Создание объекта по добыче нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Вопросами повышения нефтеотдачи озабочены все нефтяные компании мира. Не исключение и Западно-Сибирский регион. Один из самых эффективных районов добычи Ханты-Мансийский автономный округ. В целях повышения нефтеотдачи разрабатываемых пластов, а также вовлечения в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефтина месторождениях ХМАО, доля которых становится весьма значительной, применялись различные технологии и методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

По предварительным данным, полученным из нефтяных компаний, всего по округу выполнено около 21800 скважино-операций по повышению нефтеотдачи и интенсификации добычи, за счет этого получено дополнительно нефти 61558 тыс. т, что составляет около 34% от всей добычи в округе в 2011 году.

Наиболее крупномасштабно ведутся указанные работы в НК "Сургутнефтегаз", "ЛУКойл-Западная Сибирь", "ЮКОС" и "Тюменской нефтяной компании". При этом применяются следующие основные технологии работ: гидроразрыв пласта, физико-химические и гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, обработка призабойных зон скважин, а также бурение скважин с горизонтальным участком ствола, зарезки вторых стволов скважин и прочие методы. Всего в округе в 2011 году выполнен в крупных нефтяных компаниях 1401 гидроразрыв пласта, что дало дополнительную добычу нефти около 17,5 млн. т, пробурено 140 горизонтальных скважин, причем 96 из них в НК "Сургутнефтегаз". Много операций - 8108 выполнено с применением физико-химических технологий, за счет этого дополнительно получено 14,7 млн. т. нефти. Значительный объем дополнительной добычи - 19,9 млн. т. - получен за счет гидродинамических методов, которые включают форсированный отбор жидкости, нестационарное (циклическое) заводнение, различные модификации заводнения - барьерное, очаговое, площадное, вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. В АО "Сургутнефтегаз" дополнительно за год добыто за счет технологии повышения нефтеотдачи пластов 13,3 млн. т нефти после проведения 3680 скважино-операций, в "Когалымнефтегазе" проведено 642 операции с дополнительной добычей 834,9 тыс. т. нефти, а в "Юганскнефтегазе" - 560 скважино-операций с дополнительной добычей 829 тыс. т.

Обработки призабойных зон проведены в 5239 скважинах, дополнительная добыча нефти по округу составила 5170,4 тыс. т.

Зарезки вторых стволов выполнены в 102 скважинах, что дало дополнительную добычу 529 тыс. т. нефти. Приведенный выше обзор наглядно показывает, что значение повышения эффективности пластов трудно переоценить.

Выбранная мною для написания дипломной работы тема как никогда актуальна в условиях, когда эффективность нефтедобычи, и даже небольшое ее повышение сразу существенно сказывается на экономическом положении не только нефтяной компании, а целого региона, а в данной отрасли и страны в целом. Повышение нефтеотдачи это дополнительные тонны топлива, и немедленный экономический эффект. Объектом исследования в дипломной работевыбрано Приразломное месторождение, эксплуатируемое Нефтяной компанией «ЮКОС». Какой метод воздействия на пласт окажется в данном регионе, при данных условиях нефтедобычи наиболее оптимальным. На этот вопрос попытаемся ответить в данной дипломной работе

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. 1 Характеристика района Приразломного месторождения

(общие сведения)

В административном отношении Приразломное нефтяное месторождение входит в состав Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности. Месторождение удалено на 90 км к востоку от города Ханты-Мансийска и на 70 км к юго-западу от города Нефтеюганска .B относительной близости от разрабатываемых крупных нефтяных месторождений -Правдинского, Мамонтовского, Усть-Балыкского и др.

До освоения нефтегазовых ресурсов края и создания мощной нефтегазовой индустрии, немногочисленное коренное население состоящее из народностей ханты и манси.

