2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов. Анализ выработки запасов нефти


2.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа.

В настоящей работе оценка состояния выработки запасов нефти дается на основании промысловых данных учета добычи нефти и воды по горизонтам.

Специальные гидродинамические и геофизические исследования по определению текущего положения ВНК и границ обводненных зон пластов не проводились.

Основным горизонтом по содержанию начальных запасов нефти (71,86%) является II среднекелловейский горизонт (Ю-II). Начальные балансовые запасы по горизонту составляют 38709тыс.т нефти, извлекаемые 17584тыс.т. Добыто с начала разработки 14521,4тыс.т нефти. Выработанность составляет 82,58%.

Следующим по содержанию начальных извлекаемых запасов (14,72% является V среднеюрский горизонт (Ю-V) на восточном поднятии южного крыла. Суммарная добыча нефти составила 2868,0 тыс.т. Выработанность запасов горизонта 79,6%.

На долю триасовых горизонтов (T-I,T-III,T-IV,T-V) восточного поднятия приходится 11,1 % от начальных запасов месторождения. Суммарная добыча по ним составляет 622,096 тыс.т. нефти, выработанность 22,88 %.

I верхнекелловейский горизонт содержит 1,65% от начальных запасов месторождения. Выработанность горизонта составляет 48,98%. Затем 0,36% начальных запасов содержит IV среднеюрский горизонт, выработанность составила 69,8%.

III нижнекелловейский горизонт содержит 0,3% от начальных запасов месторождения, выработанность 8,98%.

Выработанность запасов по месторождению составляет 60,78%.

По количеству остаточных извлекаемых запасов на первом месте II среднекелловейский горизонт (4194тыс.т.) с фондом 47 скважин и годовой добычей 80,751 тыс.т.

Следует отметить, что по 1 песчаниковому пласту восточного поля накопленная добыча превысила НИЗ на 1131 тыс.т при остаточных балансовых 2348 тыс.т. Необходимо уточнение запасов и изменение коэффициента нефтеотдачи в сторону увеличения, учитывая хорошие дебиты фонтанных и механизированных скважин 15 единиц при годовой добыче нефти 31,2 тыс.т.

Затем, по 2 пласту выработанность запасов составляет 91,2%, остаточные запасы в количестве 431тыс.т. при текущей нефтеотдаче 0,43 говорит также об уточнении запасов.

На втором месте все триасовые горизонты (2097тыс.т), из них Т-IV содержит 936 тыс.т. с фондом 12 скважин и годовой добычей 29,667 тыс.т.

На третьем месте V среднеюрский горизонт (734,5тыс.т.) с фондом скважин 18 скважин и годовой добычей 100,38 тыс.т.

Затем следуют: I верхнекелловейский горизонт с остаточными запасами в количестве 205,6 тыс.т., III нижнекелловейский горизонт 67,4 тыс.т., IV среднеюрский горизонт 26,0 тыс.т.

За последние 5 лет КИН по месторождению увеличился на 2%, наибольшее увеличение 16% достигнуто по IV среднеюрскому горизонту, наименьшее 1% по II среднекелловейскому. Низкие значения КИН отмечаются на уровне 0,01-0,09 по нижнекелловейскому и РТ горизонтам.

Значения темпа отбора от начальных извлекаемых запасов составляют 3,75% по верхнекелловейскому горизонту, 0,46% по среднекелловейскому горизонту, 1,80% по III нижнекелловейскому, 5,74% по IY среднеюрскому горизонту, 2,79% по Y среднеюрскому горизонту, 1,09% по пермотриасовому горизонту, что приведены в таблице 2.6.

По Западному полю в целом начальные запасы утверждены в количестве 14304,2 млн.т балансовых и 6443,7 млн.т извлекаемых по категории С1. Выработка от утвержденных запасов составляет 7,98%, текущий КИН 4%.

