История Самотлора

История Самотлора Реферат

Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие — состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

3.6 Техника и технология ГРП

Техника ГРП.

При проведении операции по обработке скважины гидравлическим разрывом пласта участвует большое количество различной техники. Ниже приводится ее описание.

Оборудование капитального ремонта скважин.
Прежде, чем провести процесс гидроразрыва, необходимо подготовить скважину. Для этих целей существуют несколько бригад КРС. В их задачи входят спуско-подъемные операции, изоляция обводнившихся пропластков (если таковые есть), если необходимо, изоляция отдельных пластов, установка пакера для изоляции затрубного пространства.

При всех этих операциях используется оборудование, применяемое любой бригадой по капитальному ремонту скважин, как например: агрегат А-50, и т.д.

Насосный агрегат —
служит для транспорта проппанта, жидкости разрыва, создания давления в нагнетательной линии, а также на преодаление сил трения при транспортировке в скважину жидкости разрыва и проппанта.

Смеситель(блендер)-
предназначен для перекачки различных жидкостей при высоких подачах (8->10 м3/мин) и постоянном давлении. Эти характеристики весьма важны для работ по гидроразрыву, для которых и была разработана конструкция смесителя.

Смеситель подает жидкость под сравнительно низким давлением, приблизительно 700 кПа, к насосным агрегатам, которые закачивают жидкость под значительно более высоким давлением до 70 Мпа. Смеситель обеспечивает дополнительно возможность добавлять химреагенты и проппанты в процессе работы при концентрации песчанно-жидкостной пульпы до 2400 кг/м3.

Без смесителя было бы очень сложно, даже невозможно, достижение такой комбинации скорости подачи и концентрации проппанта. Кроме того, смеситель может производить откачку обратно в емкость, откуда поступает жидкость, что позволяет готовить жидкости до их подачи на насосы высокого давления.

Песковоз-
предназначен для погрузки проппанта, доставки проппанта к месту проведения ГРП, дозирования песка в растворе ГРП посредством ленты конвейера для подачи песка. Устройство установлено на шасси грузового автомобиля и оборудовано емкостью для песка и системой подачи песка для его разгрузки из емкости для песка в емкость смесителя. Конвейер приводится в действие гидравлическим способом и контролируется электроникой.

Автомобиль для перевозки химических реагентов.
Служит для доставки, закачки хим.реагентов к скважине, а также дизельного топлива для заправки техники. Он также служит инструменталкой для небольших, особо важных на месторождении запчастей.

Передвижная станция «Йокогава»-
предназначена для регистрации всех параметров ГРП, когда происходит этот процесс. Таковыми параметрами служат: давление в нагнетательной линии, давление в затрубном пространстве, подача проппанта, суммарное количество закаченного проппанта, подачи жидкости.

Трубовоз ГРП.
Назначение трубовоза ГРП — перевозка труб, молотков инструмента и приспособлений, а также частей насоса. В дополнении к специальному устройству платформы для перевозки металлических изделий, на трубовозе находится кран. Этот кран используется для погрузки песка и установки манифольда и др.

Система регулирования подачи песка.
Эта система разработана для регулирования скорости подачи песка в ленточных конвейерных системах путем автоматического изменения выходного сигнала, выдаваемого на гидравлическое управляющее устройство конвейера.

Данная система предоставит оператору следующие возможности: ручное регулирование скорости подачи песка (кг/мин); автоматическая установка концентрации песка (кг/м3); или программирование и выполнение серий стадий, включая наклонную стадию. Для дальнейшего управления предусмотрен аварийный режим регулирования, который непосредственно управляет контроллером гидравлического конвейера, не требуя никакого сигнала обратной связи от скорости.

Программное обеспечение этой системы является частью серии микроконтроллеров. Они включают в себя следующие системы: регулирование подачи песка, управление уровнем, управление жидкими добавками, управление сухими добавками и перемешивание с постоянной плотностью.

Все программное обеспечение, разработанное для контроллеров, представляет собой систему сбора данных и управления в реальном режиме времени. Главный управляющий алгоритм для системы регулирования подачи песка — это прямое пропорциональное регулирование.

Также для проведения ГРП используется различное оборудование, такое как, линия высокого давления для связи смесителя, насосных агрегатов со скважиной, специальное НКТ, пакер, буллиты для хранения воды, и т.д.

Технология ГРП.

По прибытию на скважину все необходимое оборудование устанавливается по схеме, показанной в приложении данного раздела. После установки оборудования, сборки нагнетательной линии, происходит опрессовка скважины. Опрессовка служит проверкой для собранной линии высокого давления. После опрессовки, если все в порядке с линией нагнетания, происходит процесс ГРП.

Сам процесс ГРП можно разделить на три стадии:

· Создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается.

· Поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппанта будет возрастать пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости.

· Откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым облегчая его извлечение. Все загущенные растворы, закачиваемые в скважину, имеют точку разрыва, поэтому важно следовать схеме.

3.7 Методика оценки эффективности

Общие положения.

Как и большинство известных методик, используемая методика основана на определении характеристик вытеснения по известным фактическим данным о добыче нефти и жидкости, используемых затем при построении базового варианта (без ГТМ), для последующего сравнения его показателей с фактическими данными (после ГТМ).

Отличием данной методики от известных является то, что благодаря использованию при аппроксимации фактических показателей функциональных зависимостей весьма общего вида удалось снизить число рассматриваемых зависимостей до двух. При этом в основе своей, обычно используемые зависимости различных авторов являются частными случаями двух данных и поэтому обладают, как правило, более низкими аппроксимирующими свойствами.

Дополнительно используемая процедура уточнения результатов позволяет более точно подобрать фильтрационные и емкостные параметры настраиваемых зависимостей. Автоматический режим выбора определяемых параметров не исключает возможности для пользователя выбирать ручной режим настройки по конкретной зависимости и (или) по заданному числу последних точек истории.

Модельное обоснование.

Обычно для выбора базового варианта используются методики, сводящиеся к аппроксимации фактических показателей функциональными зависимостями в таких переменных, как текущая или накопленная добыча нефти и жидкости, обводненность продукции и т.п. Как правило, эти зависимости представляют собой уравнения линейной регрессии в той или иной специально выбранной системе координат, а коэффициенты этих уравнений являются определяемыми параметрами.

Применяются, впрочем, и зависимости с нелинейно присутсвующими неизвестными параметрами. Многие методики оценки эффективности, основанные на аппроксимации текущих величин добычи нефти, воды, обводненности и т.п от времени описываются зависимостями специального вида (например, стандартное описание текущей добычи нефти кривыми падения добычи — «declineanalysys»), которые очень чувствительны к влиянию технологических причин : запланированные или случайные остановки скважин, изменение режимов работы скважин.

По этой причине следует отдавать предпочтение методикам, в которых такое влияние малосущественно. Одной из основных причин в данном контексте является зависимость Qн(Q) — накопленной добычи нефти Qн от накопленной добычи жидкости Q, для которой влияние многих технологических причин проявляется во времени, как правило, лишь в изменении скорости пробегания точкой (Q(t), Qн(t)) кривой Qн(Q) при неизменном виде последней.

Тем самым можно говорить, что в терминах данной зависимости, в основном, учитываются фильтрационные свойства дренируемой части пласта. Более того, почти все существующие «именные» зависимости могут быть переформулированны в терминах функции Qн(Q), и коэффициенты соответствующих уравнений линейной регрессии будут входить в нее уже нелинейно.

По этой причине соответствующие методики должны считаться методикой одного типа, сводящейся к нахождению зависимости Qн(Q), и различаться при этом лишь конкретным видом этой функции и упрощенным (сведение к линейной регрессии) способом определения ее параметров.

Некоторые считающиеся различными методики — например, методики Ревенко и Казакова — можно привести при этом к одной и той же зависимости Qн(Q), и тем самым они являются совпадающими в указанном смысле. Именно нахождение зависимости Qн(Q) и лежит в основе используемой в данной программе методики выбора варианта при оценке эффективности ГТМ.

Особенно важен тот факт, что в данной методике отсутствует излишняя двойная процедура перехода сначала от поверхностных к пластовым, а затем от пластовых к поверхностным условиям. Несложно показывается эквивалентность рассматриваемых задач определения параметров эмпирических зависимостей Qн(Q) или Qн(t) в пластовых и поверхностных условиях, что и дает основание для использования в программе только поверхностных величин, измеряемых в соответствующих массовых или объемных единицах.

Аналитические зависимости:

Приведем список используемых обозначений. Физические размерности соответствующих величин предполагаются согласованными.

qн, q=qж — добыча нефти и жидкости;

qв=q-qн — добыча воды;

dв=q-qн — дебиты нефти и жидкости;

dв=d-dн — дебит воды;

Qн, Q=Qж — накопленная добыча нефти и жидкости;

Qв=Q-Qн — накопленная добыча воды;

Qо — подвижные запасы;

f=qв/q — (средняя) обводненность;

«n» — индекс значения соответствующей величины в последней точке истории;

М — число точек истории, по которым определяются параметры зависимостей.