К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепроводы Усть-Балык-Омск. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину, абсолютные отметки которых изменяются от 19 до 67 м. Наиболее низкие отметки приурочены к руслам и поймам рек. На водораздельных участках района района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения. Неровность рельефа обязана своим происхождением, в основном, деятельности рек. Гидрографическую сеть представляют реки: Обь, Большой Салым, Малый Салым. Реки Большой и Малый Салым -спокойные, равнинные, со скоростью течения не превышающей 0.3...0.8 м/сек на песках и 0.8...1.2 м/сек на перекатах. Для них характерны извилистые русла, наличие большого числа притоков, разливов и песчаных кос. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией. В районе много озер. Глубина озер не превышает 10 метров, размеры наиболее значительных 2...3 км в поперечнике. Ледяной покров на реках удерживается с начала октября до конца мая, толщина льда достигает один метр. Месторождение расположено в зоне многолетнемерзлых пород, имеющих преимущественно прерывистое строение. На сопредельных территориях их толщина составляет 15...40 м. Населенные пункты расположены по берегам рек.

Климат

Климат рассматриваемого района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Крайние отметки температур в течение года минус 55 и плюс 35.Снежный покров держится 180...190 дней и достигает 1.5 м. Зимой выпадает 30...40% от общего количества осадков. Коренное население представляют ханты и манси. В производственных процессах не заняты.

Лесные массивы состоят из лиственницы, ели, кедра, сосны и березы. Болотистые пространства покрыты сфагновыми мхами. Среди болот часто встречаются островки редколесий, где растет сибирская лиственница, низкорослая береза и прочие, произрастает клюква.

Доставка оборудования и других материалов доставляется по дорогам с бетонным покрытием и воздушным путем. Для обеспечения нефтяных скважин промывочной водой используются надмерзлотные воды новомихайловских отложений. Подземные воды апт-альб сеномановского комплекса отличаются малой коррозийной способностью и широко применяются для заводнения нефтяных пластов на месторождениях Среднего Приобья, но не нашли широкого применения из-за плохих геолого-физических и гидродинамических характеристик комплекса в этом районе.

1.2 История освоения Района

Приразломное месторождение расположено в центральной части Западно - Сибирской низменности . Приразломная площадь является западным участком группы Салымских месторождений . Поисковое бурение на Приразломной площади ведётся с 1981 года . Площадь приурочена к малоамплитудным локальным поднятиям Салымской структуры III порядка .

В 1982 году в результате ипытания пласта БС 4-5 из скважины № 154 на Приразломной площади был получен приток нефти дебитом 4,8 куб. м в сутки на штуцере диаметром 2 мм . В разработку месторождение было введено в 1986 году и разрабатывается НГДУ « ПРАВДИНСКНЕФТЬ » . Размеры залежи значительны и составляют 55,4 x 25-31 кв. км . Высота 182 м . По типу залежь литологически экранированная (основные геолого-физические характеристики горизонта БС_4-5) .

На 1.01.09 года на балансе ОАО « ЮНГ » числятся 27 месторождений. В том числе активно разрабатываемые : Усть-Балыкс-кое, Солкинское, Южно-Сургутское, Восточно-Сургутское, Обинское, Фаинское, Мамонтовское, Ефремовское, Тепловское, Кудринское, Мало-Балыкское, Киняминское, Майское, Южно-Балыкское, Средне-Балыкское, Правдинское, Приразломное, Северо-Салымское, Салымское, Приобское, Угутское, Петелинское, Средне-Угутское, Западно-Угутское.

В 2009 году ОАО « ЮНГ » проводило поисково-разведочные работы на 19 лицензионных блоках, в том числе и на Приразломном месторождении. По окончанию которых получило определенные результаты в том числе по Приразломному месторождению : скважина 2022п бурится на востоке месторожде-ния с целью уточнения контура нефтеносности. Пробурено всего 294 метра горных пород. По ГИС пласты АС10, БС - вода по керну, БС-4 - нефть, КИИ-146 в интервале БС-6 2382-2435 метров, 2389-2404 метров Qж-726 куб.м / сут нефти - 10 % БС-9 2445-2486 метров Qж-162 куб.м / сут. нефти - 3-5 % . скважина закончена бурением, в ожидании испытания.

