Общая характеристика геологоразведочных работ

Курсовая работа

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в западной части Краснодарского края на территории двух районов — Крымского и Славянского. Площадь месторождения разделяется рекой Кубань на два участка: Анастасиевский на северо-западе и Троицкий — на юго-востоке. К северо-западной границе Анастасиевского участка примыкает станица Анастасиевская, к юго-восточной — станица Троицкая. Непосредственно на площади месторождения населенные пункты отсутствуют (рис.1).

Ближайшими городами являются Славянск-на-Кубани и Крымск. Население этих городов и соответствующих районов занято в основном в агропромышленном комплексе, включающем производство и переработку сельскохозяйственной продукции, а также на предприятиях нефтяной промышленности.

С городами Крымск и Славянск-на-Кубани месторождение связано шоссейными дорогами. Шоссейная дорога, связывающая месторождение с городом Крымск, вливается в магистральную шоссейную дорогу Краснодар-Новороссийск.

Расстояние от Троицкого участка до г. Краснодара по этой дороге составляет 120км. В пределах месторождения хорошо развита сеть промысловых дорог.

На Троицком участке месторождения расположен йодный завод. Сырьем для получения йода являются пластовые воды VIII , VII, и частично IV горизонтов.

На железнодорожной станции Себедахово, расположенной вблизи Троицкого участка, находится база материально-технического снабжения.

Водным путем по реке Кубань месторождение связано с городами Краснодар и Темрюк.

Перекачка добываемой нефти осуществляется на станциях Крымск и Протока (г. Славянск-на-Кубани).

Попутный газ нефтяных месторождений (включая и IV горизонт) после компремирования частично (до 30% добываемого объема) используется на производственно-технические нужды, включая и сторонних потребителей; остальная часть совместно с природным газом разрабатываемых газовых месторождений подается в систему газопроводов Кубаньгазпрома.

Водоснабжение обеспечивают высокодебитные артезианские скважины, добывающие пресную воду из песчаных слоев куяльницкого и киммерийского ярусов. Для различных технических нужд используется вода реки Кубань.

Район месторождения представляет собой степную равнину с абсолютными отметками +0,6;+7м приуроченную к Прикубанской низменности. В центральной части Анастасиевского участка над окружающей местностью возвышается круглый пологий холм (+25 м, 1 км. в поперечнике).

являющийся отражением погребенного диапирового ядра.

38 стр., 18623 слов

Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки (2)

... работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. 1.2 Литостратиграфический разрез Геологический разрез Приобского месторождения ... остальные - континентальными. Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина ...

Река Кубань — основная водная артерия Краснодарского края — имеет в районе месторождения среднюю отметку уровня воды +2,4 метра, что превышает на отдельных участках уровень местности. Заболоченность местности и постоянная опасность разливов заставили создать систему ирригационных каналов и защитных дамб.

Климат района умеренно-теплый, с летней температурой +25-35 0 С. Осень теплая, чаще сухая, весна отличается непостоянством погоды, сильными ветрами и частыми осадками в виде дождя и снега. Среднегодовое количество осадков 500-600 мм; Среднегодовая температура +110 С.

2.1. Физико-географические условия района работ

Высокие коллекторские свойства IV горизонта, как в пределах залежи, так и за контуром нефтеносности, в совокупности с практически неиссякаемым энергетическим потенциалом водонапорной системы обеспечивают активную гидродинамическую сообщаемость между залежью и законтурной областью, благодаря чему на протяжении 48 лет разработки в залежи сохраняется эффективный водонапорный режим.

Отборы проб нефти с целью изучения её свойств и состава проводятся на протяжении всего периода разработки месторождения. В результате накоплено большое количество анализов нефти и газа. Свойства дегазированной нефти IV горизонта приведены в таблице 2.1. Это позволило достаточно надежно определить параметры и характеристики нефти и газа, их компонентный состав, установить закономерность изменения свойств нефти по площади нефтеносности IV горизонта. В целом нефть IV горизонта тяжелая, смолистая, малопарафинистая. Плотность нефти увеличивается от 0,890-0,900 г/см 3 в северо-западной части Анастасиевского участка до 0,915-0,920 г/см3 в юго-восточной части Троицкого участка. С возрастанием плотности нефти увеличивается ее смолистость от 12-14% до 24-26% и вязкость от 20-35 до 70-80 мПа/с.

Нефть IV горизонта является ценным сырьем для получения низкозастывающих нефтепродуктов. Температура застывания нефти ниже минус 45 0 С, а нефтепродукты, получаемые из нее, не застывают до температуры минус 600 С. Даже мазут, полученный после отгона из нефти дистиллята, имеет температуру застывания минус 50 С. Благодаря этим свойствам, из нефти IV горизонта получают высококачественные масла, арктическое дизельное топливо, керосин. Остатки представляют собой ценное котельное топливо — флотский мазут.

Растворенный газ в нефти IV горизонта имеет плотность от 0,600 до 0,716 (по воздуху).

Содержание метана в нем колеблется в пределах 82-94%. Этана от 1-2 до 6-7% , пропан и бутан присутствуют в долях %, пентан + высшие — от долей % до 1-3% углекислота — до 8%.

Таблица 2.1

Физико-химические свойства дегазированной нефти

Плотность при 20 0 С, кг/м3

0,9115

Содержание

воды %

сл.

солей хлористых, мг/л

79,3

микропримесей, %

0,001

кокса

0,85

смол серно-кислотных, %

20

смол селикагелевых, %

8,33

асфальтенов, %

0,6

серы

парафина, %

1,13

кислотность, мг КОН/100г нефти

141,7

вязкость динамическая, мПа/с

при 20 0 С

39,3

при 30 0 С

25,8

при 40 0 С

15,3

при 50 0 С

11,05

при 60 0 С

6,8

Свободный газ из газовой шапки более легкий (до 0,650 по воздуху) содержит в среднем: 92,1 % метана; 2,9% этана; 0,06% пропана; 0,014% бутана; 0,02% пентана + высшие. Углекислоты в газе в среднем 4,6%.

2.2 Геологическое строение участка

Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение — крупнейшее в Западном Предкавказье. Оно многопластовое, с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности — от киммерия до чокрака включительно.

Однако промышленная нефтегазоносность связана лишь с отложениями киммерийского, понтического и меотического ярусов (рис.2).

При этом, при распределении газа и нефти по разрезу, наблюдается следующая закономерность: в отложениях киммерия и понта имеются только чисто газовые залежи (I горизонт — киммерийский, II и III — понтические горизонты), в верхней части меотического яруса находится газонефтяная залежь IV горизонта, нижняя часть меотиса содержит только нефтяные залежи (IV-a, V, VI, VI-a, VII горизонты).

Из отложений нижнего сармата, карагана и чокрака были получены небольшие притоки нефти с водой, но промышленные объекты не установлены.

Все залежи нефти и газа на Анастасиевско — Троицком месторождении приурочены к песчано-алевритовым коллекторам. Условия залегания нефти и газа контролируются сводом складки, характером распространения коллекторов и в ряде случаев, разрывными нарушениями и диапировым ядром.

По своей характеристике разрез IV горизонта состоит из 2х частей: верхней песчано-глинистой (ВПГЧ) и основной песчаной (ОПЧ), которые отличаются не только толщинами, но, в основном, литологическим составом коллекторов и их физическими свойствами.

Коллекторы основной части могут расчленяться и переходить в состав ВПГЧ и, наоборот, коллекторы ВПГЧ, сливаясь, переходят в основную песчаную часть. Некоторые глинистые разделы имеют значительное площадное распространение и могут играть роль местных изолирующих экранов при разработке нефтяного слоя в ВПГЧ.

По данным исследования кернов и промыслово-геофизическим материалам верхняя песчано-глинистая часть представлена чередованием глинистых алевролитов, алевритов и песков с глинами.

Коллекторы основной части — это, главным образом, пески рыхлые, в основном кварцевые, мелкозернистые и тонкозернистые, иногда крупнозернистые, с прослоями алевритов. Пески и алевриты почти полностью слагают основную песчаную часть. Прослои глин и крепких карбонатных песчаников (толщиной 15-20 см с содержанием карбонатного цемента до 35%) имеют небольшие ареалы распространения. Пористость уплотненных пород из основной части IV горизонта составляет в среднем 30,7 %

Проницаемость коллекторов основной части горизонта колеблется от 2,2 до 3999,8 мкм 2 ·10-3 .

В процессе разработки слабосцементированных коллекторов происходит вынос твердых частиц породы (песка) из скважины. Такое явление отмечено на ряде нефтегазовых и нефтяных месторождений, включая Ахтырско-Бугундырское и Анастасиевско-Троицкое. При этом содержание песка в продукции достигает десятков кубометров. В процессе освоения скважин происходит образование в насосно-компрессорных трубах песчаных пробок высотой более 1000 м со всеми вытекающими последствиями (подъем НКТ для промывки, продавливание пробок агрегатами).

Указанные явления происходят не только в процессе освоения скважин, но и при их дальнейшей эксплуатации.

Помимо технологических осложнений процесса разработки, данное явление приводит к изменению физических и коллекторских свойств прискважинной зоны пласта.

В IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения образование зон разрушения, получивших название «каверн», было установлено по геофизическим данным. По мере роста числа эксплуатационных скважин и сроков их работы становится очевидным, что данное явление носит массовый характер и нуждается в изучении.

В основной песчаной части IV горизонта наблюдаются случаи очень быстрого разрушения призабойной зоны пласта. В верхней песчано-глинистой части зоны разрушения отмечаются в единичных случаях, что можно объяснить другой литологией коллекторов.

В целом наличие зон разрушения, отмечаемое сейчас практически во всех скважинах. Кроме того, по мере переноса вверх текущих интервалов перфорации существенно возрастает роль каверн в эксплуатации скважин. Темпы роста каверн пропорциональны росту числа интервалов перфорации в каждой скважине.

Прорывы газа или рост буферных давлений наблюдаются по скважинам с большими кавернами, процент таких скважин очень велик. Помимо прорывов газа, рост размеров каверн способствует преждевременному обводнению скважин.

2.3 Гидрогеологические условия участка

Пластовые воды в миоценовом горизонте Анастасиевско-Троицком месторождении залегает в следующих условиях:

1.Воды законтурной области залежи.

2.Воды, залегающие непосредственно в залежи (выше ВНК) в свободном состоянии.

3.Воды «головной» части горизонта.

Как известно законтурные воды являются одним из основных геолого-промысловых факторов, предопределяющих нефтеотдачу залежей. Миоценовый горизонт на рассматриваемом участке сложен тремя пачками крупнообломочных пород — коллекторов, связанных между собой по размеру и обладающими исключительно высокой проницаемостью, достигающей сотен Дарси. Это способствует активному проявлению напорного режима законтурных вод.

Условия проявления активного напора законтурных вод предопределяются площадным распространением выделенных в составе миоценового горизонта трёх пачек крупнообломочных пород и характером их взаимоотношений по разрезу.

В юго-восточной части залежи благоприятные условия для проявления напора законтурных вод существует для второй пачки. В разрезе этого направления 1 пачка отсутствует, а 3 — залегает ниже отметки ВНК, т.е. в условиях водонасыщения и отделена от 2 пачки глинистым пластом толщиной 20 — 22 м.

В срединной части массива и залежи условия для проявления напора законтурных вод существует на 3 и 2 пачки горизонта. Кроме того, в «головной» части залежи, южнее скважины 1834 напор по 2 пачке передаётся вверх по разрезу на 1 пачку.

В северо-западной части залежи условия для проявления напора несколько отличаются от выше рассмотренных: законтурные воды в начале оказывают напор на 3 пачку, а далее к юго-востоку напор передаётся вверх по разрезу на 2 пачку, где глинистый раздел между ними отсутствует. Т.е. существуют условия для перетока флюидов, в т.ч. углеводородных из миоценового горизонта в понтический. По этой причине понтический горизонт на рассматриваемой залежи оказался насыщенным ВВН, т.е. содержит залежь ВВН с несвязанной (свободной) водой, являющейся юго-восточным продолжением залежи. Кроме этого, вода может присутствовать и в запечатанных линзовидных водонасыщенных «телах», сложенных песчано-алевритовыми осадками. О наличии свободной воды в рассматриваемом объекте свидетельствует тот факт, что в подавляющем большинстве скважин, независимо от гипсометрического положения горизонта, с самого начала в продукции отмечено значительное количество воды.

2.4 Стратиграфия

На Анастасиевско-Троицком месторождении вскрыт полный разрез неогеновых отложений и частично — палеоген (майкопская серия) . Весь разрез вскрытых отложений сложен терригенными образованьями (глинами, песчаниками и песками, алевролитами и алевритами) с подчиненными тонкими прослоями карбонатных пород (известняков, мергелей) распространенных главным образом в среднем и реже, верхнем миоцене.

Разрез месторождения сверху вниз начинается с песчано-глинистых и галечниковых отложений антропогена общей толщиной до 100 м.

Плиоцен. В разрезе плиоцена выделяется куяльницкий, киммерийский и понтический ярусы.

Куяльницкий ярус имеет толщину 400-450 м, сложен мощными песчаными пачками, разделенными в средней части яруса толщей глин.

Киммерийский ярус. В его разрезе выделяются две толщи: верхняя — песчаная и нижняя — глинистая общей толщиной до 450 м. В глинистой части киммерия на Анастасиевском участке залегает газоносная пачка песков и алевролитов (I горизонт).

Понтический ярус представлен глинами толщиной до 500 м с двумя газоносными песчано-алевритовыми горизонтами (II и III) в средней части.

Миоцен. Отложения миоцена представлены на Анастасиевско-Троицком месторождении всеми ярусами — меотическим, сарматским, тортонским (конкский, караганский, чокракский и тарханский горизонты), образующими верхний и средний миоцен. Нижний миоцен входит в состав майкопской серии, представляя ее верхнюю часть.

Меотический ярус, в котором заключены основные запасы нефти и газа месторождения, делится на две части — верхнюю и нижнюю. В верхней части, под понтическим репером вскрывается 20-метровая пачка характерных черных глин (меотический репер), под которой залегает IV горизонт, сложенный песками, реже песчаниками, алевритами и алевролитами с прослоями глин. Общая толщина IV горизонта изменяется от 40 до 130 м, при этом горизонт распространен далеко за пределами месторождения на значительной части Западно-Кубанского прогиба.

Как уже отмечалось выше, по литологическому составу IV горизонт разделяется на 2 части: верхнюю песчано-глинистую и основную песчаную. ВПГЧ сложена чередованием невыдержанных по площади, обычно тонких, реже до 3-5 м толщиной, прослоев алевролитов, рыхлых песчаников и глин.

Общая толщина ВПГЧ непостоянна и достигает 20-25 м. Коллекторами верхней песчано-глинистой части служат алевролиты, часто глинистые алевролиты, реже пески.

Основная песчаная часть сложена, главным образом, мелкозернистыми сыпучими песками и алевролитами с редкими, развитыми не повсеместно, обычно тонкими прослоями глин, алевролитов и крепких известковых песчаников. Толщина основной части IV горизонта достигает 100 м.

В нижней части меотического яруса доминирующее значение имеют глины с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в горизонты IV-а, V, VI, VI-а, VII, VIII. Коллекторы этих горизонтов не выдерживаются по площади месторождения, выклиниваются, замещаются глинами. Продуктивными являются IV-а, V, VI, VI-а, VII горизонты (последний только на Анастасиевском участке).

Горизонты V и VI, имеющие (точнее имевшие) наиболее важное после IV горизонта значение, развиты только на Троицком участке. Общая толщина меотического яруса, а зависимости от положения на структуре варьирует в пределах 220 — 420 м.

Сарматский ярус представлен всеми своими частями — верхней и нижней. Отложения сармата преимущественно глинистые, с прослоями алевролитов и песчаников в верхней части (IX и X горизонты) доломитизированных мергелей и глинистых алевролитов — в нижней.

Общая толщина сарматского яруса 230-540 м.

Тортонский ярус включает (сверху вниз) конский, караганский, чокракский и тарханский горизонты. Представляет собой толщину глин с редкими прослоями мергелей.

Толщина конкского горизонта 20 м, караганского 200 — 220 м, чокракского 170 — 240 м, тарханского 25 м.

Майкопская серия (нижний миоцен-олигоцен) представлена в районе месторождения толщей пластичных битуминозных глин с предполагаемой толщиной 3000 м (скважина № 370 прошла по майкопским отложениям 2700 м, не вскрыв их подошву и не встретив прослоев — коллекторов).

2.5 Тектоника

Анастасиевско-Троицкая антиклинальная складка входит в состав антиклинальной зоны, которая пересекает весь Таманский полуостров и заканчивается в центральной части Западно-Кубанского прогиба. Все складки этой зоны имеют в основании дислоцированные пластичные глины майкопской серии, относятся к открытым диапировым или криптодиапировым, все они в той или иной степени осложнены явлениями грязевого вулканизма (рис.3) .

Анастасиевско-Троицкая складка рассматривается как погребенно-диапировая, в которой майкопское ядро, ранее выходившее на поверхность, было погребено под толщиной плиоценовых пород и развивалось как криптодиапир.

Складка расположена в осевой части Западно-Кубанского прогиба, вытянута с северо-запада на юго-восток, в рельефе отражена лишь на Анастасиевском участке в виде небольшого (+25м, 1км в поперечнике) круглого холма. По изогипсе- 1600 метров кровли меотического яруса длина складки составляет 28 км, ширина от 3 км — на Анастасиевском участке до 4км — на Троицком. Углы падения крыльев складки на Анастасиевском участке 12 0_ 130 , на Троицком они выполаживаются до 60 -70 . Соответственно ведут себя и периклинали складки: на северо-западной углы падения слоев составляют 50 -60 , на юго-восточной — 10 -30

Складка в отложениях меотиса состоит из 2-х основных сводов: Анастасиевского — на северо-западе и Троицкого — на юго-востоке, между которыми выделяется еще один небольшой свод. Превышение Анастасиевского свода над Троицким около 80 м.

Явление диапиризма проявились главным образом на Анастасиевском своде.

Меотические отложения прорваны здесь двумя выступами диапирового ядра. На Анастасиевском своде имела место и грязевулканическая деятельность (в виде 300 метровой компенсационной воронки, заполненной брекчией.)

3. МЕТОДИКА И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПО ОБЪЕКТУ

3.1 Исходные данные для разработки проекта

Проектируемые работы проводятся:

1. Краснодарский край, Крымский и Славянский районы.

2. Площадь Анастасиевско-Троицкая, скважина № 52

3. Назначение ремонтируемой скважины: эксплуатационная.

4. Категория скважины — 2.

5. Проектный горизонт — IV

6. Проектная глубина скважины — 1570м.

7. Проектное смещение и азимут забоя относительно устья скважины

8. Диаметры обсадных колонн и число таких колонн в скважине

кондуктор — 273мм

экс. колонна — 140мм

9. Вид энергии, которая будет использоваться при ремонте скважины — электроэнергия.

10. Расстояния от скважины до НГДУ, баз снабжения, геофизической партии, и других предприятий, кото-рые должны обслуживать ремонт скважины:

Нефтегазодобывающее предприятие №3 — 10км.

База «Себедахово» — 15км. , Геофизическая партия — 60км. , ООО «КНГ-Спецтехносервис» — 75км. , Управление технологическим транспортом — 20км. , Объединение «Краснодарнефтегаз» — 125км.

3.2 Виды, объемы и методика проведенных на участке работ

Анастасиевско-Троицкое месторождение открыто в 1952 году. Разработка нефтяной части IV горизонта меотиса начата в 1954 году на Анастасиевском участке, а в 1955 году — на Троицком участке.

Основным критерием рациональной системы разработки нефтегазовых залежей является стабильность положения газонефтяного контакта, что позволяет осуществить наиболее полную выработку запасов нефтяного слоя. За период разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения проводился ряд технологических мероприятий, направленных на стабилизацию положения ГНК. К ним относятся:

  • поэтапные переносы интервалов перфорации в добывающих скважинах;
  • отбор природного газа из газовой шапки;
  • закачка воды в газовую шапку;
  • уплотнение сетки добывающих скважин.

Не все из проводимых мероприятий оказались эффективными. Так, в период 1972-1980 гг. осуществлялся промышленный отбор газа, что не могло не вызвать значительных изменений в положении ГНК и ВНК. Результаты движения ГНК и ВНК приведены в таблице 3.2. Закачка воды в нижнюю часть газовой шапки на Троицкой площади также оказалась неэффективной. Слабо проницаемые пласты, которые наблюдались в разрезе нагнетательных скважин, не являлись экраном для закачиваемой воды и свободно ее пропускали.

Закаченная вода скатывалась по кровле диапира под нефтяной слой и преждевременно обводняла ряд добывающих скважин. Кроме того, произошло вторжение нефтяного слоя в газовую шапку и образования зоны вторичной нефтенасыщенности.

Сравнительные показатели состояния нефтяного слоя IV горизонта.

Таблица 3.2

п/п

Показатели

2004-2005г.

2006-2007г.

Примечание

1

Скорость движения ГНК, м/год

0,1 — 0,34

средняя-0,17

0,4 — 2,1

средняя 0,97

2

Скорость движения ВНК, м/год

0,1 — 0,44

средняя-0,25

0,6 — 2,2

средняя 1,23

3

Остаточная газонасыщенность в зоне движения ГНК %

23

13

Снижение Кг возможно также за счет влияния зоны разрушения

4

Толщина переходной зоны, м

3,83

6,15

Соотношение скважин с переходной зоной и без нее-55%/45%

5

Газонасыщенность переходной зоны, %

64

33

6

Расстояние от кровли зоны разрушеня до ГНК,м

2,5

1,5

Наиболее вероятные величины

7

Обводненность, %

26,0 — 54,3

средняя-35,6

61,2 — 73,8

средняя-68,6

В процессе разработки нефтегазовой залежи IV горизонта поэтапный перенос интервалов перфорации добывающих скважин являлся достаточно эффективным и экономически обоснованным мероприятием.

В 30-40% случаев из-за высокой обводненности и прекращения фонтанирования в скважинах выполняли перенос фильтра через 3-4 года эксплуатации, когда ещё существенная часть запасов нефти в интервале была не отобрана, и лишь около 50% скважин эксплуатировалась порядка 7 лет без переноса интервалов перфорации. Увеличилась частота данного мероприятия в 3,6 раза.

Увеличение частоты проведения переносов, в первую очередь обусловлено осложнениями в процессе добычи нефти. Наиболее выгодно проводить их в зонах пласта с высокими значениями толщин остаточного нефтяного слоя. При ограниченном и небольшом (4-6 м) остаточном нефтяном слое, активной газовой шапке и подошвенной воде имеют место прорывы газа, так и воды в интервале перфорации. Кроме того, имеет место вынос породы при освоении скважин, что сопровождается образованием зон разрушения в интервале перфорации, что затрудняет эксплуатацию скважин, приводит к их обводнению и загазованности.

3.3 Данные по текущему дебету и текущем коэффициенте нефтеотдачи

Эксплуатация нефтяных скважин IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения осложнена несколькими одновременно действующими факторами: высокой обводненностью, обусловленной активностью водонапорной системы; прорывами газа из газовой шапки, вследствие близости газонефтяного контакта; интенсивным выносом песка и образованием каверн; гидратообразованием. Кроме отрицательного влияния природных факторов, существенное влияние на эксплуатацию оказывают недостаточное обеспечение производства трубами малого диаметра, средствами автоматизации, замерными устройствами, химреагентами и другие причины.

Из общего числа 1147 эксплуатационных скважин 65% имеют выше 50%; 60% скважин осложнены пескопроявлениями; 30% скважин характеризуются прорывами газа. В связи с этими осложняющими факторами эксплуатация скважин ведётся с использованием режимных устьевых штуцеров малого диаметра 1,2-2,8 мм позволяющих регулировать забойное давление с целью ограничения депрессии на пласт. Во многих случаях перепад давления ограничивается 0,07-0,1 МПа.

Основным осложнением, влияющим на нормальную эксплуатацию фонтанирующих скважин, является обводнение.

Состояние фонда скважин на 01.01.2007 г.

Таблица 3.3.

Фонд скважин

Катего-рия сква-жин

Количество скважин

Анастасиевская площадь

Троицкая площадь

В целом по IV горизонту

ОПЧ

ВПГЧ

Всего

ОПЧ

ВПГЧ

Всего

ОПЧ

ВПГЧ

Всего

Фонд добы-вающих скважин

Всего

Фонт.

УЭДН

Г/лиф

Безд

Консер

Ликв.

337

9

345

835

67

902

1163

76

1248

282

9

291

294

32

326

576

41

617

6

6

6

6

467

35

502

467

35

502

29

29

35

35

64

64

18

18

18

18

20

20

21

21

41

41

Анализ динамики обводнённости продукции по способам эксплуатации показывает, что рост обводненности фонтанных скважин в 1,5-2 раза интенсивнее чем газлифтных скважин. Однако количество воды, добываемой с нефтью, приходящиеся на одну газлифтную скважину, фактически в 5 раз выше добычи воды одной фонтанной скважиной. За период с 2001 года по 2006 год обводненность продукции залежи возросла с 41 до 74 %, газлифтный фонд скважин увеличился с 95 до 502 скважин. Результаты обводненности продукции залежи и состояние фонда скважин приведены в таблицах 3.3 и 3.4.

Вследствие высоких темпов обводнения, перевод фонтанных скважин на механизированную эксплуатацию неизбежен.

Средние текущие дебиты и обводненность по состоянию на 01.01.2007 года.

Таблица 3.4

Наименование скважин

Средний текущий дебит и обводненность (%)

по IV горизонту

q н

q ж

%

фонтанные

1,01

2,07

51,2

газлифтные

1,26

7,23

82,6

УЭДН

0,38

1,03

63,4

Всего по IV гор.

1,12

4,41

74,6