Начальные запасы V юрского горизонта утверждены в количестве 7516,8 тыс. т балансовых и 3457,7 тыс.т.т извлекаемых по категории С1. Выработанность запасов горизонта составила 14,87%. Текущий КИН горизонта 6,8%. Максимальный темп отбора - 2,3% был в 1996 году. В последние годы держится на уровне 1,76%. Остаточные извлекаемые запасы горизонта составляют 2943,6 тыс.т нефти.

Начальные запасы II объекта утверждены в количестве 6787,4 тыс.т балансовых и 2986,1 тыс.т извлекаемых по категории С1. Во втором эксплуатационном объекте основным горизонтом по запасам (>90%) является Т-III горизонт. Запасы других триасовых горизонтов составляют от 2,5 до 8,3% каждый от общих запасов триаса.

Таблица 2.5.

Темпы выработки запасов нефти.

№№

Показатели

Ед.

Г о р и з о н т ы

 

 

 

п/п

 

изм.

Ю-I

Ю-II

Ю-III

Ю-IV

Ю-V

РТ

Всего

1

Темп отбора от начальных

 

 

 

 

 

 

 

 

 

извлекаемых запасов

%

3,75

0,46

1,8

5,74

2,79

1,09

0,95

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Текущий темп отбора

%

6,85

2,57

3,2

15,99

12,01

1,4

3,61

 

 

 

 

 

 

3

Выработанность

%

48,98

82,58

8,98

69,83

79,6

22,88

74,69

studfiles.net

2.1.2. Анализ выработки запасов нефти и газа.

Фактические данные разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва показывают, что уровни добычи нефти по объектам в первые годы увеличиваются и достигнув своего максимального значения начинают падать.

Анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что в первые годы разработки годовая добыча нефти мало отличалась от проектной. Это можно объяснить бурением скважин, добыча из которых покрывала падение добычи нефти старого фонда. Снижение годовой добычи нефти в последние годы связано с увеличением обводненности продукции, с задержкой ввода скважин по некоторым объектам, малым количеством добывающих скважин и тем самым невозможностью отбора из залежей проектного объема жидкости.

По состоянию на 1.01.2010 года по месторождению добыто 18791,0 тыс.т нефти, 25524,2 тыс.т жидкости и 4561,390684 млн.м3 газа при среднем газовом факторе 228,9 м3/тн. При этом годовая добыча нефти составила 292,87 тыс.тн., жидкости –708,49 тыс. тн. и 72,309568 млн. м3 попутного газа. Ведущую роль в общем балансе добычи нефти по месторождению играют II и V эксплуатационные объекты.

В настоящей работе проектные данные взяты с проекта разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва (КазНИПИнефть 1988г.). Согласно проекта максимальный уровень добычи нефти ожидался в количестве 435 тыс.т нефти в 1998 году при работе 121 скважин, фактически же годовая добыча нефти составила 262,11 тыс.т ,что ниже проектной на 172,89 тыс.т (40%). Добыча жидкости отстает почти на 50%.

Текущие дебиты и суммарные отборы нефти по скважинам отражены на картах текущего состояния разработки и на картах суммарных отборов нефти.

I объект - верхнекелловейский горизонт разрабатывается с 1967 года.

Текущая добыча за 2010 год составила 15,13 тыс.т нефти, 31,802 тыс.т жидкости и 2,913675 млн.м3 газа при газовом факторе 193,3 м3/т. Суммарная добыча составляет 197,375 тыс.т нефти, 353,2534 тыс.т жидкости и 33,673 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность составила 52%. Согласно проекта годовая максимальная добыча нефти в количестве 15,0 тыс.т запланировано в 1996 году при работе 5 скважин (темп отбора от НИЗ-3,72%). Фактически добыто 14,64 тыс.т при работе 3 скважин, а максимально добыто в 1997 году в количестве 16,25 тыс.т.

При сопоставлении проектных и фактических показателей отмечается отличие последних: на 13,7% больше добыча нефти, добыча жидкости на уровне проектной.

Суммарная добыча нефти превышает проектное на 36,8 тыс.т (22,9%), жидкости на 68,95 (24,25%).

II объект среднекелловейский горизонт объединяет I пласт алевролитовой части , I пласт песчаниковой части и II пласт. Горизонт разрабатывается с 1963 года . Текущая добыча за 2000 год составила 80,751 тыс.т. нефти , 304,094тыс. т. жидкости и 23,4759 млн. м3 газа при газовом факторе 291,0 м3/т . Среднегодовая обводненность продукции 73,0 % против проектного 80 %.Суммарная добыча составляет: нефти 14521,45тыс. т., жидкости 19321,564 тыс. т., газа 3583,365млн.м3. Согласно проекта максимальная добыча нефти в количестве 197,6 тыс. т. запланировано добыть в 1993 году при работе 66 скважин (темп отбора от НИЗ 1,12 % ).

Фактически максимальная добыча нефти достигнута в 1978 году в количестве 958,472 тыс.т при фонде 83 скважин.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие, а именно: добыча нефти отстает от проектной на 53,85 тыс.т. или на 40 %, добыча жидкости на 368,01 тыс.т. или на 54% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 19 единиц. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 816,0 тыс. т., жидкости на 3164,0тыс. т. При этом выработанность почти на уровне проектной и составляет 82,58 %, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,38 против проектного 0,4.

III нижнекелловейский горизонт разрабатывается с 1987 года одной скважиной № 269. С первых лет скважина работает с большим процентом воды. Добыча нефти за 2000 год составила 1,332 тыс. т., жидкости 5,479 тыс. т. и попутного газа 0,191 млн. м3. Обводненность составила 76%.

По проекту горизонт планировалось эксплуатировать 6 скважинами. Соответственно, добыча, возрастая из года в год составила бы в 2000 году в сумме 189,5 тыс. т. при НИЗ 74 тыс. т. нефти. Фактически суммарная добыча нефти по горизонту 6,65 тыс. т., жидкости 36,47 тыс. т., попутного газа 0,941 млн. м3.

По горизонту проект разработки составлялся на сомнительно большие запасы, подсчитанные в 1971 году (ГКЗ СССР протокол №6129) в количестве: балансовые 1229 тыс. т., извлекаемые 489 тыс.т., которые не подтвердились. И по результатам работы одной скважины запасы горизонта на баланс ОАО "Казахойл-Эмба" после переоценки приняты в количестве 447/74 тыс.т. Поэтому при сравнении проектных и фактических показателей большое несоответствие и по фонду, а значит и по добыче нефти, жидкости и всем другим показателям.

Выработанность запасов 8,98% против проектной 38,75%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов 3,2 % против проектного 14,12 %.

IV среднеюрский горизонт разрабатывается с 1987 года. Текущая добыча за 2000 год составила 4,994 тыс. т нефти, 12,902 тыс. т жидкости и 1,81346 млн. м3 газа. Обводненность продукции 61%.

По проекту максимальная добыча в количестве 47,5 тыс.т ожидалась в 1998 году при работе 6 скважин ( темп отбора от НИЗ 11,07%). Высокий темп отбора дает выработанность запасов в 2000 г. 69,83% против проектного 51,94%. Годовая добыча нефти отстает от проектной почти в 8 раз, добыча жидкости в 4,7 раза. Такое значительное отличие вызывает сомнение в расчетах проекта или в запасах нефти. Фактически двумя скважинами при темпе отбора 5,74% и при коэффициенте нефтеизвлечения 0,39 д.е. можно выработать НИЗ горизонта 87 тыс.т. в 5-6 лет. Суммарная добыча нефти составила 60,753 тыс.т , жидкости 85,695 тыс.т.

V среднеюрский горизонт южного поля восточного поднятия разрабатывается с 1964 года. Текущая добыча в 2010 году составила 100,377 тыс. т нефти, 234,39 тыс.т жидкости и 22,887 млн.м3 газа при газовом факторе 227,5 м3/т. Обводненность продукции 57%. Суммарная добыча нефти по горизонту составила 2867,91тыс. т, жидкости 4644,45 тыс. т.

Максимальная добыча нефти достигнута в 1985 году в количестве 227,3 тыс.т. при фонде 10 единиц.

Максимальная добыча нефти V среднеюрского горизонта по проекту 1988 года 172 тыс. т. в 1988 году, далее снижается до 43,5 тыс. т. в 1993 году и возрастает до 46,0 тыс. т. в 1994 г. и НИЗ 1735 тыс.т. вырабатываются до 2004 года.

На 01.01.10 г. пересчитывались запасы нефти и растворенного газа V среднеюрского горизонта южного крыла восточного поля и запасы увеличиваются в 2,1 раза до 7064 тыс.т/3603 тыс.т. Поэтому, сопоставляя проектные и фактические показатели отмечаем опережение фактических в 12,8 раза годовой добычи нефти, в 2 раза добычи жидкости. Фонд добывающих скважин больше на 7 скважин и составляет 18 единиц. Коэффициент нефтеизвлечения ниже проектного на 0,07 д.е. Несоответствие проектно-фактических показателей объясняется изменением запасов в сторону увеличения.

Пермотриасовые горизонты разрабатываются с 1973 года. Текущая добыча за 2000 год составила 29,667тыс. т. нефти, 31,145 тыс. т жидкости и 7,17244 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность 5%.

Максимальная добыча нефти в количестве 81,1 тыс.т. при фонде 11 скважин добыто в 1992 году.

По проекту все триасовые горизонты разделены на два объекта: VI объект Т-I горизонт; VII объект нефтяные залежи Т-III, Т-IV, Т-V продуктивных горизонтов. Учет добычи всех триасовых горизонтов ведется совместно.

VI объект разрабатывается с 1973 года. Максимальная добыча нефти в количестве 30,1 тыс.т. при фонде 1 скважина добыто в 1982 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 79,1 тыс.т ожидалась в 1996 году, жидкости 83,3 тыс.т при работе 7 скважин. Текущая добыча за 2000 год составила 5,4 тыс. т нефти, 6,062 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 10,9%. Фонд составил 3 скважины.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие , а именно: добыча нефти отстает от проектной на 56,7 тыс.т. или на 91 %, добыча жидкости на 77,24 тыс.т. или на 92,7% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 2 единицы или на 40%. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 217,8 тыс. т., жидкости на 279,5 тыс. т. При этом выработанность составляет 28,12 %, что составляет 47,3% от проектного значения, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,13 против проектного 0,27.

VII объект разрабатывается с 1991 года. Максимальная добыча нефти в количестве 48,7 тыс.т. при фонде 9 скважин добыто в 1993 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 109,4 тыс.т ожидалась в 1993 году, жидкости 204 тыс.т при работе 20 скважин.

Текущая добыча за 2010 год составила 24,267 тыс. т нефти, 25,083 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 3%. Фонд составил 8 скважины.

При сравнении отмечается отставание добычи нефти на 51,63 тыс.т (68%), жидкости на 178,9 тыс.т (87,7%). Выработанность составляет 19,61% и отстает от проектного на 72,97% . Такие большие отставания от проектного уровня связаны с отставанием добывающего фонда на 11 единиц или 55% и плохой работой механизированного фонда (высокая обводненность продукции скважин).

studfiles.net

АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ ПЛАСТА АС4-8 ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

В.В. Климов, А.В. Шостак ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Учебное пособие Краснодар 2014 УДК 550.3(075.8) ББК 26.2я73 К49 Рецензенты: В.В. Стогний, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры

Подробнее

МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

MGFM МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ Мелкосеточное детальное моделирование (Micro-Grid Flow Modelling, MGFM) это технология гидродинамического моделирования на детальной сетке, при которой производится

Подробнее

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» ХОЛДИНГ. 2015год

«ГРУППА КОМПАНИЙ ГЕО» ХОЛДИНГ 2015год ИНФОРМАЦИЯ О ГРУППЕ КОМПАНИЙ «ГЕО» "Группа компаний ГЕО" Холдинг "НПО Геомаш" г.тюмень спецтехника (ПКС, ПКН, ЛПС, МТУ) скважинные комплексные приборы серии ПИК забойная

