
|
Из выделенных в техсхеме трех эксплуатационных объектов (Ю11, Ю13 и зона совместного залегания Ю11 + Ю13), на первочередном участке в период 1988-1995 гг. разбуривался только пласт Ю11, как наиболее продуктивный. Фактически участок пробной эксплуатации разбурен на 74 %, т.к. с 1996 года буровые работы на Киняминском месторождении были прекращены.
Принятая проектными документами трехрядная блоковая система разработки до настоящего времени была реализована не в полном объеме. Нагнетательные ряды недоформированы по сравнению с проектом.
Система ППД по разрабатываемому участку месторождения состоит из двух разрезающих рядов и одной скважины приконтурного заводнения (115). На 1.01.2001 г. в нагнетательном фонде числится 10 скважин: 8 действующих, 2 - в освоении под закачку. Проектное соотношение добывающих к нагнетательным по разрабатываемому пласту Ю11 2,3: 1. Фактическое на 1.01.2001 г.:
а) по действующему фонду 1,5: 1,
б) при условии ввода из бездействия и освоения 2,4: 1,
в) при условии ввода нагнетательных скважин из отработки на нефть 3: 1.
Северный разрезающий ряд нагнетательных скважин сформирован на 67 %. Из 6 нагнетательных скважин, предусмотренных проектом, в северном разрезающем ряду в нагнетательном фонде числится 4 скважины (103, 104, 105, 107). Две нагнетательные по проекту скважины – 102 и 106 находятся в отработке на нефть.
Южный нагнетательный ряд по разрабатываемому участку согласно проектного назначения должен состоять из 7 скважин. На 1.01.2001 г. четыре из них (124, 125, 127, 128) числятся в добывающем фонде. Закачка осуществляется только в 3 скважины (123, 126, 129), т.е. южный нагнетательный ряд реализован на 43 % относительно проекта.
При текущем состоянии фонда скважин компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки пласта на 1.01.2001 г. – 45,9 %, текущая – 91,2 %. Недостаточное влияние ППД проявляется в виде значительных по размерам зон пласта с пониженным пластовым давлением.
Бездействующий фонд, как отмечено ранее, на 1.01.2001 г. составил 54 % (13 скважин) от эксплуатационного. Почти половина из них (6 скважин) на момент остановки
имели дебиты нефти менее 5 т/сут. Низкая компенсация отбора жидкости закачкой воды привела к снижению пластового давления, снижению дебитов жидкости и остановке этих скважин.
Рассматривая карту текущих отборов на 1.01.2001 г., можно отметить в настоящее время нецелесообразность закачки в нагнетательные скважины 104 и 105, окруженные уже продолжительное время находящимися в бездействии скважинами 138, 139, 214, 216 (139 в бездействии 5 месяцев, 138 – 2,6 года, 106 – 1,6 года, 214 – 1,7 года) и ожидающей ликвидации скважиной 215. В ближайшее время необходимо рассмотреть вопрос о выведении этих скважин из бездействия.
Таким образом, на месторождении назрела острая необходимость в решении ряда важнейших задач, первоочередными из которых являются:
1. Доформирование разрезающих рядов путем вывода нагнетательных скважин из освоения и из отработки на нефть.
2. Увеличение объемов закачки воды до достижения текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.
3. Проведение необходимых ремонтных работ и геолого-технологических мероприятий по бездействующему фонду скважин и скорейшее введение их в работу.
В итоге:
1. Киняминское нефтяное месторождение находится в начальной стадии разработки.
2. На месторождении выделено 2 эксплуатационных объекта: Ю11, Ю13 и зона совместного залегания пластов Ю11 + Ю13. В настоящее время разрабатывается только пласт Ю11.
3. Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения – проектный эксплуатационный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7 %, по пласту Ю11 – на 11%, первочередному участку на 74 %. С 1996 года из-за отсутствия финансирования бурение было прекращено.
4. На 1.01.2001 г. эксплуатационный фонд Киняминского месторождения составляет 32 скважины (80 % от пробуренного фонда): 24 добывающих и 8 нагнетательных.
5. Действующий добывающий фонд месторождения полностью механизирован.
6. С 1993 года на месторождении сложилась неблагоприятная тенденция увеличения бездействующего фонда. На 1.01.2001 г. больше половины скважин (13 шт.) добывающего фонда бездействует.
7. С начала разработки на 1.01.2001 г. на месторождении отобрано 1588 тыс.т нефти, что составляет 5 % от НИЗ месторождения, 6 % от НИЗ пласта Ю11 и 37 % от НИЗ участка пробной эксплуатации.
8. Накопленная добыча жидкости на 1.01.2001 г. – 1633 тыс.т.
9. Средний накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет 45 тыс.т, что является достаточно высоким показателем работы скважин.
10. Месторождение характеризуется достаточно высокими средними дебитами нефти. На 1.01.2001 г. с дебитом нефти более 50 т/сут работает 45,5 % действующих скважин. Всего 1 скважина (9 % от общего) имеет дебит нефти менее 10 т/сут.
11. Фонд проектных нагнетательных скважин разбурен в целом по месторождению всего на 9 %, по пласту Ю11 – на 16 %. Степень освоения скважин под закачку – 67 %.
12. Месторождение характеризуется невысокой обводнененностью. За 2000 г. средняя обводненность составила 11,1 %.
13. Система заводнения на месторождении окончательно не сформирована, соотношение добывающих и нагнетательных скважин выше проектного – 3: 1 (по проекту 2,3: 1).
14. Значительное отставание фонда нагнетательных скважин и объемов закачки от проекта обуславливают низкое значение накопленной компенсации – 46 %, что в 2,5 раза ниже проектной.
15. Средневзвешенное значение пластового давления на 1.01.2001 г. 27,86 МПа, что ниже начального (28,7 МПа) на 0,8 МПа.
16. Состояние разработки на месторождении неудовлетворительное. За 12 лет отобрано 5 % от НИЗ месторождения.
Дата добавления: 2015-08-20; просмотров: 150 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации | | | Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта |