Стадия разработки месторождения
Во вторую стадию разработки (1978 ч 1982 гг.) был достигнут максимальный уровень добычи нефти 2091,4 тыс. т в 1979 г. или 5,1% от НИЗ при обводненности 11%. Число добывающих скважин в этот период почти удвоилось (с 61 возросло до 116 ед.), также удвоилось и количество нагнетательных скважин — с 19 до 36 ед. В период 1970 ч 1977 гг. из пластов добывалась в основном безводная нефть. Обводненность… Читать ещё >
Стадия разработки месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
С начала разработки по поддоманиковым отложениям накопленный отбор нефти составил 38,4 млн. т, или 93,7% от утвержденных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,464 при проектном 0,495, среднегодовая обводненность 86,7%.Добыча нефти по терригенным отложениям началась в 1970 г. За это время можно выделить несколько стадий разработки (графики разработки по годам представлены на рисунках 2.1, 2.2).
Рисунок 2.1 — Графики разработки НЭО за период 1970 ч 2009 гг.
В период 1970 ч 1977 гг. из пластов добывалась в основном безводная нефть. Обводненность на конец этого периода составила 7% в целом по объекту. Причем обводнение происходит за счет подъема ВНК. В этот период идет освоение системы воздействия, причем в основном по пласту Iво.
Рисунок 2.2 — Графики разработки НЭО за период 1970 ч 2009 гг.
Во вторую стадию разработки (1978 ч 1982 гг.) был достигнут максимальный уровень добычи нефти 2091,4 тыс. т в 1979 г. или 5,1% от НИЗ при обводненности 11%. Число добывающих скважин в этот период почти удвоилось (с 61 возросло до 116 ед.), также удвоилось и количество нагнетательных скважин — с 19 до 36 ед.
Третья стадия разработки характеризуется снижением добычи нефти, что связано в первую очередь с выработкой запасов и значительным снижением добычи по пласту Iво. Добыча нефти по объекту снизилась за период 1983 ч 1999 гг. с 1639,1 тыс. т до 319,8 тыс. т, при этом добыча нефти по пласту Iво снизилась в 10 раз (со 1115,1 до 109,9 тыс. т), по пластам Iа+Iб+Iввв 2,5 раза (с 524,0 до 209,9 тыс. т).
В 2000 ч 2007 гг. наметилось некоторое улучшение разработки данных залежей. Этот период характеризуется ростом текущих отборов, за счет проведения ГТМ и ввода 31 добывающей скважины из простоя. Действующий фонд скважин при этом увеличился со 111 до 142 ч 150 скважин. Повысился и коэффициент эксплуатации добывающих скважин с 0,92 до 0,966. В этот период объем закачки воды увеличен примерно на 30% с одновременной оптимизацией отбора жидкости на 30%. Это позволило в 2005 г. увеличить добычу нефти с 320 до 413 тыс. т, или на 29%. Обводненность при этом увеличилась незначительно с 82,6 до 83,4% (рисунок 2.1) за счет РИР обводненных интервалов пласта Iво и подключения в работу залежей пласта Iа. Среднесуточный дебит жидкости вырос с 43 до 67 т/сут. В дальнейшем наблюдается снижение добычи нефти по объекту за счет увеличения темпа роста обводненности.
К настоящему времени все остаточные запасы нефти на девонских залежах можно отнести к трудноизвлекаемым, так как находятся или в высокообводненных зонах или в низкопроницаемых коллекторах.