Южно-Султангуловского месторождения

Южно-Султангуловского месторождения

2.9. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется

эффективно.

-близкие значения показателей степени выработки 72,3% и обводненности76,9% косвенно определяют эффективность разработки;

-сравнение проектных и фактических показателей показало превышение добычи нефти, которое объясняется тем,

что дебит нефти действующего добывающего фонда скважин выше намеченного проектом - продуктивность скважин оказалась выше проектной

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки.

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

-проведение работы по интенсификации добычи нефти (обработка призабойной зоны),

-ограничению водопритока,

-оптимизации режимов работы насосного оборудования скважин и проведение геолого-технических мероприятий,

направленных на поддержание эксплуатационного фонда в работоспособном состоянии (РИР). Предусматривается сочетание применения давно известных, надежных, высокоэффективных, рентабельных технологий и новых перспективных технологий, отличающихся простотой реализации и экологической безопасностью. Применение технологий локального воздействия (оптимизация режимов отбора нефти - стимуляция, водоограничение) направлено -

Южно-Султангуловского месторождения

или на освоение скважин с необходимой продуктивностью, или на восстановление продуктивности, утраченной в процессе эксплуатации, что приводит к увеличению дебита нефти в рассматриваемой системе разработки объекта применения технологии

Выводы

С начала разработки отобрано 1129,8 тыс. т нефти, что составляет 72,3 % от начальных извлекаемых запасов.

Жидкости добыто 3036 тыс. т. Водонефтяной фактор равен 1,5 д.ед. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет

0,362д.ед.

В2014 г. из продуктивных отложений добыто 68,3 тыс. т нефти и 295,4 тыс. т жидкости. Темп отбора от начальных

итекущих запасов нефти соответственно равен 4,4 и 15,8 %. Обводненность добываемой продукции составляет 76,9 %.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти и жидкости составил соответственно 20,8 и 89,9 т.

Поддержание пластового давления ведется 1 скважиной с 2012 г. С начала воздействия закачано 24,8 тыс. м3 воды,

что компенсировало отбор жидкости в пластовых условиях на 0,83 %. За текущий год объем закачки составил 15, тыс. м3

воды. Среднесуточная приемистость составила 41,6 м3/сут.

За последние годы разработки наблюдалось превышение фактических уровней добычи нефти. Фактический уровень добычи нефти за 2014 год превышает проектный на 48,2 % при фонде скважин, меньшем на 25 %. Превышение добычи нефти объясняется тем, что дебит нефти действующего добывающего фонда скважин выше намеченного проектом (в 2,2

раза), т.к. продуктивность скважин оказалась выше проектной. Годовые уровни добычи жидкости выше в 2,4 раза

Южно-Султангуловского месторождения

проектных, т.е. производилась интенсификация отбора жидкости. Перевыполнение проектных показателей объясняется тем, что на месторождении проводятся работы по оптимизации фонда скважин, по повышению коэффициента нефтеизвлечения. Все эти работы дали хороший результат. Таким образом, Южно-Султангуловское месторождение разрабатывается удовлетворительно, согласно принятых проектных документов.

Для сохранения достигнутого уровня темпов отбора при стабилизации обводненности рекомендуется проведение работы по интенсификации добычи нефти (обработка призабойной зоны), ограничению водопритока, оптимизации режимов работы насосного оборудования скважин и проведение геолого-технических мероприятий, направленных на поддержание эксплуатационного фонда в работоспособном состоянии (РИР).

Список использованной литературы

1.Проект пробной эксплуатации Южно-Султангуловского месторождения, ЦНИЛ, 1984.

2.vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.

Технологическая схема разработки Южно-Султангуловского месторождения, ЦНИЛ ОАО «Оренбургнефть», 1985.

3.Дополнение к проекту пробной эксплуатации Южно-Султангуловского месторождения, ЦНИЛ, 1986.

4.Отчетный баланс запасов нефти и газа по объединению «Оренбургнефть», за 1986-1996 г.г.

5.Технологическая схема разработки Южно-Султангуловского месторождения, НПУ ОАО «Оренбургнефть», 1998.

6.Анализ разработки и прогноза технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений, Оренбург, 1999.

Южно-Султангуловского месторождения

7. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М, Недра,

1983.

8.Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М, Недра, 1984г.

9.Добыча нефти штанговыми насосами. М, Недра, 1993.

10.РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, Москва, 1996, 202 с.

11.РД 153-39.0-109-01 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических,

гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, Москва, 2002.

Южно-Султангуловского месторождения

Структурная карта по кровле пласта Б2

бобриковского горизонта

Южно-Султангуловского месторождения

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Б2

77

Южно-Султангуловского месторождения

Карта текущих отборов пласта Б2

Южно-Султангуловского месторождения

Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пласта Б2

77