Анализ текущего состояния разработки

Для анализа состояния разработки месторождений и эффективного регулирования процессов воздействия большое значение имеет наличие достоверной информации о характере и степени выработки продуктивного разреза.

Основными факторами, влияющими на текущее состояние разработки являются начальные и текущие свойства нефти и газа, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, плотность сетки, режимы разработки.

В общем случае состояние выработки запасов оценивается по результатам комплексного анализа всех видов исследований когда-либо действующих скважин в совокупности с данными о начальном состоянии пластов и залежей, текущего состояния разработки. [3]

По анализу текущего состояния разработки и технологических показателей в настоящее время разработка месторождения Каракудук осуществляется в соответствии с уточнённым в рамках отчёта по авторскому надзору технологическими показателями на 2007-09 гг. Характеристика основных технологических показателей разработки в целом по месторождению за 2007 год и первое полугодие 2009 г. приведена в таблице 2.5.

Из таблицы 2.5 видно, что годовая добыча жидкости, нефти и закачка воды постоянно увеличиваются, в связи с увеличением фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Текущий на 01.01.09 коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,15.

За первое полугодие 2009 г. добыча нефти составляет – 705,1 тыс.т, жидкости – 1020,8 тыс.т. С целью поддержания пластового давления было закачано 1302,8 тыс.м³ воды (таблица 2.3).

Таблица 2.3- Характеристика основных технологических показателей

Показатели	Ед. измерения	Годы
		01.07.2009
Добыча нефти	тыс.т	1018,7	1272,1	705,1
в т.ч. из новых скважин	тыс.т	126,24	148,3	30,6
из переходящих	тыс.т	892,5	1123,8	674,5
Накопленная добыча нефти	тыс.т	3773,7	5045,8	5750,9
Добыча нефтяного газа	млн. м3	88,6	114,41	64,18
Накопленная добыча нефтяного газа	млн. м3	347,3	461,7	525,9
Текущий КИН	д.ед.	0,1	0,13	0,15
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов	%	6,9	8,6	4,8
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	%	9,29	13,13	7,85
Обводненность	%	12,4	18,1	30,9
переходящих	%	12,5	18,1	30,6
новых	%		18,3
Добыча жидкости	тыс.т		1553,4	1020,8
в т.ч. из новых скважин	тыс.т	143,4	181,6	49,4
из переходящих	тыс.т	1019,6	1371,8	971,5
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	4045,1	5598,5	6619,3
Закачка рабочего агента (воды)	тыс. м3	1387,5	2156,4	1302,8
Накопленная закачка рабочего агента (воды)	тыс. м3		5528,3	6831,2
Компенсация отбора закачкой, текущая	%	95,1	114,4	100,2
накопленная	%	66,4	81,4
Газовый фактор	м3/т	86,9	89,9
Коэфф. использования доб. фонда на конец периода	д.ед.	0,94	0,93	0,95
Коэффициент эксплуатации добывающего фонда	д.ед.	0,7	0,71	0,83

продолжение таблицы 2.3

Коэфф. использования нагнетательного фонда на конец периода	д.ед.	0,86	0,96	0,94
Коэффициент эксплуатации нагнетательного фонда	д.ед.	0,7	0,8	0,8
Ввод новых добывающих скважин из бурения	ед.
Фонд скважин	ед.
Фонд добывающих скважин на конец периода в т.ч.:	ед.
действующий фонд	ед.
бездействующий фонд	ед.
Перевод добывающих скважин под нагнетание	ед.
Перевод нагнетательных скважин в добывающий фонд	ед.
В освоении	ед.
Фонд нагнетательных скважин на конец периода в т.ч.:	ед.
действующий фонд	ед.
бездействующий фонд	ед.
Ввод нагнетательных скважин	ед.
Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти в т.ч:	т/сут	40,2	36,1	31,2
новых скважин	т/сут		24,7	16,3
Среднесуточный дебит 1 скважины по жидкости в т.ч:	т/сут	45,9	44,1	45,1
новых скважин	т/сут		30,3	25,7
Среднесуточная приемистость нагнетательной. скважины	м3/сут	269,4	289,9	281,3

Накопленная добыча нефти на 01.07.09 – 5750,9 тыс.т, жидкости – 6619,3 тыс.т, попутного газа – 525,9 млн.м³. С начала разработки закачали 6831,2 тыс.м³ воды.

За первое полугодие 2009 г. среднесуточные дебиты одной скважины по нефти и жидкости составляли 31,2 т/сут и 45,1 т/сут соответственно, среднесуточная приемистость одной нагнетательной скважины – 281,3 м³/сут.

Средняя обводнённость нефти скважин в 2007 г. составляла – 12,4%, в 2008 г. – 18,1%, за первое полугодие 2009 г. – 30%.

I объект. По состоянию на 01.07.09 большая часть добычи нефти месторождения (89%) осуществляется из I объекта.