2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Геологическая характеристика Приразломного месторождения

В геологическом строении осадочного числа месторождения принимают участие терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые породами доюрского фундамента. Максимальная толщина пород фундамента и осадочного чехла вскрыта в скважине 184 и составляет 3320 м.

ДОЮРСКИЕ образования - вскрытая их толщина в скв.184 равна 107 м, из них верхние 40 м относятся к коре выветривания и представлены туфо-аргиллитами. подстилаемые кварцевыми порфирами и порфиритами, кровля которых служит региональным отражающим сейсмическим горизонтом "А". Возраст их определен как среднедевонский. На размытой поверхности доюрского фундамента залегают осадки нижне-среднеюрского возраста.

НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ отложения выделяются как "тюменская свита". Сложена эта свита в подошве пачкой почти черных аргиллитов плотных с обильным углистым детритом. В аргиллитах определен спорово-пальцевой комплекс верхнего лейаса. Выше залегает мощная толща чередующихся пластов и прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые преимущественно полимиктовые с небольшим содержанием обломков, реже аркозовых. Аргиллиты темно-серые и серые, алевритистые иногда углистые, содержат прослойки угля и глинистого сидерита толщиной несколько сантиметров. Для пород толщи характерно присутствие углистого детрита и микроскопических стяжений глинистого сидерита. В образцах пород свиты определены споро-пыльцевые комплексы, характерные для батского, байосского и аалснского ярусов. Общая толщина тюменской свиты в данном районе изменяется от 241 м до 288 м. В разрезах ряда близлежащих площадей в верхней части песчано-алевролитовые прослои нефтенасыщены и индексируются как пласт 102.

ВЕРХНЕЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ представлены абалакской и баженовской свитами.

АБАЛАКСКАЯ свита охарактеризована пачкой темно-серых аргиллитов, в верхней части которой прослеживаются прослои алевролитов и алевролитистых песчаников серых и светло-серых, глинистых, с включениями зерен глауконита, выделяемых на практике как продуктивный пласт Ю1. В пачке обнаружены фораминифер, характерные для кимериджского, оксфордского, келловеиского ярусов. Толщина свиты колеблется в пределах 17- 32 м. Подошва свиты служит регионально выдержанным отражающим сейсмическим горизонтом "Т".

БАЖЕНОВСКАЯ свита представлена в основном глинами, содержащими прослои кремнистых известковистых образовании. Глины темно-серые почти черные, часто листоватые и битуминозные. По вещественному составу и текстурно-структурным особенностям представляется возможным выделить 4 основных типа пород: собственно глины, кремнистые глины или радиоляриты, известковистые глины и мергели, известняки. Собственно глины алевритистые массивной структуры и прослоями тонкоотмученные микрослоистые. По вещественному составу породы баженовской свиты Салымского района заметно отличаются от аналогичных образований подстилающих и перекрывающих горизонтов повышенным содержанием органического вещества (в среднем 5-10%), аутигенного кремнезема (40-80%) и пирита. Содержание пирита в 10-15 раз больше, чем во вмещающих породах. Глины еще не являются аргиллитами, а находятся на стадии уплотненных глин. Они отличаются высоким содержанием битуминизированного органического вещества. Емкостные свойства пород баженовской свиты колеблются довольно в широких пределах и зависят от их вещественного состава. Наименьшая общая пористость характерна для известняков, мергелей и не превышает обычно 1-2%. Наибольшую общую пористость имеют массивные глины , в среднем она составляет 7%. Изучение трещинной пористости промысловыми методами показало, что се значения обычно не превышают 0,5%, в среднем от 0,05 до 0,2%. Трещиноватые разности пород свиты индексируются как пласт Ю0. Свита охарактеризована ихтиофауной и фауной, свойственной волжскому ярусу. Общая толщина свиты изменяется от 32 до 46 м. Глины свиты являются регионально выдержанным сейсмическим репером, известным как отражающий сейсмический горизонт "Б".

