Геологическое

Download 5,01 Mb. bet 9/16 Sana 18.07.2022 Hajmi 5,01 Mb. #821304 Turi Анализ

Bog'liq
!-Амударья готов (2)

1	2	3	4	5	6	7		8	9	10	11
12
31	эксплуатационная	484	25.04.1972	22.06.1972	1200	1230		406,4 мм × 5 м	228,6 мм × 202 м	-	152,4 мм × 1228 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
32	эксплуатационная	490	09.07.1972	18.08.1972	1230	1230		406,4 мм × 5 м	228,6 мм × 122 м	-	152,4 мм × 1227 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
33	эксплуатационная	482	29.08.1972	25.09.1972	1230	1230		406,4 мм × 5 м	-	-	152,4 мм × 941м 127 мм x 289 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
34	эксплуатационная	493	08.10.1972	12.11.1972	1220	1223		406,4 мм × 5 м	228,6 мм × 195 м	-	127 мм × 1223м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
35	эксплуатационная	543	29.07.1972	12.09.1972	1265	1275		406,4 мм × 5 м	228,6 мм × 151 м	-	152,4 мм × 1266 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
36	эксплуатационная	544	23.09.1972	30.10.1972	1260	1260		355,6 мм × 5 м	228,6 мм × 123 м	-	127 мм × 1259м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
37	эксплуатационная	543	12.11.1972	20.01.1972	1250	1270		355,6 мм × 5 м	228,6 мм × 93 м	-	127 мм × 1253 м		Контрольная
38	эксплуатационная	490	29.11.1972	14.01.1973	1220	1231		355,6 мм × 5 м	245мм × 125м	-	168 мм x 1231м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
39	эксплуатационная	526	14.02.1973	31.03.1973	1240	1242		355,6 мм × 7 м	228,6 мм × 190 м	-	152,4 мм × 1242 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
40	эксплуатационная	493	16.04.1973	14.05.1973	1220	1230		355,6 мм × 6 м	228,6 мм × 193 м	-	127 мм × 1230м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
41	эксплуатационная	535	24.05.1973	20.06.1973	1240	1218		406,4 мм × 5 м	228,6 мм × 193 м	-	152,4 мм × 1240 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
42	эксплуатационная	524	29.06.1973	10.08.1973	1230	1228		355,6 мм × 5 м	228,6 мм × 195 м	-	152,4 мм × 352,5 м 127 мм × 875,57м (1228м)		В эксплуатации глубинно-насосным способом
43 РГ	опорно-технологическая	536	30.01.1985	24.03.1985	1230	1230		426 мм × 5 м	324 мм × 101 м	245 мм × 1151 м	140 мм x (1100-1230)		в простое в ожидании планового технического ремонта
44	эксплуатационная		30.01.1992	23.04.1992	1250	1250		530 мм × 6 м	245 мм × 132 м	-	159 мм x 1147 м		Контрольная
45	эксплуатационная		10.05.1992	22.06.1992	1250	1225		324 мм × 6 м	245 мм × 100 м	-	140 мм x 1165 м		Контрольная
46	эксплуатационная		19.06.1992	05.09.1992	1250	1246		324 мм × 7 м	245 мм × 137 м	-	140 мм × 1157 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
47	эксплуатационная		23.08.1992	07.10.1992	1250	1235		324 мм × 6 м	245 мм × 197 м	-	140 мм × 1155 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
Продолжение таблицы 3.3
1	2	3	4	5	6	7		8	9	10	11		12
48	эксплуатационная		03.11.1992	04.02.1993	1260	1255		324 мм × 6 м	245 мм × 176 м	-	159 мм × 1165 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
49	эксплуатационная		01.01.1993	19.03.1993	1240	1245		324 мм × 6 м	245 мм × 146 м	-	159 мм × 1210 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
50	поисковая	509	19.03.1989	18.05.1989	4250	2218		630 мм × 7 м	426 мм × 400м	299 мм ×1665 м			Ликвидирована после эксплуатации
51	эксплуатационная		14.05.1993	30.06.1993	1250	1220		324 мм × 6 м	245 мм × 197 м	-	140 мм × 1196 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
52	эксплуатационная		21.03.1993	28.05.1993	1250	1250		324 мм × 6 м	245 мм × 149 м	-	140 мм × 1226 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
53	эксплуатационная		27.07.1993	09.10.1993	1250	1235		324 мм × 6 м	245 мм × 125 м	-	146 мм × 1197 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
54	эксплуатационная		30.09.1993	19.12.1993	1250	1212		324 мм × 6 м	245 мм × 158 м	-	146 мм × 1205 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
55	эксплуатационная		21.01.1994	02.02.1994	1250	1260		324 мм × 6 м	246 мм × 197 м	-	146 мм × 1205 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
56	эксплуатационная		28.02.1994	03.03.1994	1250	1210		324 мм × 6 м	245 мм × 164 м	-	146 мм × 1210 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
57	эксплуатационная		17.09.1994	03.01.1995	1250	1270		324 мм × 5 м	245 мм × 133 м	-	140 мм × 1258 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
58	эксплуатационная		22.12.1994	20.02.1995	1250	1265		324 мм × 5 м	245 мм × 287 м	-	140 мм × 1265 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
59	эксплуатационная									-	140 мм × 1255 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
60	эксплуатационная		27.03.1995	05.07.1995	1250	1270		324 мм × 5 м	245 мм × 200 м	-	146 мм × 1260 м		Контрольная
61	эксплуатационная		25.06.1995	13.09.1995	1270	1270		324 мм × 5 м	245 мм × 171 м	-	146 мм × 1267 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
62	эксплуатационная		30.08.1995	01.12.1995	1270	1270		324 мм × 5 м	245 мм × 194 м	-	146 мм × 1270 м		Контрольная
63	эксплуатационная		15.12.1995	09.03.1996	1250	1260		324 мм × 6 м	245 мм × 200 м	-	140 мм × 1252 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом
64	эксплуатационная		29.02.1996	20.07.1996	1250	1215		324 мм × 7 м	245 мм × 195 м	-	140 мм × 1214 м 146 мм × 222 м		в простое в ожидании планового технического ремонта
65	эксплуатационная		18.10.1996	04.02.1997	1260	1260		32 4мм × 6 м	245 мм × 195 м	-	140 мм × 1260 м 146 мм × 599 м		В эксплуатации глубинно-насосным способом

