Анализ текущего состояния разработки объекта

На 01.01.2009г. с площади отобрано 84,3% от НИЗ, при текущей обводнённости 86,4%. Пробурены 4 новые скважины.. Освоено под закачку 5 скважин. Введены из неработающего фонда  50 скважин со средним дебитом нефти 1,6 т/сут. Темп отбора от ТИЗ – 5,6%. Среднее пластовое давление в зоне отбора 15,9 Мпа. Среднее забойное давление в зоне отбора 8,0 Мпа. Текущий КИН – 0,386. Обеспеченность отборов жидкости закачкой  за текущий год составила 100%, с начала разработки – 101%. 

Продолжаются работы по созданию уточненного проекта разработки площади. В рамках проектирования с целью дальнейшего совершенствования системы разработки Восточно Лениногорской  площади на основе переинтерпретированных геофизических данных, идет работа по размещению проектных точек для бурения, в том числе горизонтальных нагнетательных скважин в слабодренируемых зонах низкопроницаемых коллекторов.

Блок № 1

На 01.01.2009 г. по блоку отобрано 70% от НИЗ  при текущей обводненности 84%. По сравнению с 2007 годом снижение добычи нефти по блоку составило 3%, обводненность выросла на 0,9%.

Пробурена 1 новая скважина, среднесуточный дебит нефти которой составил 5 т/сут. Освоены под закачку три скважины. Доля дополнительной добычи за счет других ГТМ (КРС: изоляция нарушений э/к и отказ от нижних пластов, ГРП; оптимизация забойного давления, ОПЗ) составила 7% от общей добычи блока. Основная доля дополнительной добычи нефти (5%) получена за счет мероприятий по КРС. Введены из бездействия 23 скважины со средним дебитом нефти 1,3 т/сут.

Не смотря на проделанную работу по блоку прослеживается снижение добычи нефти и рост обводненности. Невыполнение норм объясняется комплексом причин. Во-первых, малодебитным скважинам блока уделялось меньше внимания (они большее время находились в простое, не хватало мощностей бригад ПРС), сказался дефицит НКТ и насосов. Во-вторых, не достигнут запланированный дебит нефти по скважине из бурения. Ухудшение показателей объясняется также ростом числа разгерметизированных скважин по блоку, которые по этой причине были выведены в бездействие и находятся в ожидании ремонта. Кроме этого, сказалось снижение добывных возможностей по ряду скважин, эксплуатируемых ЦДНГ-3 и ЦДНГ-4, по различным причинам (в результате проведения ГТМ, увеличение обводненности, снижение пластового давления и др.причины).

Темп отбора от ТИЗ составил 3,5%. Текущий КИН - 0,36. Соотношение закачки к отбору жидкости – 100%, с начала разработки 101%. Среднее пластовое давление в зоне отбора составляет 15 МПа,  что на 0,4 МПа ниже этого значения в 2007 году. Изменение пластового давления объясняется не его снижением, а проведением на ряде скважин мероприятий по отключению пласта с более высоким давлением и исключением искаженных данных по скважинам, где проведены работы по восстановлению герметичности колонн. Среднее забойное давление в зоне отбора  составляет 8,01 МПа.

Основная задача: анализ структуры текущих запасов и создание оптимальной системы воздействия на них.

Блок № 2

На 01.01.2009 г. по блоку отобрано 82% отНИЗ при обводнённости 86%. По сравнению с 2007 годом снижение добычи нефти по блоку составило 4%, обводненность выросла на 0,3%.

 Освоена под закачку 1 скважина. Введены из бурения  2 скважины: среднесуточный дебит которых составил 8,5 т/сут Дополнительная добыча нефти 8% получена, в основном, за счет мероприятий по оптимизации забойного давления. 

Эффективными получились мероприятия по внедрению забойных отсекателей со штуцерами (ОЗШ) на 5 скважинах блока.. Кроме того, на дополнительной добыче блока сказалось и проведение ГРП на нагнетательной скважине в конце 2007 года. В 2008 году прирост по реагирующим скважинам достиг 3,5 тонн. Введены из бездействия 13 скважин со средним дебитом нефти 1,8 т/сут. Из нагнетательного фонда на добычу нефти переведена скважина со средним дебитом нефти 4 т/сут. 

Не смотря на проделанный объем работы выполнить плановую добычу по блоку не удалось. Объясняется это комплексом причин. Во-первых, согласно протокола №1 прошлого года на блоке должно было быть пробурено 4 новых скважины. Из них пробурены и находятся в эксплуатации только скважины 2. 1 скважина введена в эксплуатацию только в октябре. 3 скважины пробурена, на момент написания протокола находится в ожидании обустройства. Бурение 4 скважины отменено. Таким образом, отмена одной и более поздний ввод двух других скважин неблагоприятно сказалось на динамике добычи нефти по блоку. Ухудшение показателей объясняется также ростом числа разгерметизированных скважин на блоке и низкой успешностью мероприятий по КРС, в частности, мероприятий по герметизации колонн и изоляции обводненных пластов.

Обеспеченность отборов жидкости закачкой 100%, с начала разработки – 102,1%. Не смотря на высокие значения компенсации отборов жидкости закачкой по блоку по сравнению с прошлым годом отмечено изменение пластового давления. Так, среднее пластовое давление в зоне отбора в 2008 году составило 14,5 МПа. Среднее забойное давление составило 8,64 МПа

Темп отбора от ТИЗ – 5%. Текущий КИН-0,376

Основная задача: анализ структуры текущих запасов и создание оптимальной системы воздействия на них.

Блок № 3

На 01.01.2009 года по блоку отобрано 84% от НИЗ при текущей обводненности 85%. По сравнению с 2007 годом отмечается положительная динамика добычи нефти, рост составил 4%. 

Введены из бурения новые 4 скважины со средним дебитом 7,2 т/сут.. Освоена под закачку 1 скважина. Введено из бездействия 13 скважин со средним дебитом 2,1 т/сут. Отмечено успешное проведение КРС (изоляция, приобщение пластов), проведение мероприятий по оптимизации забойного давления

Текущий КИН – 0,389. Темп отбора от ТИЗ-5,1%. Обеспеченность отборов жидкости закачкой 100 %, с начала разработки – 102 Среднее пластовое давление в зоне отбора на уровне прошлого года и составило 15 МПа. Среднее забойное давление в зоне отбора  - 8,02 МПа.

Основная задача: анализ структуры текущих запасов и создание оптимальной системы воздействия на них.

Нефтяные залежи терригенных отложений девона Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения разрабатываются с 1957 года.

С начала разработки с терригенных отложений девона отобрано 79,837 млн. тонн нефти, что составляет 74,66% от НИЗ.

В целом по Д0 и Д1 динамика основных показателей разработки за 2007, 2008, 2009 года представлена в табл. 9.

Таблица 10- Характеристика показателей разработки пластов Д0 и Д1       

Восточно – Лениногорской площади

Таблица 11 - Средние пластовые и забойные давления Восточно – Лениногорской площади