За первое полугодие 2009 г. добыли 630,9 тыс.т нефти, 913,2 тыс.т жидкости, 50,5 млн. м³ попутного газа. Закачали 1258,4 тыс.м³ воды.

Обводненность добываемой нефти увеличилась за 2007-2008 гг. и первое полугодие 2009 г. с 12,4% до 30%.

На данном этапе стоит вопрос о снижении темпов обводненности.

Фонд добывающих скважин за 2007-2008 гг. и за первое полугодие 2009 г. увеличился с 81 до 110 единиц, фонд нагнетательных скважин - с 21 до 30 единиц. В соответствие с увеличением фонда скважин, увеличилась добыча жидкости и нефти.

С начала разработки на 01.07.09 из I объекта добыли нефти – 5217,7 тыс.т, жидкости - 6006,3 тыс.т, нефтяного газа - 421 млн. м³. Закачали воды – 6472,6 тыс.м³.

Отставание с обустройством системы ППД для первого объекта разработки влечет за собой значительное различие между проектными и фактическими объемами добычи жидкости.

Текущий на 01.07.09 КИН равен 0,19.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти за второе полугодие 2009 г. составлял 37,6 т/сут, по жидкости – 54,4 т/сут; среднесуточная приемистость одной скважины – 287,3 м³/сут. За отчетный период (01.07.08-01.07.09) из добывающего фонда перевели в нагнетательный 8 скважин.

II объект разработки. Добыча нефти за 2008 г. увеличилась в 3,7 раз по сравнению с 2007 годом и составила 69,4 тыс.т, добыча жидкости – в 4 раза (81,4 тыс.т). Добыча попутного газа в 2008 г. составила – 10,6 млн. м³.

Увеличение добычи нефти, жидкости и газа связано с увеличением фонда скважин в 5 раз. За первое полугодие 2009 г. ввели в эксплуатацию 6 новых добывающих скважин.

В апреле 2009 г. одну добывающую скважину (252) II объекта перевели на I объект и одну добывающую скважину (281) - под нагнетание.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти составил за 2007 г. – 44,4 т/сут, за 2008 г. – 25,5 т/сут, за первое полугодие 2009 г. – 14,5 т/сут; по жидкости: за 2007 г. – 47,1 т/сут, за 2008 г. – 29,9 т/сут, за первое полугодие 2009 г. – 20,4 т/сут. Приемистость одной скважины за первое полугодие 2009 г. составила 305,3 м³/сут.

Обводненность добываемой скважинами нефти увеличилась с 6% до 29%.
Добыча нефти из II объекта с начала разработки на дату анализа (01.07.2009 г.)
составляла 246,3 тыс.т, жидкости – 278,3 тыс.т, попутного газа – 35,6 млн. м³.

Текущий КИН на 01.07.2009 г. составлял 0,06.

III объект разработки. На дату анализа эксплуатационный фонд скважин составляли 11 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина.

Добыча нефти за 2008 г. составила 36,4 тыс.т, что больше добычи нефти за 2007 г. на 22%, добыча жидкости увеличилась на 21%.

В первом полугодии 2009 г. среднесуточные дебит одной скважины по нефти составил 10,6 т/сут, по жидкости - 17 т/сут, средняя приемистость нагнетательной скважины – 135 м^З/сут.

Обводненность продукции нефти в 2008 г. составляла 13,9%, в первом полугодии 2009г. - 37,7%.

В 2008 г. из бурения в эксплуатацию ввели 2 добывающие скважины, за первое полугодие 2009 года - 5. В апреле 2009 г. одна добывающая скважина (226) III объекта была переведена на I объект.

Накопленная добыча нефти на 01.07.09 составила 225,1 тыс.т, жидкости – 255,8 тыс.т, попутного газа - 61,7 млн. м³. С начала разработки закачали 336,7 тыс. м³ воды.

Текущий КИН – 0,07.

IV объект разработки. В 2008 г. фонд скважин составлял 7 единиц, на 01.07.09 фонд скважин увеличился и составил 9 единиц, из них действующих добывающих - 7 скважин, действующих нагнетательных - 1 скважина, в освоении - 1 скважина. В июне 2009 г. одну добывающую скважину (259) перевели в нагнетательный фонд.

Добыча нефти и жидкости за 2008 г. составила 15,3 тыс.т и 24,1 тыс.т, за первое полугодие 2009 г. - 16 тыс.т и 22,6 тыс.т, соответственно.

Обводнённость нефти в 2008 г. составляла 36,4%, в первом полугодии 2009 г. – 28,9%. Среднесуточные дебит одной скважины по нефти в 2008 г. составлял 16,8 т/сут, по жидкости – 26,4 т/сут, в первом полугодии 2009 г. дебит по нефти составлял - 8 т/сут, по жидкости – 11,5 т/сут.

Закачка воды на 01.07.09 составляла 2,6 тыс.м³.