Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

Разбуривание  месторождения не закончено. Из предложенных проектом КазНИПИнефть 1988 г. 39 скважин  пробурены: скважины № 234, 436, 437 на I объекте, скв. № 415, 420 на II объекте, скв. №444 на IV объекте, скв. № 412, 416, 418, 422, 423, 426 на V объекте,  скв. №№ 411, 413, 414 на VI объекте, скв.№ 416, 417, 418, 419, 421, 424, 425, 427, 428, 431, 434 и 429  на VII объекте. Непробуренными остались 14 скважин (на I об. - № 264;  III об. - № 438, 439, 440, 441 ,442, 443; IV об. - № 445, 446, 447; VII об. - № 430, 432, 433, 435).

Проектом предусмотрена  разработка 7 эксплуатационных объектов:

          I объект (I верхнекелловейский горизонт). В проекте предлагалось разработку вести пятью добывающими скважинами. Фактически в эксплуатации пребывало 4 скважины. На 1.01.2009 г. фонд добывающих скважин составляет три единицы. По способам эксплуатации действующий фонд делится следующим образом: фонтанных  2 скважины (№ 436,437), ШГН 1 скважина (№ 145). Скважина № 234 ликвидирована после бурения по геологическим причинам. Скважина №94 ликвидирована после эксплуатации. Среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти  14,41т/сутки, по жидкости  30,29т/сутки. Средний дебит фонтанной скважины  16,0т/сутки нефти, 26,0т/сутки жидкости, механизированной скважины соответственно  0,5т/сутки и 28,8т/сутки.

Согласно проекта  разбуривание должно быть закончено  в 1995 г. Осталась непробуренной одна скважина № 264.

          II объект (II среднекелловейский горизонт). В проекте предлагалось разработку вести 66 добывающими скважинами. В эксплуатации пребывало 129 скважин. По состоянию на 1.01.2009 г. фонд добывающих скважин составил 47 ед.

Действующий фонд состоит из 44 скважин, по способам эксплуатации: фонтанных  11 скважин (№ 11а, 105, 205, 239, 240, 415, 524, 527, 530, 260, 203),   ШГН  33 скважины (№ 6, 45, 57, 77, 100, 102, 114, 115, 141, 149, 151, 153, 222,223, 245, 304, 174, 249, 209, 59, 167, 235, 246, 306,  9 скважин в конце года пустили после консервации (№ 139, 177, 221, 312, 169, 148, 243, 134, 135).  Скважина №420  находится в простое. Две скважины № 180,250 находятся в бездействии.

Среднесуточный  дебит одной скважины по горизонту составил по нефти  4,91т/сутки, по жидкости  18,49т/сутки. Средний дебит фонтанной скважины  15,2т/сутки  нефти  и  27,7т/сутки  жидкости.

          III объект (III нижнекелловейский горизонт). Согласно проекта предлагалось разработку вести шестью скважинами. В эксплуатации пребывала одна скважина № 269. И сейчас горизонт разрабатывается одной скважиной № 269. Среднесуточный дебит скважины составил  по нефти 3,81т/сутки, по жидкости  15,65т/сутки. Предложенные проектом скважины остались не пробуренными (№ 438, 439, 440, 441, 442, 443).                                                                                               

          IVобъект (IV среднеюрский горизонт). По проекту эксплуатация этого  объекта предусматривалось в  6-ти скважинах. В эксплуатации пребывало 2 скважины. Не пробурены намеченные проектом скважины № 445, 446, 447. Скважина  № 444 находится в консервации.

По состоянию  на 1.01.2009г. добывающий фонд составляет 2 скважины (№ 314, 529). Среднесуточный дебит  скважин составил 7,13т/сутки нефти, 18,43т/сутки жидкости. Средний дебит фонтанной скважины по нефти 13,4т/сутки,  по жидкости  19,0т/сутки.

          V объект (V среднеюрский горизонт). Проектом  эксплуатация объекта предусматривалась  в 11 скважинах. В эксплуатации  пребывало 19 скважин. На 1.01.2001 г. добывающий фонд составляет 18 единиц, из них фонтанные 6 ед.(№ 56,307,400,402,406,426), ШГН  12 ед.(№ 90, 91, 300, 302, 308, 401, 403, 404, 412, 418, 422, 423). Средний дебит скважин составил 15,93т/сутки по нефти и 37,2т/сутки по жидкости. Среднесуточный дебит фонтанных скважин  по нефти  39,7т/сутки, по жидкости  77,0т/сутки. Средний дебит механизированных скважин по нефти  8,8т/сутки, по жидкости  22,4т/сутки.

          Согласно проекта все триасовые  горизонты предлагалось разрабатывать  27-ю скважинами. Остались не пробуренными  4 скважины (№ 430,432,433,435).

В эксплуатации пребывало 15 скважин.  По состоянию  на 1.01.2009г. фонд добывающих скважин  составил 12 ед.,  из них фонтанные  6 ед.(№ 414, 417, 421, 424, 431 434),    ШГН   4 ед.  (№  413,419, 425, 428),   в бездействии  2 ед.   ( № 68, 427 ). Две скважины в консервации (№81,83). Средний дебит по нефти 7,06т/сутки, по жидкости 7,42т/сутки. Среднесуточный дебит фонтанных скважин составляет 14,5т/сутки нефти и 17,0т/сутки жидкости. Средний дебит механизированных скважин 2,25т/сутки и 7,9т/сутки соответственно.  Состояние фонда скважин приведено в таблице № 2.1.

          VI объект  (I триасовый горизонт). Cогласно проекта VI объект планировалось разрабатывать семью скважинами, в том числе с бурением 5 скважин (№ 411, 412, 413, 414, 417). Все скважины по проекту пробурены. В эксплуатации пребывало 6 скважин. В 2000 году  добывающий фонд скважин составил 3 ед. (№ 68, 413, 414). В бездействии скв. № 68. Средний дебит фонтанной скважины № 414 составил по нефти 18,4 т/сутки, по жидкости 21,6т/сутки. Средний дебит механизированной скважины  № 413 по нефти 3,5 т/сутки, по жидкости 4,3 т/сутки.

          VII объект   (T-III; T-IV; T-V горизонты). По проекту объект предлагалось разрабатывать 20 скважинами. 16 скважин из которых пробурены (№ 416, 417, 418, 419, 421, 422, 423, 424, 425, 426, 427, 428, 429, 431, 434). Остались непробуренными 4 скважины № 430,  432 на T-IV горизонте и на T-III горизонте - №№ 433, 435. В эксплуатации пребывало 11 скважин. В 2009 г. действующий фонд скважин составил 8 ед. (№ 417, 419, 421, 424, 425, 428, 431, 434). В бездействии скв. № 427. Средний дебит 5 фонтанных скважин №417, 421, 424, 431, 434 по нефти изменяется от 14,4 до 20,0 т/сутки, по жидкости от 1 до 5 т/сутки. Механизированные скважины    № 419, 425, 428 работают с большим процентом воды, а скважина №  419 – 100% обводненная. Распределение фонтанного и глубиннонасосного фонда по дебитам нефти, жидкости приведены в  таблице 2.2.

 

 

 

 

Таблица 2.1.

          Состояния фонда скважин на 01.01.09 год

№№				Горизонты
п/п	Фонд	Категория	верхне	средне	нижне	средне	средне	пермотриас		ср.юра
			келл.	келл.	келл.	юрск.	юрск.	триас	триас	(зап.поле)	Всего
			Ю-I	Ю-II	Ю-III	Ю-IV	Ю-V	Т-I	T-III,IV,V	Ю-V
1	2	3	4	5	6	7	8		9	9	10
1.	Фонд	Пробурено:	4	192	1	2	23		14	13	249
	добыв.				(№269)
	скв.	всего добывающих
		скважин:	3	47	1	2	18		12	13	96
		в том.числе
		действующие	3	45	1	2	18		10	11	90
		из них фонтанные	2	11		1	6		6	7	33
		ЭЦН
		ШГН	1	33	1	1	12		4	3	55
		бездействующие		2					2	1	5
		в простое		1						1	2
		в освоении после
		бурения								1	1
		в консервации		17					2		19
		Передано под
		закачку
		Ликвидированные	1	88			1				90
		В ожидании ликвидации		14
		Переведено в другие
		горизонты
2.	Фонд	Пробурено:
	нагнет.	Переведены после
	скв.	эксплуатации
		Всего: в т.ч.под					2				2
		закачкой
		в бездействии					2				2
		в освоении после
		бурения
		в консервации					2
		в эксплуат.на нефть
		Переведена другие
		горизонты
		ликвидированные
	фонд.	в бездействии		4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

