Анализ технологических показателей разработки
Средняя обводненность продукции на 01.11.2003 года составила 17.79%. В соответствии с решением ЦКР от 12 сентября 2003 г. в феврале 2004 года на I объекте разработки внедрено приконтурное заводнение, начиная с южной территории и постепенным вводом нагнетательных скважин по мере разбуривания северной территории. За анализируемый период добыча нефти составила 7.805 тыс. тонн, добыча жидкости… Читать ещё >
Анализ технологических показателей разработки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Динамика за десять месяцев 2003 года в целом по месторождению и по объектам приведена в таблице 2.2.
С начала 2004 года из скважин было добыто 1736.033 тыс. тонн нефти и 1947.813 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.11.2003 г. достигла 7701.52 тыс. тонн, что составляет 16.35% от начальных извлекаемых. В продуктивные пласты в 2003 году закачано 1468.85 тыс. м3воды, накопленная закачка составила — 8143.72 тыс. м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне-175.91 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой — 52.28%. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за десять месяцев составил 43.19 т/сут, пожидкости — 48.5 т/сут. Среднегодовая обводненность добытой продукции10.87%. [2].
I объект разработки (горизонты М-I+М-II).
Динамика показателей разработки I объекта за десять месяцев 2004 года приведена в таблице 2.2. На дату анализа скважинами I объекта добыто 679.907 тыс. тонн нефти и 827.008 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 2008,299 тыс. тонн, что составляет 14.32% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 69.14 т/сут, по жидкости 84.1 т/сут. Текущая компенсация составила 16.44%.
Средняя обводненность продукции на 01.11.2003 года составила 17.79%. В соответствии с решением ЦКР от 12 сентября 2003 г. в феврале 2004 года на I объекте разработки внедрено приконтурное заводнение, начиная с южной территории и постепенным вводом нагнетательных скважин по мере разбуривания северной территории.
II объект разработки (горизонты Ю-I+Ю-II).
Динамика показателей разработки II объекта приведена в таблице 2.2. За анализируемый период скважинам II объекта добыто 667.755 тыс. тонн нефти и 694.691 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 3086.542 тыс. тонн, что составляет 12.71% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.
Средний дебит скважин по нефти составил 34.50 т/сут; по жидкости 35.89 т/сут.
На 1.11.2004 год текущая компенсация отборов достигла 62.43% при закачке воды в объеме 720.111 тыс. м3. Накопленная закачка воды — 3882.359 тыс. м3.
Таблица 2.2. Показатели разработки месторождения Кумколь на 01.11.04 г.
Показатели. | I Объект. | II Объект. | III Объект. | IV Объект. | Всего. |
добыча нефти, тыс.т. | 679,91. | 667.76. | 380.57. | 7.81. | 1 736.03. |
в т. ч из новых скважин. | 1:82. | 12.95. | 92.67. | 119.35. | |
ШГН. тыс.т. | 0.03. | 0,52. | 14.93. | 12.5. | |
ВШН, тыс.т. | 62К63. | 4,16. | 4,50. | ||
Накопленная добыча нефти, тыс.т. | 2008.30. | 3086.54. | 2541.42. | 65.26. | 7701.52. |
добыча жидкости.тыс.т. | 827,01. | 694,69. | 414.97. | 11.14. | 1947.81. |
; вт.ч из новых скважин. | 1.82. | 13,91. | 0.00. | ||
ШГН. тыс.т. | 0.03. | 0.55. | 12.98. | 13.56. | |
ВШН. тыс.т. | 764.41. | 8,77. | 10,55. | 73.7. | |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т. | 2264,99. | 3154,93. | 2628,13. | 82.70. | 8130.75. |
Ввод новых добывающих скважин, ед. | |||||
Ввод новых нагнетательных скважин, ед. | Ч8. | ||||
Среднесуточный дебит новых скважин, т/сут. | * 19.73. | 34.34. | ' 64.79. | ||
Время работы новых скважин, сут. | 92.00. | 377,0. | |||
Эксплуатационный фонд добывающих скважин. | |||||
Скважины в" освоении, ед. | |||||
действующий фонд: | |||||
вт.ч. ШГН. ед. | *2. | ||||
ВШН. ед. | |||||
Бездействующий фонд. ед. | .0. | ||||
Выбытие добывающих скважин, ед. | *1. | ||||
Фонд нагнетательных скважин, ед. | ;34. | ||||
Скважины в освоении, ед. | [. | ||||
действующий фонд. ед. | '*> Л. | ||||
Бездействующий фонд. ед. | 0 *. | .0. | |||
; Выбытие нагнетательных скважин, ед. | |||||
Отработанное время добывающих скважин: | |||||
1 т.ч. ШГН. сут. | |||||
ВШН, сут. | |||||
(c)1работанное время нагнетательных скважин, сут. | |||||
€|редний дебит действующих скважин по нефти. | 69.14. | 34.50. | 36.56. | 13.10. | 43.19. |
Ср. дебит действующих скважин по жидкости. | 84.10. | 35,89. | 39,87. | 18.69. | 48.5. |
Средний дебит ШГН по нефти, т/сут. | 0.86. | 2,18. | 19.98. | 14.28. | |
Средний дебит ШГН по жидкости, т/сут. | 0.89. | 2,28. | 21.74. | 15.52. | |
Средний дебит ВШН по нефти, т/сут. | 72.54. | 9.36. | 8.68. | 66.12. | |
Средний дебит ВШН по жидкости, т/сут. | 89.20. | 19,76. | . 20.37. | 82.22. | |
Средняя приемистость нагнетательных скважин. | 352.31. | 170.60. | 151.88. | 68.33. | 175.91. |
Обводненность. %. | 17.79. | 3,88. | 8.29. | 29.95. | 10.87. |
Закачка воды тыс. м3 | 213,9. | 720.11. | 534.47. | 0.41. | 1468.85. |
" Копленная закачка воды тыс,.м3 | 651.68. | 3882.36. | 3490.17. | 119.51. | 8143.72. |
III объект (горизонт Ю-III).
Динамика показателей разработки III объекта приведена в таблице 2.2. Добыча нефти за анализируемый период составила 380.566 тыс. тонн и 414.972 тыс. тонн — добыча жидкости, добыто газа за 39.212 млн. м3. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 2541.421 тыс. тонн, что составляет 29.49% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 36.56 т/сут, а по жидкости равно 39.87 т/сут.
За десять месяцев 2003 года закачано в пласт 534.474 тыс. м3 воды, при текущей компенсации отборов — 77.97%. Накопленная закачка воды составила 3490.173 м3. Средняя обводненность продукции — 8.29%.
IV объект (горизонт Ю-IV).
За анализируемый период добыча нефти составила 7.805 тыс. тонн, добыча жидкости — 11.142 тыс. тонн. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 65.258 тыс. тонн, что составляет 37.5% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 13.10 т/сут, а по жидкости -18.69 т/сут.
За десять месяцев 2004 года закачано в пласт 0.41 тыс. м3 воды, при текущей компенсации отборов — 2.47%. Накопленная закачка воды составила 119.513 тыс. м3, при накопленной компенсации 93.23%. Средняя обводненность продукции — 29.95%.
Стадия разработки и высокая накопленная компенсация отбора закачкой обусловили нецелесообразность закачки воды.