Подробнее

Цифровой гамма спектрометр ЦГС-1

Цифровой гамма спектрометр ЦГС-1 предназначен для измерения содержания урана, тория и калия по разрезу нефтегазовых скважин глубиной до 10000 м и диаметром от 55 до 300 мм путем изучения энергетического

Подробнее

И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть»)

Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в кизеловском горизонте 6 блока Бавлинского нефтяного месторождения И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее время особую актуальность

Подробнее

Геофизические исследования скважин

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Геофизические исследования

Подробнее

ISSN Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL:

1 УДК 550.8:553.98.04(470.13) Желудова М.С., Куранов А.В., Зегер Н.А. ООО «Тимано-Печорский Научно-исследовательский Центр», г. Ухта, Республика Коми, Россия, [email protected] АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

Подробнее

ТомскГАЗПРОМгеофизика

Геофизическая сервисная компания ООО Предоставляет полный комплекс геофизических, геолого-технологических исследований в скважинах, контроль качества цементирования, телеметрическое и технологическое сопровождение

Подробнее

Цифровой гамма спектрометр ЦГС-1

Цифровой гамма спектрометр ЦГС-1 предназначен для измерения содержания урана, тория и калия по разрезу нефтегазовых скважин глубиной до 10000 м и диаметром от 76 до 300 мм путем изучения энергетического

Подробнее

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Техническое задание 1. Наименование работ Разработка программного обеспечения по интерпретации индикаторных исследований при многостадийном гидравлическом разрыве пласта (МГРП) на горизонтальных

Подробнее

УДК Г.Т. Борисенко, Г.Т. Байгазиева

УДК 550.832 Г.Т. Борисенко, Г.Т. Байгазиева ТЕХНОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО БОРТА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Подробнее

RU (11) (19) (51) МПК E21B 43/24 ( )

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (51) МПК E21B 43/24 (2006.01) 2 418 945 (13) C1 R U 2 4 1 8 9 4 5 C 1 ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Подробнее

Средняя глубина залегания, м 1648

Оценка влияния метода построения геологической модели на процесс адаптации гидродинамической модели на примере евлано-ливенских отложений Зычебашского месторождения. Д.Т. Киямова (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

Программа дисциплины

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" Институт

Подробнее

ГРП с потокоотклоняющими шарами

ГРП с потокоотклоняющими шарами Интенсификация пластов тюменской свиты Олег Зацепин, Андрей Стенькин, Владислав Икс, Александр Багаев В статье приводится технология ГРП с потокоотклоняющими шарами. Ее

Подробнее

Интерпретация данных ГИС

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Интерпретация данных

Подробнее

docplayer.ru

2.1.2. Анализ выработки запасов нефти и газа.

Фактические данные разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва показывают, что уровни добычи нефти по объектам в первые годы увеличиваются и достигнув своего максимального значения начинают падать.

Анализ и сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения показывают, что в первые годы разработки годовая добыча нефти мало отличалась от проектной. Это можно объяснить бурением скважин, добыча из которых покрывала падение добычи нефти старого фонда. Снижение годовой добычи нефти в последние годы связано с увеличением обводненности продукции, с задержкой ввода скважин по некоторым объектам, малым количеством добывающих скважин и тем самым невозможностью отбора из залежей проектного объема жидкости.

По состоянию на 1.01.2010 года по месторождению добыто 18791,0 тыс.т нефти, 25524,2 тыс.т жидкости и 4561,390684 млн.м3 газа при среднем газовом факторе 228,9 м3/тн. При этом годовая добыча нефти составила 292,87 тыс.тн., жидкости –708,49 тыс. тн. и 72,309568 млн. м3 попутного газа. Ведущую роль в общем балансе добычи нефти по месторождению играют II и V эксплуатационные объекты.

В настоящей работе проектные данные взяты с проекта разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва (КазНИПИнефть 1988г.). Согласно проекта максимальный уровень добычи нефти ожидался в количестве 435 тыс.т нефти в 1998 году при работе 121 скважин, фактически же годовая добыча нефти составила 262,11 тыс.т ,что ниже проектной на 172,89 тыс.т (40%). Добыча жидкости отстает почти на 50%.

Текущие дебиты и суммарные отборы нефти по скважинам отражены на картах текущего состояния разработки и на картах суммарных отборов нефти.

I объект - верхнекелловейский горизонт разрабатывается с 1967 года.

Текущая добыча за 2010 год составила 15,13 тыс.т нефти, 31,802 тыс.т жидкости и 2,913675 млн.м3 газа при газовом факторе 193,3 м3/т. Суммарная добыча составляет 197,375 тыс.т нефти, 353,2534 тыс.т жидкости и 33,673 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность составила 52%. Согласно проекта годовая максимальная добыча нефти в количестве 15,0 тыс.т запланировано в 1996 году при работе 5 скважин (темп отбора от НИЗ-3,72%). Фактически добыто 14,64 тыс.т при работе 3 скважин, а максимально добыто в 1997 году в количестве 16,25 тыс.т.

При сопоставлении проектных и фактических показателей отмечается отличие последних: на 13,7% больше добыча нефти, добыча жидкости на уровне проектной.

Суммарная добыча нефти превышает проектное на 36,8 тыс.т (22,9%), жидкости на 68,95 (24,25%).

II объект среднекелловейский горизонт объединяет I пласт алевролитовой части , I пласт песчаниковой части и II пласт. Горизонт разрабатывается с 1963 года . Текущая добыча за 2000 год составила 80,751 тыс.т. нефти , 304,094тыс. т. жидкости и 23,4759 млн. м3 газа при газовом факторе 291,0 м3/т . Среднегодовая обводненность продукции 73,0 % против проектного 80 %.Суммарная добыча составляет: нефти 14521,45тыс. т., жидкости 19321,564 тыс. т., газа 3583,365млн.м3. Согласно проекта максимальная добыча нефти в количестве 197,6 тыс. т. запланировано добыть в 1993 году при работе 66 скважин (темп отбора от НИЗ 1,12 % ).

Фактически максимальная добыча нефти достигнута в 1978 году в количестве 958,472 тыс.т при фонде 83 скважин.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие, а именно: добыча нефти отстает от проектной на 53,85 тыс.т. или на 40 %, добыча жидкости на 368,01 тыс.т. или на 54% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 19 единиц. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 816,0 тыс. т., жидкости на 3164,0тыс. т. При этом выработанность почти на уровне проектной и составляет 82,58 %, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,38 против проектного 0,4.

III нижнекелловейский горизонт разрабатывается с 1987 года одной скважиной № 269. С первых лет скважина работает с большим процентом воды. Добыча нефти за 2000 год составила 1,332 тыс. т., жидкости 5,479 тыс. т. и попутного газа 0,191 млн. м3. Обводненность составила 76%.

По проекту горизонт планировалось эксплуатировать 6 скважинами. Соответственно, добыча, возрастая из года в год составила бы в 2000 году в сумме 189,5 тыс. т. при НИЗ 74 тыс. т. нефти. Фактически суммарная добыча нефти по горизонту 6,65 тыс. т., жидкости 36,47 тыс. т., попутного газа 0,941 млн. м3.

По горизонту проект разработки составлялся на сомнительно большие запасы, подсчитанные в 1971 году (ГКЗ СССР протокол №6129) в количестве: балансовые 1229 тыс. т., извлекаемые 489 тыс.т., которые не подтвердились. И по результатам работы одной скважины запасы горизонта на баланс ОАО "Казахойл-Эмба" после переоценки приняты в количестве 447/74 тыс.т. Поэтому при сравнении проектных и фактических показателей большое несоответствие и по фонду, а значит и по добыче нефти, жидкости и всем другим показателям.

Выработанность запасов 8,98% против проектной 38,75%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов 3,2 % против проектного 14,12 %.