Вариант Qн(Q)

1.Используемые в методике для аппроксимации Qн(Q) две аналитические зависимости являются весьма общими в том смысле, что содержат в себе как частные случаи почти все известные зависимости.

Первая из них, LR — зависимость

Qн=Qо-(Qо-QHn)*exp{-I*(Q/Qн-I)-r*ln(Q/Qn)}

дает при r = 0 формулу Лысенко, а при I = 0 зависимость Ревенко. Анологично частными случаями данной зависимости являются зависимости Камбарова, Борисова-Пирвердяна, Казакова.

Вторая зависимость, названная АВ для простоты, записывается в виде:

(Qо-QHn)*(QH-QHn)/(Qо-QH) = A*(Q-Qn) B*(QH-QHn),

обобщает ряд известных зависимостей (например, зависимость Назарова — Сипачева). В зависимостях LR и AB определяемыми величинами являются, соответственно, параметры:

Qо, I, r и Qо, A, B.

2. После настройки параметров зависимостей LR и AB в данной методике осуществляется дополнительная корректировка настройки в рамках следующей идеологии:

дренируемые запасы скважины считаются состоящими из 2-х частей, в которых вытеснение описывается зависимостями LR и AB, соответственно определяют доли m и l-m этих частей запасов с одновременным уточнением величины самих подвижных запасов.

Такой автоматический «анализ-уточнение» используемых зависимостей в терминах статистических критериев, содержащих среднеквадратичные отклонения, не позволяет однако (как и во всех прочих методиках) осуществлять оптимальный выбор числа точек истории, по которым велась бы настройка параметров зависимостей.

Вместе с тем может оказаться, что при настройке по всем точкам истории одна из рассматриваемых зависимостей лучше будет описывать начальный этап вытеснения, а вторая — конечный, и тогда автоматическое уточнение приведет к зависимости, хорошо описывающий весь этап истории. Именно это рассуждение может служить достаточным обоснованием выбора всех точек истории в качестве точек настройки.

Данный пример приводит в итоге к единой зависимости Авто,
для которой пользователю остается выбрать оптимальное число точек настройки, используя для этого либо статистические критерии, либо средства визуализации.

К числу статистических критериев по степени значимости относятся:

а) выбор интервала настройки из условий минимальной среднеквадратичной ошибки в интервале стабилизации прогнозной величины подвижных запасов нефти;

б) выполнения условия стабилизации величины подвижных запасов в интервале прогноза;

в)выполнения условия минимальной величины среднеквадратичного отклонения в интервалах прогноза.

Варианты Qн(t) и dн(t)

Основной вариант, описанный выше, может давать надежные прогнозные данные при значительной (более 45%) обводненности продукции. При малых значениях обводненности для получения базовых уровней добычи в качестве основной выбирается зависимость Qн(t) — накопленной добычи нефти от времени и dн(t) — дебита нефти от времени, определение параметров которых можно проводить как в обычном, так и в «накопленном» времени, учитывающем только реальное время работы скважины.

Эти два варианта эквивалентны нахождению кривых падения текущей добычи нефти и текущего дебита нефти, соответственно. Использование в расчетном блоке зависимостей LR и AB и Авто существенно расширяет класс кривых, обычно используемых в стандартном анализе падения добычи нефти.

Расчет дополнительной добычи нефти и программная реализация.

Определение дополнительной добычи нефти за счет внедрения мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов.

Дополнительная добыча нефти за счет подключения ранее недренируемых запасов (за счет увеличения нефтеотдачи) определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом фактического темпа отбора жидкости), из объема фактически добытой нефти за отчетный период.

Определение дополнительной добычи нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта.

Дополнительная добыча нефти за отчетный период за счет внедрения новых технологий, обеспечивающих увеличение темпов отбора жидкости (интенсификация разработки), определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом темпа отбора жидкости, существовавшего до внедрения мероприятия), из объема добытой нефти, вычисленной по прогнозной характеристике вытеснения при фактическом темпе отбора жидкости.

Дополнения и частные определения.

Расчет эффективности работ по внедрению новой техники с расщеплением объема дополнительной добычи нефти на составляющие (интенсификация — нефтеотдача), включая определение сокращения объемов попутно добываемой воды, возможен лишь при настройке модели по варианту Qн(Q).

При производстве работ на скважинах, ранее не находившихся в фонде освоения, возвратные скважины), при расчете базовой добычи нефти необходимо придерживаться следующей последовательности:

Ю выбираются скважины аналоги.(как правило, это ближайшие скважины, характеризующиеся сходными геолого-геофизическими характеристиками, идентичными условиями вторичного вскрытия);

Ю эффективность ГТМ на искомой скважине определяется по соотношению:
DQн=Qжфакт. * (fнфакт. — fна) ,где

DQн-прирост добычи нефти за отчетный период;

Qжфакт.-фактический дебит жидкости скважины, в которой проведены работы, за отчетный период;

fнфакт.-фактическая доля нефти в продукции скважины за отчетный период;

fна-доля нефти в скважине, выступающей в качестве аналога;

В случае отсутствия представительных данных об истории разработки за период, предшествующий производству работ, и невозможности определения базовой добычи эффект от производства работ по интенсификации притока определяется по формуле:

DQн=Qжфакт. — Qжбаз. * fнфакт. ,где

Qжбаз. (базовая добыча жидкости) — может быть принята по скважинам аналогам.

3.8 Анализ эффективности проведенных работ по ГРП

Работы по гидроразрыву пласта проводились на трех основных объектах. В целом успешность работ составила 93.7% (из 253 скважин зафиксированно увеличение добычи нефти по 237). По объекту АВ13 количество успешных скважин 94 из 100, что соответственно равно 94% (78 успешных скважин из 86), по объекту БВ10 достигнута самая высокая успешность 96.9% (из 65 скважин только в 2 произошло снижение добычи нефти).

Для дальнейшего анализа продуктивные отложения объектов, стимулированных ГРП, поделим на два типа: 1-наличие в разрезе ГСК; 2-представлен коллекторами классов ПК, СПК.

По объектам группы АВ гидроразрыв пласта проводился приемущественно в коллекторах классов ПК, СПК. По объекту АВ13 доля таких скважин от общего числа составляет 65%, по объекту АВ2-3 — 75%. По объекту БВ10 наибольшее число проведенных операций приходится на коллектора классов ПК и СПК — 85%.

Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 (а)

Рисунок 3.1 (б)

По всем объектам отмечается высокая успешность ГРП в разрезе 2 типа (ПК,СПК): АВ13 — 98.5%, АВ2-3 — 92.2%, БВ10 — 98.2%. В скважинах, вскрывших разрез с присутствием ГСК, успешность оказалась несколько ниже: АВ13 — 85.7%, АВ2-3 — 86.3%, БВ10 — 90%.

Рисунок 3.1 (с)

В рамках данной работы был проведен расчет дополнительной добычи нефти по скважинам от проведения ГРП. Распределение объемов дополнительной добычи и фонда стимулированных скважин по годам и по объектам приведено в таблице 3.2 (в расчет взяты скважины, ГРП по которым выполнен на 1.01.1995 г.).

Таблица 3.2
Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т).
ГодыОбъект АВ1(3)Объект АВ2-3Объект АВ4-5Объект БВ8Объект БВ10Итого

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

Скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

199267897451494994621739691
199334501189852455217137193662802209204
19943807091002147878620211504132373565921749253
19953052441002326248651416323129378965838494253

Рисунок 3.2 иллюстрирует применительно к основным продуктивных объектам приведенную к единой дате динамику приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП.

По объекту АВ13
в первые месяцы после ГРП прирост дебита нефти составляет около 20 т/сут, через год его величина снижается на 30% (14-15 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается в 2 раза (до 10 т/сут).

По объекту АВ2-3
разброс значений прироста дебита во времени относительно высок и, практически на протяжении всего периода колеблется на уровне 12 т/сут, снижаясь на последнем отрезке анализируемого периода (через 2.5 года) до 9-10 т/сут.

По объекту БВ10
в первый год после ГРП прирост дебита нефти находится в диапазоне 20-25 т/сут, через 2 года его величина снижается примерно на 20% (17-18 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается до 15-16 т/сут.

Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, проводимого СП «Самотлор Сервисиз» в условиях Самотлорского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 15-20 т/сут, и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом (3-3.5 года).

Оценивая эффективность гидроразрыва, следует иметь в виду две его составляющие — эффект от интенсификации добычи (который проявляется увеличением дебита скважин по жидкости) и эффект от увеличения нефтеотдачи (иллюстрацией которого является замедление темпов обводнения продукции скважин, стимулированных ГРП).

