- •Содержание:
- •Введение
- •1 Геолого-промысловая характеристика месторождения
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
- •1.3 Свойства и состав нефти и газа
- •2 Состояние разработки месторождения
- •2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.2 Добыча и дебиты нефти и жидкости
- •3 Теоретические основы, технология и техника проведения ско
- •3.1 Назначение ско
- •3.2 Состав и технология приготовления рабочего кислотного раствора
- •3.3 Виды солянокислотных обработок. Технология проведения простых
- •3.4 Оборудование применяемое при простых ско
- •4 Расчет кислотного воздействия на призабойную зону пласта
- •4.1 Расчет необходимого количества реагентов
- •4.2 Порядок приготовления кислотного раствора
- •4.3 Определение расчетных показателей при обработке скважины
- •5 Выводы и рекомендации
- •6 Технико-экономическое обоснование кислотного
- •Заключение
- •Библиографический список
2 Состояние разработки месторождения
2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
залежи II
Для сравнительного анализа с фактически достигнутыми показателями разработки по состоянию на 01.01.2004г. использованы проектные технологические показатели разработки Южно-Шапкинского месторождения.
Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II представлено в таблице 2.1. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения - проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.
Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами: отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мкм, достигая максимальных значений более 750 мкм2. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения от 100 до 200 м3/(сут×МПа) без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м3/(сут×МПа) при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны. Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости составляет. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.
Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году - на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут. В эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.
Таблица 2.1 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Южно-Шапкинского месторождения
Показатели |
2003 год |
|
проект |
факт |
|
Добыча нефти всего, тыс.т |
748 |
388,6 |
Эксплуатационное бурение, тыс.м |
27 |
13,5 |
Ввод новых добывающих скважин всего, шт. кроме того, из капремонта |
11 1 |
11 2 |
Фонд добывающих скважин на конец года, шт. |
12 |
13 |
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт. |
0 |
0 |
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут. |
577,1 |
244,6 |
Сред, обводнённость продукции действующего фонда скважин, % |
1,06 |
1,6 |
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут. |
571,0 |
240,7 |
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут |
0 |
0 |
Отбор жидкости всего, тыс.т |
756 |
394,9 |
Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т |
756 |
411,0 |
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т |
748 |
404,7 |
Закачка рабочего агента, тыс.м3 |
0 |
0 |
Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3 |
0 |
0 |