Таблица 3.9 – Основные технологические показатели разработки в целом по месторождению

Годы	Добыча нефти, тыс. т		Добыча воды, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Объем закаченной воды, тыс.м3		Средняя обвод-ненность, %	Фонд добыва-ющих скважин, ед.	Пластовое давление, MPa
	годовая	накоп-ленная	годовая	накоп-ленная	годовая	накоп-ленная	годовая	накоп-ленная
1966	2,458	2,458			2,458	2,458			0	4	108,0
1967	6,177	8,635			6,177	8,635			0	6	107,5
1968	18,477	27,112	3,335	3,335	21,812	30,447			15,3	6	107,5
1969	41,420	68,532	14,227	17,562	55,647	86,094			25,6	12	106,0
1970	66,994	135,526	34,107	51,669	101,101	187,195			33,7	19	106,0
1971	67,471	202,997	44,195	95,864	111,666	298,861			39,6	19	103,0
1972	48,064	251,061	53,637	149,501	101,701	400,562			52,7	22	101,9
1973	35,437	286,498	79,668	229,169	115,105	515,667			69,2	28	100,5
1974	32,287	318,785	86,984	316,153	119,271	634,938			72,9	30	97,6
1975	31,261	350,046	92,564	408,717	123,825	758,763			74,8	30	97,3
1976	29,990	380,036	96,061	504,778	126,051	884,814			76,2	30	96,5
1977	30,299	410,335	125,370	630,148	155,669	1040,483			80,5	30	95,4
1978	25,130	435,465	120,440	750,588	145,570	1186,053			82,7	30	94,2
1979	23,000	458,465	121,373	871,961	144,373	1330,426			84,1	30	93,0
1980	21,579	480,044	122,138	994,099	143,717	1474,143			85,0	30	92,0
1981	20,220	500,264	145,597	1139,696	165,817	1639,960			87,8	30	91,0
1982	19,480	519,744	148,151	1287,847	167,631	1807,591			88,4	30	90,0
1983	18,025	537,769	157,613	1445,460	175,638	1983,229			89,7	30	89,0
1984	16,830	554,599	161,938	1607,398	178,768	2161,997			90,6	30	88,0
1985	17,900	572,499	176,400	1783,798	194,300	2356,297			90,8	31	87,0
1986	16,180	588,679	178,896	1962,694	195,076	2551,373			91,7	31	86,0
1987	15,575	604,254	185,371	2148,065	200,946	2752,319			92,2	31	85,0
1988	15,020	619,274	194,287	2342,352	209,307	2961,626			92,8	31	84,0
1989	14,630	633,904	206,998	2549,350	221,628	3183,254			93,4	31	83,0
1990	14,070	647,974	216,321	2765,671	230,391	3413,645			93,9	30	82,0
1991	13,645	661,619	213,510	2979,181	227,155	3640,800			94,0	30	81,0
1992	13,780	675,399	189,465	3168,646	203,245	3844,045			93,2	32	80,0
1993	16,730	692,129	180,106	3348,752	196,836	4040,881			91,5	33	79,0
1994	20,045	712,174	184,240	3532,992	204,285	4245,166			90,2	35	78,0
1995	21,995	734,169	172,911	3705,903	194,906	4440,072			88,7	38	77,0
1996	20,635	754,804	201,484	3907,387	222,119	4662,191			90,7	41	76,0
1997	20,590	775,394	223,429	4130,816	244,019	4906,210			91,6	41	75,0
1998	20,515	795,909	223,586	4354,402	244,101	5150,311			91,6	42	74,0
1999	19,760	815,669	244,038	4598,440	263,798	5414,109			92,5	42	73,0
2000	18,345	834,014	213,110	4811,550	231,455	5645,564			92,1	42	72,0
2001	16,420	850,434	200,523	5012,073	216,943	5862,507			92,4	38	72,0
2002	16,320	866,754	190,161	5202,234	206,481	6068,988			92,1	37	72,0
2003	16,160	882,914	186,149	5388,383	202,309	6271,297			92,0	35	72,0
2004	15,970	898,884	145,398	5533,781	161,368	6432,665			90,1	34	72,0
2005	15,850	914,734	147,888	5681,669	163,738	6596,403			90,3	29	72,0
2006	16,190	930,924	153,827	5835,496	170,017	6766,420			90,5	28	72,0
2007	19,202	950,126	187,332	6022,828	206,534	6972,954	173,6	173,6	90,7	36	72,0
2008	29,790	979,916	249,599	6272,427	279,389	7252,343	154,7	328,3	89,3	46	72,0
2009	31,778	1011,694	293,128	6565,555	324,906	7577,249	293,1	621,4	90,2	45	72,0
2010	22,531	1034,225	297,174	6862,729	319,705	7896,954	297,0	918,4	93,0	43	72,0
2011	20,003	1054,228	246,278	7109,007	266,281	8163,235	246,0	1164,4	92,5	44	72,0