НИЖНЕМЕЛОВЫЕ отложения подразделяются на свиты ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую.

АХСКАЯ свита в подошвенной части сложена пачкой аргиллитов темно-серых известковистых, алевритистых, слюдистых, иногда слабобитуминозных толщиной 15-18м. Выше залегает мощная толща (до 220-250м) чередующихся пластов песчаников и алевролитов мелкозернистых серых, прослоями слюдистых, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита и с прослоями аргиллитов темно-серых до черных. По определению остатков фауны, в частности комплекса фораминефор, по возрасту соответствуют берриасскому и низам ярусов. В разрезах ряда близлежащих месторождений песчано-алевролитовые пласты нефтенасыщены и индексируются как ласты БС16 -БС25. Эта толща выделяется в стратиграфических разрезах как " ачимовская пачка ".

Породы ачимовской пачки перекрываются толщей аргиллитов темно-серых, в различной степени алевритистых, иногда известковистых, реже хорошо отмученных, с тонкими прослоями и включениями линз светло-серого алевролита и песчаника. В разрезе верхней половины свиты появляются пласты песчаников и алевролитов светло-серых, серых, буровато-серых в зависимости от степени нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистых, с глинистым, реже известково-глинистым цементом, с включениями обугленного растительного детрита.

В Салымском районе песчано-алевролитовые пласты индексируются сверху вниз как пласты от БС1 до БС9.

В разрезе месторождения продуктивными являются пласты 1БС4. 2БС4, 1БС5 и 2БС5. Среди аргиллитов встречаются тонкие прослои мергелей и глинистых известняков, а также остатки фауны пелеципод, скопления раковин церен и комплексы фораминифер, указывающие на валанжинский и готерив-барремскии возраст пород.

Разрез свиты венчает пачка аргиллитов темно-серых, в верхней части с зеленоватым оттенком, часто алевритистых и известковистых, выделяемая как "пимская пачка". В ее подошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин пелеципод. Общая толщина свиты изменяется в пределах от 444 м до 569м.

ЧЕРКАШИНСКАЯ свита выражена аргиллитами серыми и темно-серыми, изредка с зеленоватым оттенком, от хорошо отмученных до алевритовых разностей с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. Песчаники мелкозернистые и мелко-среднезернистые алевролиты, сильно глинистые, слабоотсортированные. Они характеризуются большим разнообразием текстур (мелкая, косая, пологоволнистая. горизонтальная), с включениями органики в виде останов растений и обуглившегося детрита. По вещественному составу коллекторы полимиктовые и аркозовые полево-шпатово-кварцевого состава с глинистым цементом.

В разрезе свиты в Салымском районе сверху вниз выделяются песчаные пласты АС4, АС5, АС6, АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12, из которых нижние пласты нефтенасыщены.

В разрезе свиты в пределах северной части Приразломного месторождения продуктивными являются пласты 1АС11 и 2АС11, которые в пределах ЗПП не продуктивны. Отмечается сидеритизация пород и редкие прослои глинистых известняков, редкие фораминиферы. В нижней половине свиты обнаружены остатки фауны пелеципод. Определен спорово-пыльцевой комплекс, характерный для готерив-баррема. Общая толщина свиты изменяется от 244м до 302 м.

АЛЫМСКАЯ свита сложена толщей аргиллитов темно-серых, в верхней части от темно-серых до черных, битуминозных, с прослоями алевритов серых и светло-серых, реже песчаников мелкозернистых серых и светло-серых, с глинистым цементом, а также с маломощными прослойками глинистых известняков. Среди пород свиты встречаются растительные остатки. Определены спорово-пыльцовые комплексы, характерные для апт-альба. Общая толщина свиты колеблется в пределах от 129 м до 186 м. Пласты аргиллитов, залегающие в подошвенной и кровельной частях разреза алымской свиты. служат регионально выдержанными отражающими сейсмическими горизонтами "d в" и " М ".