Рисунок 3.2 (а)

Рисунок 3.2 (б)

Рисунок 3.2 (с)

Ниже рассмотрена динамика дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП и динамика их обводненности.

Динамика дебитов скважин по жидкости.
Рисунок 3.3 иллюстрирует динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП по основным объектам производства работ. Дебиты скважин приведены к одной дате.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебитов жидкости составляет около 30 т/сут на скважину. Темп падения прироста изменяется от 28% в первом году после производства работ до 25% к концу анализируемого периода. Таким образом, за 3 года наблюдается снижение прироста дебита жидкости примерно вполовину.

По объекту АВ2-3 отмечается стабилизация прироста дебита жидкости на протяжении всего рассматриваемого периода, величина его составляет примерно 17т/сут. По объекту БВ10 после производства работ в течении первого года величина прироста дебита жидкости равна 35-40 т/сут на скважину, к концу анализируемого периода (3 года) еговеличина снижается примерно вдвое (до 20 т/сут).

Рисунок 3.3 (а)

Рисунок 3.3 (б)

Рисунок 3.3 (с)

Определяющее влияние на динамику дебитов жидкости при проведении ГРП оказывает энергетическое состояние залежи. Рассмотрим динамику дебитов жидкости и пластовых давлений на нескольких конкретных примерах.

В зоне скважины 1286 (пласт АВ13) до производства ГРП пластовое давление было на уровне первоначального (180-200 атм.). После производства работ (01.93) было отмечено резкое падение пластового давления (до 140 атм.), что повлекло за собой снижение дебита.

Скважина находится в зоне стягивания вдали от линии нагнетания. При переводе под закачку в июле 1995 года близлежащей скважины 16850 пластовое давление выросло до 180 атм., что близко к значению пластового давления в скважине до производства ГРП. В результате наблюдается рост дебита жидкости.

Обратные примеры отмечены в скважинах 1453, 27307 того же объекта. Здесь производство ГРП повлекло за собой снижение пластового давления не компенсированное мероприятиями по интенсификации системы заводнения. В результате достигнутое в первые месяцы после ГРП значительное увеличение дебитов жидкости через 1.5-2 года было сведено к минимуму.

Анологичная картина наблюдается и по объекту БВ10. Здесь в зонах скважин 12284, 12898 удовлетворительное энергетическое состояние залежи (обеспеченное запуском под закачку скважин 30254, 60428, 12034, 12032) обусловило стабильно высокие приросты дебитов жидкости.

Таким образом, проведенный анализ показал, что в первые месяцы после производства ГРП прирост дебита скважин по жидкости составляет в среднем 25-30т/сут. Дальнейшая его динамика определяется энергетическим состоянием залежи в районе производства работ.

В силу чего, величина этой составляющей эффекта во многом зависит от степени реализации проектных решений в области ППД. Очевидно, что производству ГРП должен сопутствовать комплекс мероприятий по интенсификации системы заводнения в районах массового производства работ.

Динамика оббводненности продукции скважин.
Проведенный анализ свидетельствует о том, что влияние ГРП на динамику обводненности продукции скважин в целом положительно на всех продуктивных пластах (рис. 3.4-3.6) — кривая фактической обводненности проходит гораздо ниже базовой.

Рассмотрим динамику обводненности применительно к различным типам разреза, вскрытого скважинами, стимулированными ГРП.

Зависимости, приведенными на рисунках 3.4-3.6 иллюстрируют, что положительное влияние ГРП на динамику обводнения происходит, главным образом во 2 типе разреза (ПК и СПК), где обводненность скважин вследствии ГРП снижается в среднем на 20-30%. Тогда как в разрезе 1 типа (присутствие ГСК) изменения обводненности практически не происходит.

Рисунок 3.4

Рисунок 3.2 приведенная к единой дате динамика приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных грп

Рисунок 3.3 Динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП

Рисунок 3.4-3.6 Динамика обводненности применительно к различным типам разреза, скважин стимулированными ГРП

Таблица 3.3 Количественная оценка эффекта от ГРП по объектам БВ10, АВ1(3), АВ2-3

Таблица 3.4 Геологическая характеристика разреза скважин участка пласта АВ13

Таблица 3.5 Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта АВ1(3)

Таблица 4.1 Информация, принятая для анализа экономической эффективности проведения ГРП

Таблица 4.2 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО «Самотлорнефть» за 1993 год, млн. руб

Таблица 4.3 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО «Самотлорнефть» за 1994 год, млн. руб

Таблица 4.4 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО «Самотлорнефть» за 1995 год, млн. руб

Таблица 4.5 Экономические результаты проведения ГРП на скважинах ОДАО»Самотлорнефть»

Рисунок 4.1(а) Соотношение средней цены реализации 1т нефти и себистоимости 1т нефти по ОДАО»Самотлорнефть»

Рисунок 4.1(б) Соотношение условно-переменных расходов на 1т нефти по ОДАО»Самотлорнефть» и возмещение затрат СП»Самотлор Сервисиз» за подъем 1т нефти

Рисунок 4.2 Изменение соотношения основных составляющих условно- переменных затрат на добычу нефти в 1993-1995 гг.

1.Геологическое строение Самотлорского месторождения

1.1 Введение

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти.

Работы треста” Востокнефть” в период с 1934 г по 1937г на территории Западно — Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы.

2. Характеристика Самотлорского месторождения – объект ГРП

2.1 Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода

2.1.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров “лысых” по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху.

Рефераты:  Реферат: Устройства хранения информации 3 -

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского,кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне -оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки.

Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон.

Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям.

На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, конь-якского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различаю-щихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами.

Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м.

2.1.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж — мезозойско-кайнозойский — типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты.

Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке — с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере — с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р.

Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка — Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении.

Все выявленные локальные поднятия — типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной — поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту.

Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка:

Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой — 2400м.

На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами — 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина — наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский — валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие.

Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ — карта горизонта “М“.

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы — коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

Таблица 2.1

ОДАО Самотлорнефть

Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов

ОбъектТипБалансовыеИзвлекаемыеКонечныйНакопл. добычаОбводн.Отбор отТекущийДейств. фонд
коллекторазапасы, тыс.тзапасы, тыс.тКИНнефти на 1.01.96%НИЗ, %КИНдобыв. скв.
ГСК114428696260,613743680,853,80,327138*
АВ1(3)ПК49041244970,4991055858,943,10,215164*
Всего163469941230,5754799581,250,90,293302
ГСК1865831056570,5666598981,362,40,353128*
АВ2-3ПК124389603280,485256636742,50,206279*
Всего3109721659850,5349165286,555,20,294407
ГСК1889496550,511495570,751,30,26227
БВ10ПК51084212850,4161054856,749,50,20683
Всего69978309400,442155035950,10,221110
*- действующий фонд расчитан по доле выработки

2.1.4 Типы месторождений

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м3/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл.АВ2 Мегионское-0,2м3/сут, БВ9 Нонг-Еганское-1,2м3/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

· по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты)

· по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи.

· по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.)

На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл.БВ8 Повховского — пластово сводового типа, пл.БВ22 Аганского -литологически экранированного типа, пл.БВ1, БВ7 Ватинского — пластово- стратиграфического типа.

· по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный)

· по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

Поверхность фундамента в пределах Нижневартовского свода вскрыта на глубинах 2586-3100м. Наиболее глубокое залегание фундамента отмечено на Локосовской площади в скв.31(3162м), а наиболее высокое на Ватинской площади в скв.14 (2586м).

На Самотлорском куполовидном поднятии, где по всем горизонтам мезозойско-кайнозойского платформенного чехла отмечается наиболее высокое положение горизонтов, фундамент вскрыт на глубине 2743м.

Породы фундамента на данном поднятии вскрыты разведочными скважинами 8р, 39р, 59р, 126р (Черногорская).

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты

В дальнейшем интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. Сейчас эта проблема актуальна и необходимо произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных пород.

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний — морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя — аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями.

Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м.

Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя — сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше — толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.

Общая мощность вартовской свиты — до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя — сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.

Общая мощность отложений алымской свиты — 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела — преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки — переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Таблица 2.2
Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО»Самотлорнефть» на 1.01.96 (Категория запасов А В С1)
ОбъектБалансовыеИзвлекаемыеКИН

Накопленная

Добыча нефти

на 1.01.1996

Остаточные

Извлекаемые

запасы

Отбор

от НИЗ

Текущий

КИН

тыс.ттыс.тд.ед.тыс.ттыс.т%д.ед
АВ1(1-2)139467265340,1992264420,30,001
АВ1(3)163469941230,5754799,546128510,294
АВ2-33109721659850,534916537433255,20,295
АВ4-53993362289820,5731540447493867,30,386
АВ6-8549219080,347578133030,30,105
БВ0-210583060,28992972,90,009
БВ84773133033400,6362642363910487,10,554
в т.ч. БВ8(0)46144254090,5511576238336,20,034
БВ1069978309400,442155251541550,20,222
БВ19-22112370,33370,00,000
ЮВ111944790,401144652,90,012
ИТОГО15683918526340,54457387027848867,30,366
Таблица 2.3

Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996

ОДАО «Самотлорнефть»

Категория скважинАВ(1 2)АВ1(3)АВ2-3АВ4-5БВ8БВ10Всего
Добывающие
Всего426469265406562522783
в т.ч. действующ.63024072463081101228
Безд-ющие232884142282361091169
в освоении124816
Ликвидированные31546203612129
контр./пьезометр.104059447213241
в консервации

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой — 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них — собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия.

Структура оконтурена изогипсой — 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина — наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой — 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой — 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1°45’.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%.

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода — Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с a сп ³ 0,35-0,6.

Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по a пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. — 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры – 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок — 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК — 1611м. Размер газовой шапки 34*24км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 65*40км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой a пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород — прослои с a пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники — прослои с a пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами.

На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке — 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56*38км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 20*17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Таблица 2.4
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)
Год

Добыча

нефти

Добыча

жидкости

Накопл.

Добыча нефти

Накопл. добыча

жидкости

Дебит

Нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ. фонд

добыв.

тыс.ттыс.ттыс.ттыс.тт/сутт/сут%сутскважин
119721,11,11,11,115,415,40,0070,52
21973108,3108,3109,4109,494,994,90,001141,59
31974461,0463,3570,4572,7105,5106,00,50436815
41975302,5309,4872,9882,181,283,12,233723,511
51976419,8468,61292,71350,7115,6129,010,413631,516
61977937,4995,02230,12345,7116,1123,25,79807733
719781399,61640,13629,73985,8102,9120,614,6613603,351
819791827,62088,35457,36074,186,298,512,482120586
919802419,12857,07876,48931,175,388,915,3332133107
1019813062,63854,610939,012785,769,387,220,5544203,5155
1119822781,43630,713720,416416,448,363,023,3957596,8199
1219833186,74105,016907,120521,441,853,822,3776272,6288
1319844733,16323,321640,226844,740,353,825,15117581,3382
1419854016,36490,825656,533335,542,568,738,1294546,1381
1519864153,48713,029809,942048,535,975,352,33115550,9396
1619873826,710463,333636,652511,829,380,163,43130791,6440
1719883334,611934,536971,264446,321,175,572,06158035,2491
1819892831,912184,839803,176631,116,972,776,76167169519
1919902200,212240,442003,388871,513,172,982,03168295519
2019911650,411329,043653,7100200,510,370,785,43160381,3496
2119921210,18638,744863,8108839,28,359,385,99145826463
2219931134,86337,645998,6115176,88,648,082,09131577,1427
2319941020,45018,947019,0120215,711,657,179,6788327365
241995976,05182,947995,0125378,610,756,881,1791412,8310
251996368,42466,048363,4127844,69,060,285,0640995,6307
Рефераты:  Курсовая работа: Понятие и признаки преступления по Уголовному праву. Скачать бесплатно и без регистрации

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. — 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках — 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5*9,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 52*32км, высота — 80м, средняя нефтенасыщенная толщина — 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Таблица 2.5

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта АВ2-3.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

Фонд

добыв.

Скважин

тыс.ттыс.ттыс.ттыс.тт/сутт/сут%сут
1.1971297,8297,8372,6372,6127,4127,40,002338,713
2.1972521,3521,3893,9893,9146,7146,70,003553,621
3.19732289,52335,63183,43229,5200,1204,11,971144254
4.19744178,04200,47361,47429,9176,2177,10,532371681
5.19753279,13393,110640,510823,0124,3128,63,362639177
6.19764227,84619,714868,315442,7155,8170,28,4827135,584
7.19774808,25236,619676,520679,3161,6176,08,1829759,4102
8.19785348,06068,225024,526747,5141,7160,811,8737731,7136
9.19795056,06137,830080,532885,3103125,017,6349082,1161
10.19804523,45771,634603,938656,975,195,821,6360216181
11.19815032,56643,239636,445300,172,595,724,2569419,6218
12.19825315,48465,544951,853765,673,2116,637,2172576,7249
13.19834896,89461,149848,663226,762,5120,848,2478385,4262
14.19845381,310838,455229,974065,159,1119,050,3591071,8327
15.19855336,111165,560566,085230,652,5109,952,21101560417
16.19866723,817257,967289,8102488,540,8104,761,04164647608
17.19875996,422394,973286,2124883,429,3109,473,22204381677
18.19884865,423921,378151,6148804,720,299,379,66240367732
19.19893859,623309,482021,2172114,115,895,483,44244853741
20.19902919,822397,384931,0194511,41292,186,96243394739
21.19912033,720317,786964,7214829,18,887,989,99230095708
22.19921344,314473,788309,0229302,86,570,090,71206492640
23.19931044,310958,789353,3240261,55,557,790,47190236584
24.19941103,58075,690456,8248337,110,173,986,34109694517
25.19951194,78839,291651,5257176,39,973,286,48120804411
26.1996478,33555,092129,8260731,39,268,486,5551740,8396

Рисунок 3.5

Рисунок 3.6

Стоит оговориться, что ввиду малого количества скважин с ГСК по пласту БВ10 и разницей во времени проведения в них работ характер кривой имеет скачкообразный характер. Поэтому в данном случае объективно можно судить об изменении динамики обводненности в течение двух лет после производства работ, когда в расчет принято наибольшее количество скважин.

Таким образом, положительное влияние гидроразрыва сказалось на позитивном изменении основных технологических показателей работы скважин. В результате проведения работ отмечается существенное увеличение дебитов скважин по жидкости а также снижение обводненности продукции скважин, вскрывших разрез представленный прерывистыми (с позиции гидродинамики) коллектором.

Из изложенного можно сделать вывод, что в ГСК эффективность работ по ГРП связана целиком с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время в ПК, СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку недренируемых ранее продуктивных пропластков.

Поскольку эффективность процесса ГРП связана как с интенсификацией добычи, так и с увеличением нефтеотдачи, при расчетах использовался алгоритм, позволяющий выделить в суммарном объеме дополнительно добытой нефти отдельные составляющие, включающие объем прироста нефти, добытой за счет увеличения нефтеотдачи, обусловленной снижением обводненности, и за счет интенсификации притока, обусловленной ростом дебитов скважин.

В таблице 3.3 приведены результаты расчетов по всем скважинам, где был проведен ГРП по состоянию на 1.01.1995г. Проведем анализ по рассматриваемым 253 скважинам.

По объекту АВ13 эффект от нефтеотдачи положителен в 36 скважинах (62%), из них в 28 случаях (78%) разрез представлен коллекторами классов ПК иСПК и в 8 (22%) — ГСК. Отрицательный эффект получен в 22 скважинах, из них в 14 (64%) вскрыты интервалы разреза, представленные ГСК, и в 8 (36%) — ПК.

По объекту АВ2-3 эффект от прироста нефтеотдачи положителен в 49 скважинах (83%), включая 41 скважину (84%), разрез которых представлен ПК и СПК, и 8 скважин (16%) с присутствием в разрезе ГСК. Отрицательный эффект получен в 10 скважинах (17%), из них в 5 скважинах (50%) вскрыты интервалы разреза, представленные ПК, и в остальных 5 (50%) — ГСК.

По объекту БВ10 прирост в нефтеотдаче получен в 22 скважинах (71%), вскрывавших разрез класса ПК. Отрицательный эффект от нефтеотдачи получен в 9 скважинах (29%): 6 скважин (67%) находятся в зоне развития прерывистого коллектора, в них перфорацией вскрыты интервалы пониженной нефтенасыщенности; 3 скважины (33%) содержат ГСК в кровле. Рассмотрим несколько характерных скважин.

В целом по всем объектам положительный эффект от нефтеотдачи получен в 107 скважинах (72.3% случаев), из них в прерывистых коллекторах — по 91 скважине (85%) и в ГСК по 16 скважинам (15%). Отрицательный эффект получен в 41 скважине (27.7% случаев), из них в ПК, СПК — по 25 скважинам (61%) и в ГСК по 16 скважинам (39%).

Таблица 3.3
Количественная оценка эффекта от ГРП по объектам БВ10, АВ1(3), АВ2-3.
№ п/пСКВ.КУСТ

ДАТА

ГРП

РЕЖИМ

ДО ГРП

РЕЖИМ

ПОСЛЕ ГРП

ВРЕМЯ

РАБОТЫ

РЕЖИМ

БАЗОВ.

ДОБЫЧИ

РЕЖИМ

НА 01.11.96

НАКОПЛ.

ДОБЫЧА

НЕФТИ

НА 01.11.96

ДОПОЛН.

ДОБЫЧА

НЕФТИ

(тонн)

Q
Н

т/сут

Q
Ж

м3/сут

Q
Н

т/сут

W

%

Q
Ж

м3/сут

Q
Н

т/сут

W

%

сут.суммарн.т/сут

ОДАО «САМОТЛОРНЕФТЬ»

САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПЛАСТ БВ10

112221118124.мар.924,12613,5391568,53376,01,533,022,320,076187,065120,8
212226118227.мар.929,81912,7211545,09478,83,153,014,667,061096,041138,5
337130120606.апр.924,65842,9111416,04102,21,55,04,13,020874,010648,3
461655308.апр.924,48266,34299,01024,11,50,00,00,052334,010531,3
540016137615.апр.929,75342,641396,09312,63,33,36,970,058073,032980,9
612895118917.апр.924,4148,314925,92761,31,50,00,00,017023,010207,0
737495136319.апр.927,42518,1141475,36257,82,219,013,315,043348,027767,1
812666137623.апр.929,95847,141489,011222,84,030,014,742,062691,040539,7
912667137830.апр.922,9312,6901485,010485,43,828,05,775,044758,022785,0
1060519710.май.927,414798,8201528,06413,52,124,012,040,059308,010319,5
1112151108118.май.9287156,751057,013414,25,70,00,00,0172026,041758,3
121242264024.май.929,34031,551513,520211,98,940,010,070,0126454,028476,3
1312150120609.июн.928,756446892,04386,42,421,017,52,033916,023027,4
1413465137318.июн.929,93420,5291419,07493,72,312,05,050,016959,05973,9
1540038137422.июн.929,86648,4131394,09077,63,733,025,110,039109,029551,0
1640036137230.июн.929,22916341311,07293,22,413,08,125,061657,033090,1
1712777137407.июл.9292620,941267,07295,63,029,012,349,037176,028643,0
1840030137211.июл.926,84128201381,05773,62,311,07,026,034529,017002,1
19605445219.июл.927,19559,4251510,05423,01,519,03,280,0147826,033614,8
201242164028.июл.924,613073,1331452,013263,75,312,06,140,0137093,042597,6
2112892120730.июл.921,5702,396331,0332,21,50,00,00,03946,0404,9
2212663302702.авг.9262418,42415,089,82,10,00,00,0811,0157,7
2312208108115.авг.923,912542,4591223,02740,31,520,02,684,021518,010095,4
2412257121223.авг.921,58144,5341168,01728,61,50,00,00,031036,012928,8
2540035143525.авг.924,12312,735393,02244,91,50,00,00,07233,03564,2
2640031137228.авг.926,36331,341945,03732,42,511,04,056,023926,02951,8
271289179101.сен.925,31712,511415,01822,01,60,00,00,014629,01792,3
2812311121202.сен.923,89362,2211473,03473,11,574,019,768,094855,056975,3
2940026143505.сен.921,5407,5771280,01863,71,528,09,859,024610,022694,7
3030347118608.сен.9261915,261196,04562,52,321,016,84,020507,011515,8
311221115209.сен.924,710047,9431321,012639,66,739,00,0100,058085,09459,8
3234905118617.сен.925,45127,1361080,03552,01,70,00,00,025724,020441,3
338705106018.сен.924,66734,8381371,03373,01,515,00,894,042708,08928,5
341222365918.сен.921,53612,9571447,016899,41,528,07,468,044262,016899,4
3512222118030.сен.925,41510,6151426,05132,72,365,025,453,034121,020647,8
3612105107402.окт.921,5425,784444,0530,91,50,00,00,013669,01112,3
371266277203.окт.924,2268,9581154,03139,41,512,04,060,015240,05801,2
38608177216.окт.9275123,545503,02405,22,60,00,00,037567,09011,3
3912021109518.окт.925,12010391350,028240,713,832,010,461,0170484,057936,3
4012668138422.окт.928,34923,9421249,05715,02,027,016,628,036413,022701,9
4112310120929.окт.924,17722,2661410,02717,01,5155,011,191,049229,027041,0
4212236118305.ноя.921,52112,2321349,02008,51,5104,034,760,055997,051204,6
4312454120606.ноя.920,913190,9171424,030830,014,7107,063,629,0177012,077617,8
4412898117012.ноя.921,54111,1681346,02004,01,581,045,434,043360,040155,5
4512669138414.ноя.925,29361,1221351,04209,41,772,024,260,063363,053785,0
461200352714.фев.937,1301060755,03210,62,40,00,00,046019,01938,8
4712232121508.апр.934,5228,255931,03230,52,80,00,00,015098,02530,5
4812259121314.апр.931,9206,7601031,01594,61,58,04,335,032366,015278,3
491223165918.май.938,810339,9541221,07464,54,250,015,663,0216356,016491,9
5012050109820.июн.934,55020,8501181,03524,71,955,015,267,050217,023668,4
5112033109805.июл.932,95531,7321159,02365,51,572,017,271,0112000,036110,5
521202152917.июл.931,75138,510979,01490,91,525,014,930,028492,011375,0
5312239305012.авг.938,58154,719959,05828,24,00,00,00,039547,030148,9
5412049109626.авг.9386012,575662,05946,29,10,00,00,0126939,0329,6
551200552811.сен.933,7506,285920,02712,72,50,00,00,039791,04683,4
5612084107427.сен.931,5383,290397,0493,41,50,00,00,019144,0862,5
571202052903.окт.931,5307,6701000,01417,71,50,00,00,042992,01527,6
5812707137824.окт.932,7243,483600,01150,51,526,010,254,08433,03760,9
5912704137305.ноя.935,94129,216998,04586,13,529,012,548,026537,018231,4
6012258121209.ноя.931,5303,7851036,01495,91,595,013,284,037872,025809,7
611262793B24.дек.932,13510,9631020,013846,38,0110,041,255,0170967,018138,7
62611196B24.апр.942,52619,313484,01020,31,50,00,00,05619,02642,7
6312284121211.окт.942,173,342560,01229,01,758,011,377,020036,07635,6
6412252118720.ноя.943,84535,27681,02391,93,439,027,516,034915,031891,5
6514521118630.янв.953,1188,642630,01743,12,649,040,03,017623,015262,1
661200653305.фев.952,23612,559595,01188,41,840,07,478,034905,05679,5
6760423148513.мар.955,32411,642338,01599,24,523,017,112,05573,03954,4
6815278148526.мар.954,7204,971554,01684,92,641,033,83,015576,013168,6
6915277148519.апр.955,6136,242462,02347,65,026,011,017,04822,02471,6
7012002Б535г12.июл.952,84320,842439,01090,52,332,010,860,010175,03354,3
711254481б25.авг.953,5102,766261,0813,92,730,013,447,03349,02597,9
7212890308805.сен.952,95339,312405,01034,02,346,020,547,015052,011121,2
7312225118425.сен.952,7143,965131,0166,82,60,00,00,01284,042,7
7412087108727.сен.957,83620,532363,02638,16,858,032,832,060124,05963,4
7537114134511.окт.9524629,624379,0733,51,953,027,538,012970,012262,9
7660417120913.окт.953,74016,650271,0947,03,560,03,094,03073,02121,0
77124568126.окт.9545136,815350,01305,23,542,027,322,013525,011661,3
7812281304805.ноя.952,22920,416346,0750,02,119,012,720,07779,06526,3
7912585133701.дек.959301156270,02149,97,430,09,761,04555,0556,3
801245379106.дек.951,92315,618221,0419,91,931,013,946,05275,03308,8
8112228118010.дек.954,7148,725305,01264,23,922,011,837,018475,01963,0
8212628138411.дек.951,5532446266,0399,01,566,08,285,021766,04028,3
САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. ПЛАСТ АВ1-3
11504453904.май.922433,213,4471118,53250,11,79,02,766,457038,01511,4
227221117907.май.923,22215,515,110111962,71,514,06,644,816543,010319,5
31662754817.май.927,23419,731,57054291,63,30,00,00,021331,02289,9
4119554826.май.924,43626,113,814294755,92,040,018,8447,041442,031608,8
52738975827.май.927,8129100,96,615518429,93,644,024,233,988494,074452,0
6127353929.май.927,78962,117,31493,378382,929,021,410,877892,055789,1
71519550231.май.928,76447,112,7152310585,54,293,033,357,698563,066133,9
82749671005.июн.929,85137,712,2151623202,711,257,022,852,1125193,045740,4
91662554810.июн.928,33323,714,37545316,93,30,00,00,050345,020088,8
10120756129.июн.9210,26747,615,16014210,63,30,00,00,033075,03663,6
112720278805.июл.929,82719,215,787761103,510,04,349,513192,02210,1
122722878816.июл.929,1261627,610636309,13,28,04,829,514707,01947,6
131503454817.июл.9292413,433,29072681,23,10,00,00,035825,01472,3
14127755029.июл.927,12311,143,112076607,43,68,03,646,928047,02460,4
1527200117931.июл.921,57153,79,5112916471,510,05,535,617037,013725,6
1627222117931.июл.923,4219,148,2128627481,515,06,449,513545,08150,6
172717756508.авг.924,62110,938,313354267,32,17,03,640,017819,06825,7
182717556517.авг.924,3151,389,710512815,61,520,06,164,016402,08524,3
191501056529.авг.924,42112,926,613344105,82,011,06,629,721413,07878,1
202719856513.сен.927,85137,611,8130311990,611,212,00,495,963080,0793,1
21145351524.сен.923,54029,114,113333399,21,821,010,042,741279,029541,9
22141651505.окт.921,5194,771,612801873,51,520,03,082,322700,012707,4
23120056506.окт.925,62920,417,212484800,92,48,04,041,927232,08524,5
242738875811.окт.928188,444,913536835,23,279,033,849,053029,026695,9
252721272314.окт.926,63120,121,613276105,92,716,06,452,616743,03494,7
261527356619.окт.923,8208,451,39422742,92,317,05,561,412713,03890,1
271511751520.окт.924,72920,813,910364136,13,523,05,670,816527,03034,7
282749771022.окт.9220,220241,275,776810018,39,212,09,010,2124816,010775,0
291508266801.ноя.928,33514,451,112945553,72,335,010,165,331159,011544,5
301599556607.ноя.927,75614,369,513727835,54,248,09,077,726064,08944,1
311521350519.ноя.921,911569,228,6131616953,16,759,021,656,6172940,029882,9
32125655020.ноя.926,25539,215,312305322,42,610,04,547,046123,022778,9
331500856721.ноя.924,1169,329,211543229,11,916,010,421,931750,011670,8
341686065925.ноя.922,5508,380,214253005,21,837,07,376,622269,010811,2
351502755626.ноя.924,32211,33911163229,91,97,02,950,912094,03930,8
362681955402.дек.924,91510,319,510603130,81,96,03,727,918733,04669,9
371443555005.дек.926,32015,78,29394699,73,611,05,837,628289,08950,1
381502555310.дек.926,39572,69136214688,66,925,010,949,2156652,035621,3
3927307118911.дек.926,94627,727,611445094,82,719,012,718,437241,026619,6
40145451513.дек.9213,57729,454,813757615,81,744,014,261,783865,016853,6
41124755614.дек.926,66135,929,513276965,73,724,09,951,332615,020885,6
421684655415.дек.924,72510,351,37172428,12,50,00,00,023877,02760,4
431519450326.дек.9212,15242,63,3136011255,65,470,055,36,2123320,051890,0
44120455327.дек.927,62213,426,211406591,15,24,02,330,233928,02659,9
451502355131.дек.925,8186,656,28143215,23,60,00,00,09269,0943,3
461684555402.янв.934,92412,139,113594871,92,614,010,96,626399,011727,0
4727308118903.янв.935,76348,68,211144386,42,515,09,624,727758,015913,7
48124655607.янв.931,52310,347,910871621,51,510,06,229,66844,04941,6
491513654408.янв.938,8805714,913468115,84,043,022,836,967683,036447,3
50128655516.янв.9342510,749,411113149,12,10,00,00,011160,04010,8
5115104б118817.янв.9327,18044,633,3124021738,311,194,031,859,680903,027076,8
521501456118.янв.9312,250978,610347832,54,460,05,888,5110637,04980,2
531502655419.янв.933210,298,9109121341,78,04,533,610389,03288,4
5427268118320.янв.935,2208,649,312234385,62,47,03,935,211540,03211,3
551685155529.янв.9331,3815913,6130329046,815,768,044,122,8229531,040049,0
5627231117431.янв.938,24333,38,5134084504,843,018,948,255979,036413,5
571503554811.фев.938,32419,2310847444,54,914,07,933,740760,012711,7
5830267117412.фев.936,51813,99,811705415,72,910,06,919,722388,07235,1
591521550219.фев.937,5583332,912866472,73,222,06,067,327480,07078,5
601509652122.фев.939,81313072,811728613,65,456,04,191,444055,013281,9
6127304116727.фев.936,49269,49,712405327,22,844,021,641,552720,043533,5
622725274728.фев.9316,2184102,333,9113812501,37,442,013,063,364953,022715,9
632735975004.мар.9332,28154,819,68221757714,90,00,00,052262,09303,5
641519650112.мар.936,56512,577,110264778,23,315,05,457,151588,05279,6
6526818118114.мар.937,93324,98,812297369,14,120,011,830,825279,08640,3
661503655209.апр.936,82518,510,48674089,82,710,03,459,826499,05860,9
67120255230.апр.937,61810,727,511497380,64,815,010,018,330999,03406,6
68119654816.май.934,65537,219,89473051,33,115,02,878,025088,02228,6
692713256831.май.932,15820,957,111331763,11,550,07,283,132674,013110,4
701502255011.июн.931,54324,133,510671597,51,515,02,084,523526,02523,1
71138251604.июл.932,93110,957,811382495,61,616,04,566,318807,05760,7
722739576005.июл.933,73024,25,111533388,62,024,07,364,417467,010629,6
731561951615.июл.932,46842,425,710561892,91,526,014,233,641553,028047,1
741522750522.июл.9338,5199145,512,9107723024,217,7161,07,994,1274013,029416,0
751165300805.сен.935,275,57,987429062,461,040,620,736324,032453,3
76120355210.сен.933,41710,229,610042365,61,69,04,442,520743,04116,0
771502154923.сен.9318,19958,529,8110614660,19,351,028,832,2134202,040591,3
7827301116825.сен.9313,88652,527,8107910797,26,9138,058,649,395963,037950,9
79123454906.окт.938,15726,345,13702552,24,020,06,859,637289,01557,9
801510052411.окт.932,581,479,37531412,71,58,05,421,713024,04014,2
812730079812.окт.934,7102,274,19863139,12,313,08,520,313747,06579,8
821503354718.ноя.9313,512632,169,6105510453,67,284,018,773,4137325,022132,0
831599656619.ноя.931,5204,374,68671295,31,520,04,374,010585,02648,4
842729775623.ноя.933,73122,314,39722823,72,333,015,543,434441,016619,1
851724456602.дек.934,31910,732,79013098,33,420,05,468,014101,01101,6
862729675612.дек.9324635,96,8595954,51,50,00,00,027784,04807,5
87141751415.дек.9319,12214,423,699410757,79,955,05,288,9148461,01396,2
881316851809.янв.9410,44322,23887264115,9249,020,290,322885,06713,6
89139952517.фев.943,14327,224,35831503,91,80,00,00,028133,07219,6
9027310118803.апр.945,54230,314,98613495,73,114,011,43,619096,08734,1
91141951812.апр.9430,98538,34673910136,717,339,02,293,0209857,02772,6
922735072813.апр.9410,73617,940,37065591,86,031,011,257,158482,02693,5
9330332116506.мар.953,6188,642,45221609,22,78,02,856,111134,01232,8
9427265118407.мар.952,9208,350,25721443,12,3106,015,682,422165,08626,5
951500156420.апр.954,4136,442,43271134,83,19,02,860,616223,0287,8
962723774403.май.954,514118,4199859,43,50,00,00,03108,02069,1
9727236116909.май.955,12110,342,44151885,84,18,04,336,615152,0981,4
982715178017.май.953,561,768,115160,72,90,00,00,046,00,0
991509852220.май.953,8328,568,13741368,63,521,014,717,8115439,06208,0
10015003300822.май.954,1328,668,35041909,93,515,08,435,611080,07697,5
1011658467325.май.953,1247,363,2206585,22,625,04,379,74183,0554,8
10227293307718.июн.955,182,659,6437936,94,915,01,4892,01150,081,0
1031599367323.июн.952,3123,367,7142286,91,825,05,872,64051,0574,7
104139052014.июл.956,52712,942,465418,75,60,00,00,0498,065,4
10527397139824.авг.9543213,450,43791365,43,230,011,355,79344,03696,9
10627208306626.авг.955,5197,553,33541723,54,416,012,27,45830,03505,2
10715580б307112.сен.952,81510,912,6347906,72,524,012,638,35216,04354,6
10827191307115.сен.953,7136,442,43019572,825,015,328,04780,03958,6
1092736072821.сен.952,74815,861349901,62,545,07,680,014654,01238,8
11027210307129.сен.953,7122,575,2263603,32,910,01,186,6600,00,0
111145251514.окт.957,23712,759,3162662,96,20,00,00,037226,0220,6
11215169300811.ноя.953,1112,177319891,12,615,04,267,02431,01272,8
1131686655615.ноя.954,72612,442,42411069,14,114,07,735,65829,0798,3
114125855127.ноя.958,63721,33230625618,241,019,442,942180,03540,0
1153010867023.дек.952,842,721,7168451,52,76,04,312,42892,0159,2
116139552226.дек.956,3179,335,92211297,85,39,06,020,97547,0636,1
1171400252427.дек.953,31510,713,7269603,42,110,06,424,32614,01376,5
11827225117930.дек.952,1159,919,4221414,21,88,05,421,74853,0699,4
САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. ПЛАСТ АВ2-3
13004275813.мар.937,47350,318911,05387,84,84,02,723,036967,013501,8
23002373220.мар.931,53316,5401153,01729,51,521,04,714,014451,05785,6
33018875828.мар.932,74119,543961,01677,41,56,02,156,019433,01985,9
4142051805.апр.933,72821101198,03048,31,840,04,288,031591,014494,2
53004175808.апр.934,57453,6141148,03525,92,049,034,017,060398,041825,6
61451150415.апр.935,2772,596220,0145110,00,00,00,013786,0374,3
727390710A19.апр.934,96239,923,8967,03042,22,416,03,573,014420,03714,7
814064106620.апр.9319,37030,947859,08765,612,017,03,675,0114493,01152,2
91317751923.апр.938,712225,7751122,06447,23,741,013,760,056634,023060,2
103004471028.апр.932,812459232,0543,71,50,00,00,04412,0608,7
111457576604.май.933,85324,5451196,03053,91,751,09,079,046671,015284,8
121463976911.май.9312,16021,258853,07650,76,029,011,155,049801,04370,9
131440850513.май.9314,27750,9211154,011122,46,227,08,463,049411,022459,6
141442651919.май.9327,99656,530778,014232,313,359,05,190,0147016,027391,1