IV среднеюрский горизонт разрабатывается с 1987 года. Текущая добыча за 2000 год составила 4,994 тыс. т нефти, 12,902 тыс. т жидкости и 1,81346 млн. м3 газа. Обводненность продукции 61%.

По проекту максимальная добыча в количестве 47,5 тыс.т ожидалась в 1998 году при работе 6 скважин ( темп отбора от НИЗ 11,07%). Высокий темп отбора дает выработанность запасов в 2000 г. 69,83% против проектного 51,94%. Годовая добыча нефти отстает от проектной почти в 8 раз, добыча жидкости в 4,7 раза. Такое значительное отличие вызывает сомнение в расчетах проекта или в запасах нефти. Фактически двумя скважинами при темпе отбора 5,74% и при коэффициенте нефтеизвлечения 0,39 д.е. можно выработать НИЗ горизонта 87 тыс.т. в 5-6 лет. Суммарная добыча нефти составила 60,753 тыс.т , жидкости 85,695 тыс.т.

V среднеюрский горизонт южного поля восточного поднятия разрабатывается с 1964 года. Текущая добыча в 2010 году составила 100,377 тыс. т нефти, 234,39 тыс.т жидкости и 22,887 млн.м3 газа при газовом факторе 227,5 м3/т. Обводненность продукции 57%. Суммарная добыча нефти по горизонту составила 2867,91тыс. т, жидкости 4644,45 тыс. т.

Максимальная добыча нефти достигнута в 1985 году в количестве 227,3 тыс.т. при фонде 10 единиц.

Максимальная добыча нефти V среднеюрского горизонта по проекту 1988 года 172 тыс. т. в 1988 году, далее снижается до 43,5 тыс. т. в 1993 году и возрастает до 46,0 тыс. т. в 1994 г. и НИЗ 1735 тыс.т. вырабатываются до 2004 года.

На 01.01.10 г. пересчитывались запасы нефти и растворенного газа V среднеюрского горизонта южного крыла восточного поля и запасы увеличиваются в 2,1 раза до 7064 тыс.т/3603 тыс.т. Поэтому, сопоставляя проектные и фактические показатели отмечаем опережение фактических в 12,8 раза годовой добычи нефти, в 2 раза добычи жидкости. Фонд добывающих скважин больше на 7 скважин и составляет 18 единиц. Коэффициент нефтеизвлечения ниже проектного на 0,07 д.е. Несоответствие проектно-фактических показателей объясняется изменением запасов в сторону увеличения.

Пермотриасовые горизонты разрабатываются с 1973 года. Текущая добыча за 2000 год составила 29,667тыс. т. нефти, 31,145 тыс. т жидкости и 7,17244 млн.м3 газа. Среднегодовая обводненность 5%.

Максимальная добыча нефти в количестве 81,1 тыс.т. при фонде 11 скважин добыто в 1992 году.

По проекту все триасовые горизонты разделены на два объекта: VI объект Т-I горизонт; VII объект нефтяные залежи Т-III, Т-IV, Т-V продуктивных горизонтов. Учет добычи всех триасовых горизонтов ведется совместно.

VI объект разрабатывается с 1973 года. Максимальная добыча нефти в количестве 30,1 тыс.т. при фонде 1 скважина добыто в 1982 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 79,1 тыс.т ожидалась в 1996 году, жидкости 83,3 тыс.т при работе 7 скважин. Текущая добыча за 2000 год составила 5,4 тыс. т нефти, 6,062 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 10,9%. Фонд составил 3 скважины.

При сопоставлении проектных показателей с фактическими отмечается их несоответствие , а именно: добыча нефти отстает от проектной на 56,7 тыс.т. или на 91 %, добыча жидкости на 77,24 тыс.т. или на 92,7% . Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 2 единицы или на 40%. Суммарная добыча нефти меньше проектной на 217,8 тыс. т., жидкости на 279,5 тыс. т. При этом выработанность составляет 28,12 %, что составляет 47,3% от проектного значения, так же и коэффициент нефтеизвлечения 0,13 против проектного 0,27.

