Анализ текущего состояния разработки орехово-ермаковского месторождения

1. «АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ОРЕХОВО-ЕРМАКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Выполнил: студент группы ЭДНбз-17-4 Газизов А.Г.
Научный руководитель: к.т.н., доцент Инякина Е.И.
www.tyuiu.ru

2. Обзорная карта района

ОБЗОРНАЯ КАРТА РАЙОНА
2

3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Орехово-Ермаковского месторождения

Пласты
ЮВ11
Параметры
Категория запасов
Средняя глубина залегания кровли (абс. отметка), м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтеносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, д. ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, д. ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.
Проницаемость, 10-3 мкм2, по керну
Основная
залежь
В+С1/С2
-2521
пластовосводовая,
литолог.
огран.
49976/41178
12.6
7.6/5.8
4.2
0.16/0.13
0.53/0.44
0.46/0.43
0.51/0.44
3.7
ЮВ12
ЮВ1
район скв.
район скв.
354
364
C1/C2
C1/C2
-2465
-2468
пластовопластовосводовая,
сводовая,
литолог.
литолог.
огранич.
огран.
терригенный поровый
1567/2409
4842/7089
3.9
9.7
2.1/1.2
2.9/2.8
0.13
0.13
0.58
0.39
0.58
0.39
0.58
0.39
1.7
2.3
2-1
ЮВ12-2
район скв.
351
C2
-2503
пластовосводовая
3062
4.0
2.3
4.1
0.15
0.47
0.40
0.43
1.5
по ГИС
5.4
1.4
0.6
по ГДИ
3.9
0.2
0.5
0.81
3.4
97
25.5
0.85
0.708
0.828
0.69
2.0
97*
25.5
0.85
0.708
0.828
0.87
3.0
-2536.8-2544.1
-2469.7
-2485.0
1.311
0.84
3.43
11
111
нет
0.37
1.021**
1.311
0.65
2.85
11
111
нет
0.37
1.021**
1.311
0.99
1.43
11
111
нет
0.37
1.021**
18.5
4
18.5
4
18.5
4
0.433/0.373
0.493
Коэффициент песчанистости
Расчлененность
Начальная пластовая температура, оС
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание, м3/т
Содержание сероводорода (в растворенном газе), %
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
Сжимаемость, 1/МПа × 10-4 :
нефти
воды
породы
Коэффициент вытеснения, доли ед.
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.
ОРЕХОВО-ЕРМАКОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.3
0.94
1.3
97*
25.5
0.85
0.708
0.828
0.330
2510.0±1
0.366
3

4. Динамика ввода, выбытия скважин по добывающему и нагнетательному фонду.

ДИНАМИКА ВВОДА, ВЫБЫТИЯ СКВАЖИН ПО
ДОБЫВАЮЩЕМУ И НАГНЕТАТЕЛЬНОМУ ФОНДУ.
4

5. Характеристика фонда скважин на 01.01.13 г. Объекты Орехово-Ермаковского месторождения

Наиме-нование
Характеристика фонда скважин
ПК1
Пробурено
ЮВ11
(основная
залежь)
ЮВ11
(р-он
скв.
354)
ЮВ12-1
(р-он
Площадь
скв. 364) в целом
54
1
2
57
54
1
2
57
Возвращено с других объектов
Всего
Фонд добы-вающих скважин
В том числе:
Действующие
из них: фонтан
ШГН
ЭЦН
Бездействующие
37
37
37
2
37
2
В освоении после бурения
2
2
В консервации
4
Переведено под закачку
7
Переведено на другие
объекты
Пьезометрические
Ликвидированные
Пробурено
1
1
6
7
2
7
12
1
2
8
12
ХАРАКТЕРИСТИКА
ФОНДА СКВАЖИН НА
01.01.13 Г. ОБЪЕКТЫ
ОРЕХОВОЕРМАКОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Возвращено с других объектов
Фонд нагне-тательных скважин
Фонд специаль-ных скважин
Всего пробурено
Переведено из добывающих
Всего
В том числе:
Под закачкой
Бездействующие
В освоении
В консервации
В отработке на нефть
Пьезометрические
Переведено на другие
объекты
Ликвидированные
Водозаборных пробурено
Всего
В том числе:
Действующие
Бездействующие
В освоении
Ликвидированные
7
12
7
12
9
1
2
9
1
2
10
10
4
4
4
4
4
4
4
66
1
2
73
5

6. Динамика ввода скважин из бурения

ДИНАМИКА ВВОДА
СКВАЖИН ИЗ БУРЕНИЯ
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ФОНДА
СКВАЖИН ПО КАТЕГОРИЯМ
6

7. Основные технологические показатели разработки

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗРАБОТКИ
Основные показатели разработки
Год ввода в опытно-промышленную эксплуатацию
Максимальная добыча нефти, тыс.т
Год достижения максимальной добычи нефти
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т
Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), В+С1, тыс.т
Отбор от НИЗ,%
Темп отбора от НИЗ,%
Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ), тыс.т
Темп отбора от ОИЗ, тыс.т
Текущий КИН, доли ед.
Утвержденный КИН, доли. ед.
Начальные геологические запасы (НГЗ), тыс.т
Добыча жидкости, тыс.т
Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т
Средняя обводненность продукции, %
Текущий водонефтяной фактор, доли ед.
Накопленный водонефтяной фактор, доли ед.
Фонд добывающих скважин, шт.
Действующий фонд добывающих скважин, шт.
Фонд нагнетательных скважин, шт.
Действующий фонд нагнетательных скважин, шт.
Средний дебит нефти, т/сут
Средний дебит жидкости, т/сут
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут
Закачка воды, тыс. м3/год
Закачка воды с начала разработки, тыс.м3/год
Компенсация отбора текущая, %
Компенсация отбора накопленная, %
Объект ЮВ11
(основная залежь)
2008
273.5
2012
720
5066
14.2
5.4
4346
5.9
0.037
0.264
19208
391.3
961.4
30.1
0.4
0.3
41
37
12
9
24.2
34.6
199.7
442.2
709.6
87.2
56.0
В целом по
месторождению
2008
273.5
2012
720
5198
13.9
5.3
4478
5.8
0.036
0.262
19807
391.3
961.4
30.1
0.4
0.3
41
37
12
9
24.2
34.6
199.7
442.2
709.6
87.2
56.0
7

8. Динамика среднего дебита нефти, жидкости и обводненности

ДИНАМИКА СРЕДНЕГО ДЕБИТА НЕФТИ, ЖИДКОСТИ И
ОБВОДНЕННОСТИ
8

9. Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин, добычи жидкости, нефти и закачки воды

ДИНАМИКА ФОНДА ДОБЫВАЮЩИХ И
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН, ДОБЫЧИ ЖИДКОСТИ,
НЕФТИ И ЗАКАЧКИ ВОДЫ
9

10. Фрагмент карты текущих отборов. Объект ЮВ11 (основная залежь)

ФРАГМЕНТ КАРТЫ
ТЕКУЩИХ ОТБОРОВ.
ОБЪЕКТ ЮВ11 (ОСНОВНАЯ
ЗАЛЕЖЬ)
10

11. Выкопировка из карты изобар

ВЫКОПИРОВКА ИЗ КАРТЫ
ИЗОБАР
11

12. Выводы и рекомендации

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В данной работе рассматривать отдельно Ореховскую площадь в целом и объект ЮВ11 (основная залежь) не имеет смысла, так как в
разработке находится только один основной объект разработки, который содержит 94% начальных запасов нефти от суммарных по
площади.
Объект ЮВ11 (основная залежь) введен в пробную эксплуатацию в 2001 г. подключением в работу из консервации скв. 351 и 352.
Всего за 2001-2003 гг. было добыто 13.5 тыс.т нефти (2.2% от НИЗ) и 14 тыс.т жидкости.
Вследствие выбытия в бездействие, а затем в консервацию скв. 351 и 352 и отсутствия бурения по проекту пробной эксплуатации
скважин добыча нефти в период 2004-2006 гг. на объекте ЮВ11 (основная залежь) Ореховской площади не велась.
По объекту ЮВ11 (основная залежь) действующий фонд добывающих (56%) и нагнетательных (14%) скважин составляет 70% от всего
фонда объекта.
Неработающий фонд составляет 30% от всего фонда скважин. Но нужно отметить, что из них из бурения ликвидировано (как
выполнившие свое проектное назначение и находящиеся за пределами нефтеносности) семь (11%) и переведено в консервацию
четыре (6%) поисково-разведочных скважин. Четыре скважины (6%) в освоении.
Доля скважин с закачкой воды более 100 тыс.м3 составляет 62% (скв. 102, 130, 216). Относительно небольшие накопленные объемы
нагнетания обусловлены тем, что формирование системы ППД начато только с июля 2010 г.
Бездействующая скважина (228) остановлена после трех дней эксплуатации с накопленной закачкой воды – 6 м3.
Коллекторские свойства северной и южной частей Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения различны, что
отразилось на динамике обводнения.
На дату анализа 01.01.2013 г. средневзвешенное пластовое давление в среднем по объекту ЮВ11 (основная залежь) составляет
24.6 МПа, что ниже начального на 0.9 МПа. Текущее пластовое давление в зонах отбора остается выше давления насыщения нефти
газом (11 МПа).
В пределах объекта ЮВ11 (основная залежь) компенсация распределена неравномерно, имеются зоны (р-он добывающих скважин
206, 404, 620) с пониженным пластовым давлением (12-14 МПа).
Поздний ввод нагнетательных скважин в зонах с пониженным пластовым давлением приводит к кинжальному прорыву воды, что в
свою очередь влечёт за собой опережающее обводнение продукции.
Ввод нагнетательных скважин позволил снизить темпы падения добычи нефти, в ряде скважин (215, 221, 352, 411, 421, 424)
наблюдалось увеличение дебитов нефти.
С целью усиления и повышения эффективности работы системы ППД необходимо ее формирование на площади залежи с учетом
адаптации к особенностям геологического строения объекта ЮВ11. Причем, это надо осуществлять не за счет увеличения
приемистости, а за счет увеличения количества нагнетательных скважин с целью увеличения охвата площади объекта заводнением.
Основываясь на результатах индикаторных исследований, необходимо проведение мероприятий по выравниванию профилей притока
и ограничению водопритока по конкретным скважинам.
12
В ближайшее время предлагается перевести под закачку скв. 621 и 105.

13. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

13