Рисунок 3.9 – Динамика основных технологических показателей разработки месторождения Амударья
С начала разработки в эксплуатации было задействовано 58 скважин. Максимальный годовой уровень добычи нефти был достигнут в 1971 году – 67,471 тыс. т, при действующем фонде – 19 скважин. За первые 6 лет разработки обводненность добываемой продукции возросла до 40 %.
Начиная с 1972 г. годовые уровни добычи нефти стали неуклонно падать, несмотря на рост числа добывающих скважин. Основной причиной падения добычи нефти из года в год является неуклонный рост обводненности продукции, вызванный естественным режимом дренирования залежи нефти, сочетании с высокой вязкостью пластовой нефти (до 520 сПа) и наличием в продуктивном коллекторе отдельных трещиновых каналов, которые благоприятствуют быстрому внедрению пропластковых и подошвенных вод. При этом, запасы нефти приуроченные к поровым пространствам, естественно, остаются недостаточно охваченными вытеснением напором пластовых (контурных) вод.
Разработка с 1974 г по 1992 г. характеризуется более или менее стабильным уровнем добычи нефти, нарастанием обводненности продукции, причем сначала обводненность резко возрастает, а затем более или менее стабилизируется и к 1992 г. достигает 94 %.
С 1992 г. начинается интенсивное разбуривание месторождения и ввод новых скважин в эксплуатацию. В связи с этим уровень добычи нефти совсем незначительно растет до 1995 г., а обводненность падает. С 1995 г. уровень добычи нефти стал падать, а обводненность расти, несмотря на рост числа добывающих скважин, что связано с обводнением новых добывающих скважин.
Вкупе с увеличением обводненности продукции происходило снижение пластового давления, вследствие чего, с 2007 г. на месторождении была организованна закачка попутно добываемой воды обратно в пласт под ВНК. Внедрение системы ППД не дало положительного эффекта. С 2007 г. уровень добычи нефти резко возрос, по причине ввода в эксплуатацию скважин после КРС. С 2010 г уровень добычи нефти стал падать, обводненность расти. С 2010 г. по причине преждевременного обводнения скважин и выбытия их из эксплуатации уровень добычи нефти падает.
С начала процесса эксплуатации по состоянию на 01.05.2012 г из месторождения добыто 8259,531 тыс. т жидкости, в т.ч. нефти – 1060,485 тыс. т и воды – 7199,046 тыс. т. Текущий КИН составил 0,12.
Для визуальной оценки текущего отбора жидкости и выработанной площади по отношению к начальным извлекаемым запасам были построены карты текущего состояния разработки (рисунок 3.2) и накопленного отбора жидкости (рисунок 3.3). Исходные данные для построения карт текущего состояния разработки и накопленных отборов жидкости по месторождению Амударья приведены в таблице 3.5.
Карта текущего состояния разработки строилась в линейном масштабе, карта накопленного отбора жидкости строилась в площадном масштабе, количество добытой жидкости изображалось в виде круга, а количество отобранной нефти – в виде сектора.



Рисунок 3.10 – Карта текущего состояния разработки месторождения Амударья (по состоянию на 01.05.2012 г.)

Рисунок 3.11 – Карта накопленных отборов жидкости месторождения Амударья
Таблица 3.10 – Исходные данные для построения карты накопленных отборов жидкости по месторождению Амударья

Номер скважины	Добыча за апрель месяц 2012 г., т			Накопленная добыча, тыс.т
	Нефти	воды	жидкости	нефти	воды	жидкости
1	24	569	593	61,851	301,783	363,6
2				0,039	0,000	0,0
8				4,400	14,516	18,9
9	21	793	814	55,066	209,907	265,0
10				24,803	115,274	140,1
11	15	465	480	40,100	215,436	255,5
12				3,200	0,000	3,2
13	30	524	554	21,449	101,392	122,8
15	14	583	597	32,904	112,085	145,0
16	54	328	382	46,528	205,241	251,8
17	95	802	897	26,501	320,477	347,0
18	45	358	403	25,589	81,775	107,4
19				13,300	126,064	139,4
20				2,080	15,164	17,2
22	12	1010	1022	22,720	209,945	232,7
23	24	700	724	26,674	172,067	198,7
24	15	542	557	44,806	209,535	254,3
25	9	417	426	22,525	185,896	208,4
26				6,604	51,028	57,6
27	89	349	438	26,346	299,744	326,1
28				14,600	238,883	253,5
29				24,391	177,102	201,5
30	21	343	364	32,706	133,906	166,6
31	45	730	775	28,377	134,581	163,0
32	24	432	456	27,046	244,132	271,2
33	75	438	513	21,121	475,136	496,3
34	27	322	349	30,084	143,722	173,8
35	45	468	513	10,817	81,906	92,7
36	48	265	313	18,856	155,211	174,1
37				7,016	66,964	74,0
38	24	507	531	40,938	196,223	237,2
39	18	328	346	33,025	173,904	206,9
40	39	250	289	17,165	107,303	124,5
41	12	271	283	12,408	106,123	118,5
42	12	939	951	15,730	145,840	161,6
43				26,302	182,836	209,1
44				10,363	43,843	54,2
45				1,299	8,762	10,1
46				16,904	78,824	95,7
47				13,501	126,367	139,9
48				15,507	66,170	81,7
49	60	456	516	7,103	63,490	70,6
50				0,000	0,126	0,1
51	60	572	632	11,323	100,069	111,4
52	36	426	462	3,207	23,200	26,4
53	42	441	483	11,765	82,630	94,4
54	33	277	310	11,940	87,484	99,4
55	12	632	644	11,618	58,053	69,7
56	39	441	480	11,991	86,769	98,8
57	18	620	638	8,133	84,973	93,1
58	24	426	450	3,865	63,195	67,1
59	33	814	847	4,117	67,596	71,7
60				0,872	16,071	16,9
61	42	188	230	7,190	95,147	102,3
62				1,334	33,799	35,1
63	36	441	477	9,360	73,569	82,9
64	36	129	165	13,423	67,320	80,7
65	27	507	534	11,346	70,449	81,8

