- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
Распределение обводненного фонда по степени обводненности
Таблица 3.3.
Степень обводненности |
на 1.01.2002 г. |
на 1.01.2003 г. |
+,- к началу 2003 г. |
до 2 % |
- |
- |
- |
2% - 20% |
70 |
75 |
+5 |
20% - 50% |
67 |
60 |
-7 |
50% - 90% |
200 |
184 |
-16 |
свыше 90% |
109 |
103 |
-6 |
Всего: |
446 |
422 |
-24 |
Таким образом, на поздней стадии разработки, основную массу составляет фонд скважин с высоким процентом обводнения продукции. В отчетном году за счет бурения скважин на линзы на 5 скважин увеличился фонд с низким процентом обводненности. Фонд скважин с предельно высоким процентом обводнения снизился в основном за счет перевода высокообводнившихся скважин под закачку воды (выход скважин в тираж). С начала разработки отобрано 113516 тыс. т. воды, обводненность на конец года при этом составила 77,3%. Водонефтяной фактор составляет 1,32.
3.3.5. Состояние пластового давления.
Состояние пластового давления Березовской площади приводится в табл. 3.4.
Состояние пластового давления Березовской площади (МПа)
Таблица 3.4.
Зона |
На 1.01.2002 г. |
На 1.01.2003 г. |
+, - |
|
отбора |
Южная Центральная Северная В зоне отбора в целом |
14,86 14,24 13,98 14,44 |
15,16 14,45 13,60 14,55 |
+0,30 +0,21 -0,38 +0,11 |
нагнетания |
Южная Центральная Северная В зоне нагнетания в целом |
19,52 18,77 20,30 19,57 |
19,61 18,48 20,24 19,55 |
+0,09 -0,29 -0,06 -0,02 |
В целом по площади |
16,40 |
16,59 |
+0,19 |
|
На I блоке давление в зоне нагнетания возросло на 0,09 МПа, соответственно давление в зоне отбора возросло на 0,30 МПа. На II блоке давление в зоне отбора возросло на 0,21 МПа. На 1 и 2 блоках осуществляется сезонная циклическая закачка по КНС. На большей части 2 блока осуществляются экспериментальные работы по оптимальной выработке пластов. На III блоке ППД осуществляется пластовой водой, отбираемой из специальных водозаборных скважин. В отчетном году наблюдается снижение пластового давления в зоне отбора на 0,38 МПа. В целом по площади пластовое давление в зоне отбора возросло на 0,11 МПа.