VII объект разрабатывается с 1991 года. Максимальная добыча нефти в количестве 48,7 тыс.т. при фонде 9 скважин добыто в 1993 году.

По проекту максимальная добыча в количестве 109,4 тыс.т ожидалась в 1993 году, жидкости 204 тыс.т при работе 20 скважин.

Текущая добыча за 2010 год составила 24,267 тыс. т нефти, 25,083 тыс. т жидкости. Обводненность продукции 3%. Фонд составил 8 скважины.

При сравнении отмечается отставание добычи нефти на 51,63 тыс.т (68%), жидкости на 178,9 тыс.т (87,7%). Выработанность составляет 19,61% и отстает от проектного на 72,97% . Такие большие отставания от проектного уровня связаны с отставанием добывающего фонда на 11 единиц или 55% и плохой работой механизированного фонда (высокая обводненность продукции скважин).

studfiles.net

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов. Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Похожие главы из других работ:

Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количество и качество находящихся в недрах углеводородов и определяют возможность их извлечения. Эти оценки используются для планирования региональных, поисковых...

Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

3.2 Анализ выработки пластов

Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковский - 43,4 % от НИЗ, текущая обводненность - 68,9%, средний дебит по нефти -8,9 т/сут, по жидкости -28,8 т/сут...

Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

2.3 Оценка эффективности выработки запасов

Оценка эффективности реализуемой системы разработки необходима для контроля выработки запасов, применения различных методов воздействия на пласты и призабойную зону скважин и обеспечения равномерности вытеснения нефти водой...

Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

2.6 Характеристика запасов нефти

Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г...

Выбор способа охраны и типа крепи горной выработки

1.2 Анализ горнотехнической ситуации при отработке запасов на данном пласте

Шахтное поле вскрыто пятью вертикальными стволами. Западный вентиляционный ствол погашен. Ствол №2 находится на стадии ликвидации. Способ подготовки шахтного поля по пласту l5 -- панельный. Система разработки -- сплошная...

Месторождение Гавар. Саудовская Аравия

2.5 Состояние запасов нефти

Гавар - крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии. Около 60 -- 65% всей произведённой Саудовской нефти с 1948 по 2009 добыто из Гавара...

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов Согласно решению ЗАО "СП "Нафта-Ульяновск" на Мордовоозерском месторождении было организовано и осуществлено по временной схеме пробное нагнетание "подогретой" воды в отдельные скважины вскрывшие...

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В процессе разработки нефтегазовых залежей необходимо осуществить комплексное динамическое, геофизическое и лабораторные исследования для изучения характеристик изменения нефтенасыщенности пластов...

Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению

2. Основные сведения из материалов подсчета запасов по Залесному месторождению нефти

В основу классификации 2005 года легли принципы экономической эффективности освоения запасов нефти и газа. Первым шагом в классификации запасов является геологическая переоценка категорий запасов по геологической изученности...

Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

1.2 Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа, конденсата и нефти

Одной из основных причин корректировки проекта и перепроектировки является достоверность принятых запасов газа. Естественно, что на стадии проектирования разработки запасы газа, как правило, определяются объемным методом...

Проект разведки Масловского месторождения

3. Анализ распределения запасов

Для проведения анализа распределения запасов Масловского месторождения воспользуемся линейным кригингом блоков. Общая картина распределения запасов отражена на рис. 6. Рис...

Разработка Арланского нефтяного месторождения

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта

Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью...

Разработка месторождения полезного ископаемого открытым способом

3.1 Горно-геологический анализ карьерного поля с уточнением запасов полезного ископаемого и вскрышных пород

Исходным материалом являются топографические планы с нанесенными изомощностями пород и полезного ископаемого и границами карьера. Для каждого из возможных вариантов развития горных работ устанавливают начальное положение фронта работ...

Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

1.8 Оценка запасов нефти

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной КИВЦ в 1979 году...

geol.bobrodobro.ru