153052672022.май.931,592,470582,0843,71,525,05,972,026000,01588,1
163051271523.май.932,6147,832936,02950,62,018,010,731,034076,011854,4
173040071307.июн.934,55439,213847,02592,82,211,06,824,026816,07594,2
181440465609.июн.933167,842627,01387,71,50,00,00,011801,01970,6
193063276318.июн.934,6152,878993,03572,22,852,013,170,022558,07913,6
201317951923.июн.9310,213511,290949,06796,34,8319,09,996,0100608,013274,6
213056876903.июл.935,15026,4371169,04081,52,330,010,857,0102804,024825,6
223010370306.июл.931,8261532390,0593,61,50,00,00,09307,03360,6
233040171313.июл.932,73114,445886,01687,61,517,010,327,028810,011949,5
243064876816.июл.9316,85635,125883,010849,59,720,012,725,089387,015808,0
253048976018.июл.932,92414,9261126,02466,91,613,07,233,017433,08765,1
2635203140822.июл.936,74121,8371150,05390,23,148,025,038,051521,031740,7
273001473127.июл.937,23719,537705,03013,13,40,00,00,021187,0638,2
281457076031.июл.934,71912,919322,01354,33,20,00,00,07844,0907,8
2930353118531.июл.935,9148,133882,03494,72,731,07,771,016766,04090,4
30292710001.авг.9313,98632,5551104,010275,76,460,013,973,035105,013912,0
311509351901.авг.9320,28627,262,21128,015907,19,7131,045,659,0216112,029410,1
321452065604.авг.932,93819,539430,01095,81,70,00,00,09746,02615,8
333007050504.авг.934,95440,4111155,03959,32,337,027,610,053544,049306,0
3430590142609.авг.93185945101052,013185,68,834,027,74,043432,021078,9
35146151211.авг.931,9562449710,01096,21,50,00,00,052054,012869,0
36211849923.авг.934,3116,632820,02290,72,81,00,721,016342,0772,7
3730469120931.авг.936,382,2671001,04923,94,711,05,838,016318,04016,0
383006571005.сен.933,715376748,02055,22,15,02,736,09001,01969,9
3914522118323.сен.935,6156,450930,04031,33,99,04,636,08825,03179,2
403014875108.окт.936178,143774,03016,52,918,07,451,08587,01843,1
413017074921.окт.939,322857883,06777,57,111,05,441,020975,01802,4
423056170629.окт.935,8149,422777,026193,92,00,570,022080,0919,7
433040875630.окт.931,912280688,01074,31,511,07,021,010440,04979,2
4430336116931.окт.934,4201134667,02008,42,310,03,361,017521,02589,6
453487775610.ноя.932,9203,977632,01000,11,710,00,693,06824,01236,6
461452975915.ноя.932,62518,711795,01267,61,54,00,583,09711,0444,1
471457671720.ноя.937,6201040794,04340,64,06,03,335,021890,0910,3
483135172224.ноя.931,53625,118577,0865,51,50,00,00,012080,09412,7
4914455116530.ноя.934,42412,4391013,03233,22,354,021,254,031453,019314,8
5031099137607.дек.934,92318,82919,03768,23,511,08,010,014620,07714,4
511453176109.дек.9312,64934,317980,09225,96,643,025,828,033027,024027,5
5230686140610.дек.937,2107,79944,05363,25,713,02,776,014864,03838,3
5330337116513.дек.933,4159,226567,01607,81,919,06,162,012662,02136,5
5430365118222.дек.933147,1381003,02225,11,662,07,985,017140,08582,9
5530586771A06.янв.943,496,22179,0256,71,90,00,00,014636,0153,8
561460263530.янв.9421,53729,55450,06289,313,432,026,04,0126598,05873,0
573020471315.фев.945,13624,719799,03016,92,718,010,035,046101,07481,9
5830346118810.мар.944,8241525562,02090,12,517,08,144,08055,03609,4
593049771522.мар.942,6147,832852,02002,92,212,04,655,018179,04866,1
6012810137114.апр.9416,14022,234815,010049,48,813,07,629,043409,011030,6
613004850525.апр.949,12517,616821,05774,45,424,018,310,018980,010728,8
623017874920.июн.942,4278,463449,0856,71,513,03,370,059712,04206,5
6314337109229.июн.941,57051,312855,01267,51,514,09,223,0400325,011811,0
641320763404.июл.941,96715,173585,0894,71,525,07,067,03842,02894,9
653019776107.июл.942,8391457677,01478,81,725,012,143,036603,07359,4
66288198808.июл.942,7207,257821,01718,31,641,027,820,0156834,019643,7
6730596120616.июл.942,4174,568158,0299,81,60,00,00,02730,0685,2
683048875925.июл.941,8117,520704,0793,11,518,02,682,014830,0784,0
691457176226.июл.945,54719,850805,04264,25,1140,015,187,031136,010363,7
703049376204.авг.943,34119,742652,01924,12,835,010,764,034855,07966,9
711440252208.авг.94415838739,02561,83,017,07,348,074600,03285,8
7247934413.авг.94420734,380728,01907,63,623,00,498,04477,02525,2
733050371315.авг.944,91512,43712,031824,223,015,718,030266,04532,2
742712050523.авг.944,220,47741,019,72,40,00,00,0233,00,0
751318963324.авг.941,94115,953144,0250,91,50,00,00,01194,0898,2
76207950127.авг.9431911,7252,062,20,00,00,02667,00,0
773005650531.авг.949188,643663,01966,83,12,00,290,02001,034,0
783019672505.сен.945,71510,714485,02509,84,715,010,915,022784,02499,3
7930486B301416.сен.944,81711,619757,03376,64,37,04,723,05816,01668,6
802749871017.сен.941,551,565,211,016,51,50,00,00,022577,00,0
8127144300818.сен.944,4163,177639,02472,73,519,013,118,319296,016082,0
822743076921.сен.945,45211,574531,02233,23,60,00,00,092235,02989,4
831402697726.сен.944115,343627,02289,33,313,09,116,017643,04696,5
841319163327.сен.941,66949,115457,06881,515,011,97,055896,07224,8
8527142300809.окт.942,62616,624,6720,01563,31,820,013,719,811784,09757,5
8631147306212.окт.945,41811,128630,03022,44,116,05,659,06342,02177,0
8730075145824.окт.941,7317,273689,01064,21,594,09,089,043681,05039,2
8827477308225.окт.946,9136,542534,02736,74,016,08,635,09513,06226,2
8931146306228.окт.942,510720628,01472,32,224,016,120,09746,08294,1
9034869145807.ноя.942,73714,952300,07872,50,00,00,031699,03190,1
9137147145821.ноя.944,7432142642,02585,43,4108,013,285,010833,08277,3
921513252404.дек.944,195,630106,090,63,80,00,00,012209,030,8
931317451908.дек.946,73312,455347,01928,25,117,02,086,03493,01611,1
9413582143514.дек.942,62418,78429,0829,51,520,016,13,07323,06577,7
953069171106.янв.954,291,976616,02114,53,141,018,247,011036,08756,5
9614641b302307.янв.958,1152,779205,0997,86,70,00,00,04280,0188,1
9715988300808.янв.952,9219,347496,011142,415,02,481,44014,01740,8
981320263315.янв.959,2274,381,3628,048706,720,011,631,715732,010892,2
993069350517.янв.9525,15331,530487,0624719,227,017,024,015822,0366,0
10031053302321.янв.954,84633,213630,025073,335,011,660,014212,011543,1
1013002774627.янв.952,13019,922537,09191,519,010,932,07525,04931,3
1021513754412.фев.954,72721,27,4544,02077,53,339,026,020,125261,09942,5
10312129108117.фев.953,8148,129626,01891,82,553,040,88,023237,021418,0
10431084308221.фев.952,7199,639412,0965,82,112,05,448,02951,01515,5
1053500374623.фев.953,1279,757265,0805,12,70,00,00,02563,01091,3
10630547120504.мар.953,55824,250579,01616,52,882,018,973,015375,011054,6
1071402815516.апр.953,3107,610416,01293,63,026,016,526,040337,05372,6
10837163140024.апр.9545526,942411,01258,42,60,00,00,05414,04158,2
1093065777404.май.952,7196,958382,0870,22,312,04,060,012820,0403,6
11030419116821.май.953,192,569479,01289,52,67,04,820,05752,0961,2
1112738575703.июн.9510,45026,537478,04422,89,031,08,866,055332,0837,9
1122046b308810.июл.957,22211,835354,02365,26,313,08,422,07185,01944,2
1131318163310.авг.952,6223,48135,082,21,60,00,00,014762,01,0
1143004375711.авг.951,5166,8499,013,51,50,00,00,054,012,4
1151321263412.авг.953,7331353393,01309,13,156,020,457,03203,01867,0
1161313051426.авг.951,640,876344,0464,71,523,01,990,02235,0214,3
11714005б535г27.авг.957,4321736256,01696,45,720,07,954,010099,01744,5
11850249904.сен.952,2105,3383,06,62,00,00,00,019,00,0
1193040271326.сен.953,3291154394,01190,82,728,06,273,057034,01542,3
12034856141326.ноя.9510,93516,246309,03059,69,161,09,781,022739,01578,4
12127309118928.ноя.952,6179,930250,0571,42,112,04,358,09903,0875,2
1221460676529.ноя.9555442,76297,01464,74,910,07,78,012325,04986,9
12330361118430.ноя.954,5144,858276,01162,64,018,07,749,07974,0579,5
Рефераты:  Пенсионный фонд Российской Федерации, его роль в осуществлении пенсионного обеспечения граждан – тема научной статьи по экономике и бизнесу читайте бесплатно текст научно-исследовательской работы в электронной библиотеке КиберЛенинка

Таким образом, за небольшим исключением позитивное влияние ГРП на полноту нефтеизвлечения происходит в ПК, и наоборот, при производстве ГРП в ГСК происходит ухудшение характеристики вытеснения.

Для подтверждения данного вывода рассмотрим несколько наиболее характерных скважин, по результатам эксплуатации которых можно проанализировать влияние процесса ГРП на динамику обводнения скважин и нефтеотдачу пласта. Все велечины даны на 1.01.1995 г.

В скважине 27212 гидроразрыв пласта был проведен на интервалы, представленные ПК. Положительный эффект по нефтеотдаче (1930.1 т) получен за счет вовлечения слабо дренируемых запасов, увеличения работающей толщины разреза. Общий эффект по скважине составил 3015.5 т.

В разрезе скважины 27198 наряду с расчлененными пропластками вскрыт интервал ГСК эффективной толщиной 4.1 м. После ГРП обводненность в скважине снизилась с 30 до 20%. Однако после запуска в работу нагнетательной скважины 1237, находящейся на расстоянии 370 м, обводненность начала прогрессивно увеличиваться и достигла 85%.

Таким образом, с одной стороны, производство гидроразрыва в первую очередь способствовало созданию трещин в ГСК, это привело к интенсификации добычи нефти на 3510.8 т, но с другой стороны, образование системы трещин в интервалах, связанных с закачкой, обусловило ухудшение характеристики вытеснения. Полученный эффект по нефтеотдаче -21497.5 т.

Положительный эффект в ГСК получен приемущественно в тех скважинах, в которых вскрытые перфорацией интервалы изолированы от зоны закачки. Например, скважина 30041. Перфорацией вскрыты 2 интервала: верхний интервал представлен переслаиванием маломощных пропластков, нижний — опесчаненной линзой.

Образующаяся в процессе ГРП система трещин преобладает, по всей видимости, в интервалах линзы, не связанной с зоной закачки, и следовательно, не промытой. В результате по данной скважине эффект по нефтеотдаче составил 25547.9 т (84% от общего эффекта).

В скважине 1419 снижение обводненности (с 90% до 60%) после проведения ГРП произошло за счет подключения ранее не работавшей заглинизированной части кровли разреза, в результате получен положительный (9314.2 т) эффект по нефтеотдаче.

В скважине 1454, разрез которой включает как ГСК, так и расчлененные песчанные тела, после ГРП наблюдалась стабилизация обводненности (на уровне 55%), которая явилась результатом подключения в работу менее проницаемой части разреза, представленной прерывистыми песчанными телами. Доля эффекта по нефтеотдаче в общем объеме эффекта при этом составила 97.2%.

В ПК отрицательный эффект по нефтеотдаче получен в основном по скважинам, расположенным в так называемых краевых зонах, зонах недонасыщенных нефтью. К ним относятся скважины 1207, 16846, эффект от нефтеотдачи по которым составил -5791.5 т и -6764.4 т соответственно.

В скважине 479 перфорацией вскрыты тонкослоистые песчанники. По вышележащему интервалу ГСК, не вскрытому перфорацией, прошел фронт закачиваемой воды от близлежащей нагнетательной скважины 14600. В процессе ГРП была нарушена герметичность заколонного пространства, в результате чего произошел прорыв воды, обводненность увеличилась с 30% до ГРП до 80% после ГРП.

В скважине 6054 геофизический разрез представлен ПК, вскрытые интервалы характеризуются пониженной нефтенасыщенностью. Потери в нефтеотдаче по данной скважине составили 8448 т.

В скважине 12310 наряду с ПК перфорацией вскрыт интервал ГСК, приуроченный к кровельной части разреза. Очевидно, что выработка запасов нефти, приуроченных к подошвенной части разреза, осуществляется значительно меньшими темпами. Ввиду наличия гидродинамической связи интервала ГСК с линией закачки (нагнетательные скважины 12067, 12068) по данной скважине получен отрицательный эффект от нефтеотдачи (-16305.4 т).

В разрезе скважины 12003 вскрыты 5 пропластков класса СПК, толщины которых изменяются от 0.6 до 1.2 м. После ГРП эффект от нефтеотдачи положительный и составил 3362.6 т (96.6% от общего эффекта).

Таким образом, сопоставив геологические характеристики разрезов скважин с результатами работ, можно отметить, что с точки зрения увеличения нефтеотдачи наиболее благоприятным является производство ГРП в коллекторах класса ПК и СПК (объект БВ10) и в тонком чередовании (объекты АВ13 и АВ2-3).

Объект АВ13.
По группе скважин, в которых коллектора представлены ГСК либо их совместным залеганием с ПК и СПК, удельный вес составляющей по нефтеотдаче отрицателен, откуда следует, что общий эффект по данной группе достигнут за счет интенсификации добычи.

Объект АВ2-3.
В ГСК эффект достигнут в основном за счет интенсификации добычи (87.5%), тогда как доля эффекта от нефтеотдачи составила 12.5%. По группе скважин, в разрезе которых отмечается наличие обоих типов пород, наблюдается более благоприятное соотношение составляющих эффекта в сторону нефтеотдачи (48.5%). В ПК большая часть эффекта достигнута за счет нефтеотдачи (55.2%).

Объект БВ10.
В ГСК доля состовляющей эффекта по нефтеотдаче имеет знак минус, как и в случае аналогичных отложений объекта АВ13. В коллекторах, представленных ПК и ПК СПК, общий эффект достигнут на 29.5% за счет нефтеотдачи и на 70.

5% за счет интенсификации. По группе скважин, разрез которых сложен СПК, процент эффекта от нефтеотдачи имеет самое высокое значение 79%. Это объясняется тем, что в таких коллекторах сосредоточены трудноизвлекаемые запасы, которые представляется возможным вовлечь в разработку при помощи ГРП.

Для количественной оценки прироста извлекаемых запасов нефти за счет производства ГРП авторами был выделен участок объекта АВ13 площадью 1375 тыс.м2. Геологические запасы нефти участка оценены в объеме 1220 тыс.т. Коэффициент вытеснения для участка равен 0.642, проектный коэффициент заводнения — 0.75.

В пределах участка находятся 7 скважин (15215, 27497, 27496, 27388, 27389, 27390, 15195), в которых был проведен ГРП в период с 6.1992 г. по 4.1993 г. Геологические характеристики разрезов скважин участка представлены в таблице 3.4. Очевидно, что разрез представлен коллекторами типа ПК (в 1 скважине)

Геологическая характеристика разреза скважин участка пласта АВ13.

Оцените статью
Реферат Зона
Добавить комментарий