В целях частичного поддержания пластового давления с 2007 г. на месторождении Амударья осуществляется закачка попутно добываемой воды обратно в бухарские слои. С начала осуществления мероприятия на 01.01.2012 г. объем закачки попутно добываемой воды, составил 1164,4 тыс.м³.
По состоянию на 01.05.2012 г. продолжается закачка попутно добываемой воды в продуктивные горизонты одной скважиной № 21. Анализ работы скважин №№ 11, 30, 35, 41, 48, 62 расположенных на участке, где осуществляется закачка воды, показал, что в динамике их дебитов положительных изменений не наблюдается.
Средний коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой термальной воды за весь период с момента организации закачки воды составляет 0,7. По результатам расчетов средний коэффициент компенсации оказался меньше 1, в связи с этим должно наблюдаться падение пластового давления, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Из вышесказанного можно сделать вывод, что данные предоставленные ОАО «Джаркурганнефть» по пластовому давлению с 2007 г. по 2011 г. не совсем верные. Пластовое давление согласно данным ОАО «Джаркурганнефть» с 2007 г. по 2011 г. постоянно, а по расчету должно уменьшаться. Компенсация отбора закачкой рассчитывалась по представленной формуле, основанной на уравнении баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:
(3.1)
где – коэффициент текущей компенсации отбора жидкости закачкой воды;
– объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях;
– объемный коэффициент нагнетаемой воды;
– объемный коэффициент нефти;
– объемный коэффициент извлекаемой воды;
– объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти);
– объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;
– объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки), принимается равным 5 % от объема нагнетаемой воды;
– коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно коэффициент m = 1,1 – 1,15.
Результаты расчета среднего коэффициента компенсации отбора жидкости закачкой попутно добываемой воды приведены в таблице 3.6.
Таблица 3.11 – Результаты расчета среднего коэффициента компенсации отбора жидкости закачкой термальной воды

Год	Qнаг	Qн	Qв	Qут	bв	bн	b'в	m	K
2007	173,6	19,202	187,332	8,68	1,012	1,027	1,012	1,1	0,733
2008	154,7	29,790	249,599	7,735	1,012	1,050	1,012	1,1	0,488
2009	293,1	31,778	293,128	14,655	1,012	1,050	1,012	1,1	0,782
2010	297,0	22,531	297,174	14,85	1,012	1,050	1,012	1,1	0,805
2011	246,0	20,003	246,278	12,3	1,012	1,050	1,012	1,1	0,801

Другие методы воздействия на пласт направлены на борьбу с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями, образующимися как по стволу скважин, так и в призабойной зоне. Наиболее распространенным методом увеличения продуктивности скважин на данном месторождении является соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины.

Месторождение разрабатывается с 1966 г. глубинно-насосным способом эксплуатации. Организованная с 2007 г. закачка всего объема подтоварной воды обратно в пласт не способствует замедлению темпа падения пластового давления, что описано в разделе 3.3. По данным [1] начальное пластовое давление по месторождению Амударья составляло 108 МПа. Текущее пластовое давление на 01.05.2012 г. составило 72 МПа. Динамика пластового давления показана в таблице 3.3.

Download 5,01 Mb.

Do'stlaringiz bilan baham: