ВВЕДЕНИЕ 3
1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 5
1.1 Общая информация о месторождении……5
1.2 Нефтегазоносность, характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов9
1.3 Сведения о запасах углеводородов 18
2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 21
2.1 Текущее состояние разработки месторождения 24
2.2 Контроль и регулирование разработки 30
2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 34
3.АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА ЮВ1 ВЫНГАПУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ...42
3.1 Анализ эффективности применяемых методов ГТМ………….………………..42
3.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов …………51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 58
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 60
Данная аттестационная работа посвящена анализу эффективности разработки объекта ЮВ1 Вынгапуровского месторождения.
Работа состоит из трех частей, первой из которых является – общие сведения об месторождении, в данной главе представлены географическая характеристика месторождения, сведения о нефтегазоности, запасах углеводородов.
Вторая глава - сведения о текущем состоянии разработки месторождения, где представлена информация о текущем состоянии разработки, сравнении проектных и фактических показателей разработки.
Третья глава – анализ эффективности разработки пласта ЮВ1 Вынгапуровского месторождения.
В заключении представлены основные выводы, которые были получены в ходе выполнения работы.
Целью итоговой аттестационной работы является проведения анализа эффективности разработки объекта ЮВ1 Вынгапуровского месторождения. Исходя из цели работы, были поставлены следующие задачи:
Рассмотреть общие сведения о месторождении, нефтегазоносность;
Рассмотреть особенности геологического строения Вынгапуровского месторождения;
Рассмотреть существующую систему разработки объекта Вынгапуровского месторождения, выявить недостатки в реализуемой системе разработки, предложить мероприятия по их устранению
Основные выводы:
Объект ЮВ1 введен в эксплуатацию в 1988 году. По территориальной принадлежности промышленные запасы пластов объекта, расположенные в границах трех лицензионных участков, относятся к двум автономным округам (ЯНАО и ХМАО).
На 01.01.2016 г. на объекте числятся 184 скважины, из них 102 добывающих, 57 нагнетательных и 25 в контрольном фонде. В добывающий фонд входят 78 действующих (из них 20 скважин эксплуатируются совместно), 11 скважины в бездействии, 1 в освоении, 5 в консервации и 7 скважин ликвидировано. В нагнетательном фонде находятся 49 действующих скважин (8 из которых в совместной эксплуатации), 6 в бездействии, 1 в освоении, 1 в консервации.
По состоянию на 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти по объекту ЮВ1 составила 4 753 тыс.т, или 5,6 % в общем отборе по месторождению. За весь период эксплуатации добыто 12 130 тыс.т жидкости, накопленный водонефтяной фактор составляет 1,6 д.ед. Отбор от НИЗ составляет 40,7 % при обводненности 77,1 %, текущий КИН – 0,133 д.ед.
Добыча растворенного газа на 01.01.2016 г. составила 2910 млн.м3, при начальных газосодержаниях пластов объекта 116-873 м3/т. Процент использования составил 96,2 %.
Максимальный уровень добычи был достигнут в 2012 году – 490,4 тыс.т (при темпе отбора от НИЗ – 4,2 %), при максимальном действующем фонде добывающих скважин. В 2015 г. по объекту добыто 417,7 тыс.т нефти, при темпе отбора от НИЗ – 3,6 %, и 1 825,7 тыс.т жидкости. Средний дебит нефти добывающих скважин составляет 13,5 т/сут, дебит жидкости – 58,8 т/сут.
В 2011 году годовая добыча нефти на 7,9 % ниже проектной и составляет 286,4 тыс.т (по проекту 311 тыс.т), при обводненности 68,2 % (проект – 72,2 %). Закачка ниже запланированного уровня на 19,7 % (проект – 1093,1 тыс.м3, факт – 961,6 тыс.м3), что можно объяснить нехваткой действующих нагнетательных скважин (проект – 24, факт – 21). В 2012 году годовые показатели ниже проектных по причине ввода в разработку низкопродуктивных скважин. Дебит новых скважин ниже проектного и составляет 30,8 т/сут (проектный – 83,9 т/сут).
За период действия ТСР 2013г.[1] (2013-2015 гг.) на объект было пробурено 27 скважин, из которых 22 добывающие (по проекту – 32 ед, в т.ч. 21 добывающая), переведены с других горизонтов 13 единиц (по проекту 6), с неработающих категорий - 9 единиц (по проекту 0). Планировалось бурение 10 боковых стволов, по факту пробурили 6.
После 2013 года уровни добычи нефти возросли и находятся в пределах допустимых отклонений. Добыча нефти в 2013 году превысила проектную на 2,5 % и составила 472,1 тыс.т (проект – 460,5 тыс.т), при этом дебит нефти ниже проектного на 6,4 % (проект – 17 т/сут, факт –15,9 т/сут), что объясняется большим временем работы скважин.
В 2014 году в разработку вошла залежь в районе скважины 180ПО, часть которой территориально принадлежит к Новогоднему ЛУ. Годовая добычи нефти составила 477,5 тыс.т, что на 9,1 % выше проектного значения, отбор жидкости составил 1619,5 тыс.т (проект – 2113,5 тыс.т).
В 2015 г. добыча нефти соответствует проектной и составляет 417,7 тыс.т. (по проекту 415,0 тыс.т.). Отбор жидкости ниже проекта на 10,6 % (по проекту 2042,6 тыс.т, по факту 1825,7 тыс.т.). В действующем фонде добывающих скважин 78 скважин, меньше проектного значение на девять скважин (по проекту 87). Обводненность составила 77,1 % (по проекту 79,7 %). Закачка воды составила 2275,4 тыс.м3, что на 17,2 % ниже проекта (по проекту 2747,5 тыс.м3). Действующий фонд нагнетательных скважин на две скважины больше проектного и составляет 49 скв, средняя приемистость нагнетательной скважины составила 129,9 м3/сут (по проекту 171,5 м3/сут).
