WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Видобуток нафти із Вигода - Витвицького родовища (Івано-Франківська обл.) - Реферат

Видобуток нафти із Вигода - Витвицького родовища (Івано-Франківська обл.) - Реферат

О.Зтис.т води і О.бмлн.м3 газу .
Свердловини 73 і 74 - В.В. розташовані на Кропивницькому блоці Вигода - Витвицького родовища . На 1.01.1998р. із верхньо - середньоменіліто-вого покладу цього блоку видобуто 41.3тис.т нафти, 2.4тис.т води і 12.2млн.м3 газу . Від початкових видобувних запасів відібрано 5.9% нафти . Поточний коефіцієнт нафтовилучення досягнув 0.009 .
Свердловина 4 - Лоп. розташована на Південно - Долинському блоці. Дана свердловина при випробуванні верхньоменілітових відкладів в листопаді 1981р. в інтервалі 3520 - 3205м (відмітки мінус 2958.8 - мінус 2649.1м) дала приплив нафти дебітом 4т/доб . В жовтні 1982р. свердловина введена в експлуатацію з середньодобовим дебітом нафти І.От/доб. і газовим фактором 169м3/г . У 1983 - 198бр.р. дебіт нафти утримувався на рівні 0.1 -1.2т/доб. Починаючи з 1987р. до 1995р. середньорічний дебіт нафти стабілізувався і становив 0.4 - 0.5т/доб. В 1996 -1997р.р. дебіт нафти різко зменшився і дорівнював 0.04 - 0.09т/доб.
Початковий газовий фактор свердловини дорівнював 169м3/г (жовтень 1982р.), а з 1983р. до 1985р. збільшився з 286 до 400м3/т . За період 1986 - 1990р.р. середньорічний газовий фактор знаходивсяу межах 309 -438м3/г, а в подальшому він коливався в межах від 208 до 788м3/т (1991 -1996р.р.) . У 1997р. газовий фактор дорівнював 245м3/г, що значно менше його величини у 1996 році - 788м3/г .
Початковий дебіт води свердловини 4 - Лоп. дорівнював 1.2м3/доб, (обводнення 53%), та до грудня 1982 року він зменшився до 0.1м3/доб. Вели-
[ ке початкове обводнення продукції пояснюється відбором води, що погли-I нулась пластом в процесі освоєння свердловини . В 1983 році середньодобо-I вий дебіт води дорівнював 0.1ма/доб (в квітні - 0.5м*/доб), що при низьких | величинах середньодобових дебітів нафти (0.2 - 0.9т/доб) привело до І збільшення обводнення продукції . В 1984 - 1986р.р. свердловина періодично давала безводну продукцію . В 1986р. середньорічне обводнення продукції дорівнювало 4.7%, а в 1987 - 1990р.р. знаходилось на рівні 1.9% - 7.1% . В 1996р. свердловина давала безводну продукцію . Динаміка основних показників роботи свердловини 4 - Лоп. наведена на рисунку 3.2.
Всього із свердловини на 1.01.1998р. відібрано 2.3тис.т нафти, 0.4тис.т води і 0.8млн.м3 газу . Від початкових видобувних запасів Південно-Долинського блоку відібрано 1.4% нафти . Поточний коефіцієнт нафтовилу-чення досягнув 0.002.
На 1.01.1998 року із верхньо - середньоменілітового покладу родовища відібрано 43.7тис.т нафти, 2.8тис.т води і ІЗ.Омлн.м3 газу . Від початкових видобувних запасів нафти відібрано 5.1%, коефіцієнт нафтовилучення становить 0.008 .
Характеристика фонду свердловин та співставлення проектних і фак-тичних показників розробки Вигода - Витвицького родовища подані в таб-лицях 3.1 та 3.2. Динаміка основних технологічних показників розробки наведена в таблиці 3.3 та рисунку 3.3.
Велика різниця між проектними і фактичними показниками розробки в 1997р. пояснюється тим, що відповідно до технологічної схеми розробки починаючи з 1997р., передбачалось введення із буріння нових свердловин .
Початковий пластовий тиск у покладі, заміряний 9.12.1967р. у свердловині 74 - В.В. на глибині 3400м (відмітка мінус 2951м) дорівнював 32.0МПа (на відмітці мінус 3120 - 33.2МПа) . За даними замірів у кон-трольній свердловині 73 - В.В. середній за 1997р. (сім замірів) пластовий тиск дорівнював 33.2МПа, на глибині 3550м (відмітка мінус 3120м) . Тобто за період розробки родовища (Кропивницький блок) пластовий тиск протягом 1967 - 1997р.р. не зменшився . Це пояснюється малим відбором нафти із пласта через наявність на Кропивницькому блоці лише однієї малодебітної видобувної свердловини, накопичений відбір якої дорівнює 40.7тис.т. Крім цього, початковий пластовий тиск, заміряний у свердловині 74 - В.В міг бути заниженим через неповне відновлення його з причин низьких фільтраційних властивостей колекторів .
4 ОБГРУНТУВАННЯ ПЕРЕВЕДЕННЯ ЗАПАСІВ НАФТИ РОДО-ВИЩА ДО КАТЕГОРІЇ ВАЖКОВИДОБУВНИХ
Промислова нафтоносність Вигода- Витвицького родовища пов'язана з малопотужними, невитриманими по площі та розрізу пластами пісковиків та алевролітів, які характеризуються середньою пористістю 9% (за даними промислової геофізики) та гідропровідністю 2 - 5м?Па-с . Про неоднорідність колекторів по площі нафтоносності свідчать результати досліджень свердловин на продуктивність. Із трьох пробурених видобувних свердловин тільки свердловина 74 (ефективна товщина продуктивних відкладів 17.6м, Кропивницький блок) характеризується відносно великим і досить стабільним дебітом нафти 8 - Ют/доб. (початковий 22.6т/доб.) протягом довгого періоду експлуатації (1968 - 1976р.р.) . За даними досліджень коефіцієнт продуктивності свердловини 74 дорівнює 2.85т/доб-МПа, гідропровідність 5.23м3ЯІа-с (5.94мкм2 -см/мПа-с), проникність 3.3-10-3мкм2.
Пробурена в 1971р. на Кропивницькому блоці свердловина 73 (ефективна товщина продуктивних відкладів 14.6м) характеризується набагато меншим початковим дебітом нафти - 8.9т/доб., який протягом року зменшився до 0.2т/доб. Після 27 місяців експлуатації (накопичений відбір нафти 650т) свердловина 73 переведена в контрольні через малий дебіт нафти (О.іт/доб.) і високий газовий фактор (2000мУг) . Коефіцієнт подуктив-ності свердловини дорівнює 0.938 т/доб-МПа, гідропровідність 1.42м3/Па-с (1.95мкм2 -см/мПа-с), проникність 1.3-10 амкм2.
Дуже низькими колекторськими властивостями характеризуються продуктивні пласти Південно - Долинського блоку . Початковий дебіт наф-ти свердловини 4 - Лоп. дорівнював Іт/доб. і з перших місяців експлуатації зменшився до 0.6 - 0.4т/доб . Коефіцієнт продуктивності свердловини не визначався.
Потрібно зауважити, що фільтраційна характеристика продуктивних пластів родовища визначена на основі обмеженої кількості гідродинамічних досліджень видобувних свердловин . Щодо характеристики колекторських властивостей продуктивного розрізу за результатами лабораторних досліджень кернового матеріалу, то вона відсутня з причин відсутності керну . З пробурених у межах родовища свердловин, відібраний керновий матеріал із верхньоменілітових відкладів представлений виключно аргілітами і лише із свердловини 74 піднято 0.4м пісковика (інтервал відбору 3799.1-3801м, загальний винос керну 0.6м) . Але цей пісковик має пористість 2.2% і не відноситься до колекторів промислової категорії.
Таким чином, проникність продуктивних пластів родовища не пере-вищує 3.3-103мкм2, що є характерним для верхньоменілітових відкладів Прикарпатських родовищ.
Loading...

 
 

Цікаве