№№	Показатели	Ед изм.	Г                    О                     Д                      Ы
п/п			1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
1	Добыча нефти	тыс.т	333,34	376,10	370,80	396,80	386,00	394,40	384,00	323,10	275,80	292,87
2	Суммарная добыча нефти		15591,20	15967,30	16338,10	16734,90	17120,90	17515,30	17899,30	18222,40	18498,20	18791,07
3	Добыча жидкости	тыс.т	686,47	756,99	634,80	682,50	605,10	636,30	745,90	705,40	658,10	708,49
4	Сумм.добыча жидкости		19390,63	20147,61	20782,41	21464,91	22070,01	22706,31	23452,21	24157,61	24815,71	25524,20
5	Среднегодовая обводненность	%	51	50	42	42	36	38	49	54	58	59
6	Фонд добывающих скважин	ед.	65	75	78	82	87	88	90	91	94	96
7	Ср. дебит 1 скв.по нефти	т/сут	14,65	14,33	13,58	13,83	12,68	12,81	12,19	10,14	8,38	8,72
8	Ср.дебит 1 скв.по жидкости	т/сут	30,17	28,84	23,25	23,78	19,87	20,66	23,68	22,15	20,00	21,09
9	Темп отбора от нач-х изв.запасов	%	1,36	1,54	1,16	1,25	1,21	1,24	1,21	1,01	0,87	0,95
10	Темп отбора от тек-х изв.запасов	%	3,62	4,24	2,33	2,56	2,55	2,68	2,68	2,32	2,02	2,36
11	Выработанность  запасов	%	63,72	65,25	51,29	52,54	53,75	54,99	56,20	57,21	58,08	60,78
12	Коэффициент нефтеизвлечения	д.ед	0,29	0,30	0,23	0,24	0,24	0,25	0,25	0,26	0,26	0,28
13	Добыча газа	Млн.м3	74,15	85,91	87,03	86,68	95,50	100,53	91,91	87,40	82,60	86,20
14	Суммарная добыча газа	Млн.м3	3757,63	3843,54	3930,57	4017,25	4112,75	4213,28	4305,19	4392,59	4475,19	4561,39
15	Газовый фактор	м3/т	222	228	235	218	247	255	239	271	299	294

Таблица 2.2.

          Динамика показателей разработки  на месторождении Центрально-Восточная  Прорва.

  

 

Согласно таблице 2.2. строим график основных показателей разработки месторождения Центрально-Восточная  Прорва. 

Рисунок 2.1. Динамика основных показателей разработки месторождения

Центрально-Восточная  Прорва

 

           Общая талщина Ю-I горизонта изменяются от 0,6 до 10м.  Эффктивная нефтенасыщенная от 3 до 9,4м, а газонасыщенная от 0,8 до 8,6м.

Общая толщина  Ю-II горизонта изменяются от 0,8 до 17,6м, составляет в среднем  5,2м, эффективная нефтенасыщенная 0,7 до 14м, в среднем 5,5 м, эффективная газонасыщенная от 1,04 до 12,4 м, в среднем 5,7 м.

Общая толщина  Ю-III горизонта изменяются от 4 до 34,6 м, составляет в среднем 10,5 м, эффективная нефтенасыщенная от 2 до 22,3 м, в среднем 10,3м, эффективная газонасыщенная от 3,6 до 16 м, в среднем 11,1м.

Общая толщина  Ю-IV горизонта изменятся от 3,2 до 20,6 м, в среднем составляет 5,7м,  а эффективная нефтенасыщенная  от 3 до 7,6 м, в среднем 5,6м.

Общая толщина  Ю-V горизонта колеблется от 14,0 до 43,8 м, а эффекивная нефтенасыщенная  от 6,4 до 36,4м, в среднем 13,3м.

 Колебания  общей толщины триасовых продуктивных  горизонтов составляют 11,6-31,6м. Эффективные  нефтенасыщеные толщины изменяются в пределах от 5,8 м до 25,6 м.

Коэффициенты  песчанистости, расчлененности, характеризующие  неоднородность продуктивных горизонтов изменяются соответственно в пределах  0,63-0,81 и 1-3,5. Значения этих коэффициентов  по горизонтам, а также характеристика прерывности приведены в таблице 2.1.

 

 

 

 

 

Таблица 2.3.

          Статистические показатели характеристики неоднородности пластов, горизонтов.

 

№№	Горизонт	Кол-во	коэфициент		Коэффициент		характе-
п/п		скважин	песчанистости Кп		расчлененности Кр		ристика
		исп-х для	среднее	коэффиц.	среднее	коэффиц.	прерывис-
		опред-я	значение	вариации	значение	вариации	тости
1	Ю-I	102	0,81	0,24	1
2	Ю-II	169	0,66	0,29	3,5	0,25
3	Ю-III	19	0,76	0,16	1,6	0,63	0,7
4	Ю-IV	9	0,63	0,32	1,4	0,35
5	Ю-V	19	0,72	0,23	2,2	0,46
6	T-I	7	0,73	0,32	2,4	0,5
7	T-III	2	0,72	0,28	1,5	0,33
8	T-IV	10	0,67	0,18	1,6	0,43
9	T-V	2	0,72	0,28	1,5	0,33