ВИКУЛОВСКАЯ свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлено толщей аргиллитов темно-серых с различной степенью обогащенных алевритовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита мелкозернистого. Осадки подсвиты содержат включения растительного детрита. Выявленные спорово-пыльцовые комплексы указывают на апт-альбский возраст.

Верхняя подсвита охарактеризована преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргелитов прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин темно-серых. В породах подсвиты отмечается обильное присутствие углистого детрита. Спорово-пальцевые комплексы характерны для апт-альбского возраста. Общая толщина викуловской свиты изменяется от 242 м до 294 м.

ХАНТЫ- МАНСИЙСКАЯ свита венчает разрез нижнемеловых отложений и расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита охарактеризована толщей глин иргиллитоподобных плотных, темно-серых, алевритистых, с прослоями мелкозернистых алевролитов светло-серых и серых. В породах подсвиты присутствуют обуглившиеся растительные остатки и определены фораминиферы, спорово-пыльцевые комплексы, датирующие их возраст как апт-альбский.

Верхняя подсвита сложена преимущественно чередующимися прослоями песчаников и алевролитов серых и светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых с пропластками аргиллитоподобных плотных глин темно-серых с обильным содержанием углистого детрита. Осадки подсвиты охарактеризованы комплексами фораминифер, спор и пыльцы, указывающие на апт-альбский их возраст. Общая толщина ханты-мансийской свиты варьирует от 262м до 300м.

ВЕРХНЕМЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ подразделяются на свиты уватскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую.

УВАТСКАЯ свита сложена толщей переслаивающихся песков, алевритов, песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, с глинистым, реже карбонатным, цементом. По составу песчано-алевролитовые разности полевошпатовые - кварцевые. Глины аргиллитоподобные зеленовато-серые и темно-серые в верхней части разреза свиты. Глины от тонко отмученных до алевритистых.

В породах свиты обнаружены единичные экземпляры фораминифер, которые наряду со спорово-пыльцевыми комплексами указывают на сеноманский возраст отложений. Общая толщина свиты изменяется от 266 до 303 м.

ТАЛИЦКАЯ свита охарактеризована толщей глин серых и темно-серых, иногда с буроватым и зеленоватым оттенком, неялснолоистых, алевритистых,с присутствием зерен глауконита, с тонкими линзовидными прослоями глинистого алевролита, а в верхней части и тонких прослоев сидерита буровато-коричневого. В породах свиты выявлены включения мелких пиритизированных растительных остатков и реже чешуек рыб, комплексы фораминифер. Изучение спорово-пыльцевого комплекса и определение фораминифер позволили идентифицировать осадки талицкой свиты с палеоценом. Толщина свиты изменяется от 122 м до 157 м.

ЛЮЛИНВОРСКАЯ свита представлена мощной толщей глин от зеленовато-серых до желтовато-зепеновато-серых, иногда с ржаво-бурыми пятнами, алевритистых, участками алевритовых, с включениями зерен глауконита, неясно слоистые. В нижней части разреза свиты глины опоковидные. неясно слоистые, с прослоями алевролитов светло-серых, глинистых, массивной и плитчатой отдельностью. В средней части разреза свиты присутствуют прослои диатомовых глин, которые вверх по разрезу переходят в диатомиты глинистые. В породах свиты выявлены и исследованы комплексы фораминифе, радиолярий, спорово-пыльцевые комплексы, указывающие на их эоценовый возраст. Общая толщина свиты от 211 м до 259 м.

ТАВДИНСКАЯ свита также сложена толщей светло-зеленых и голубовато-зеленых, алевритистых, неясно слоистых, с линзовидными прослойками алеврита кварцевого, с включениями бурового глинистого сидерита, со следами ожелезнения. В глинах встречаются редкие чешуйки рыб, обугленные растительные остатки. Определены комплексы фораминифер и спорово-пыльцевые комплексы, относящиеся к эоценовому и олигоценовому возрастам. Толщина тавдинской свиты составляет 160-180 м.

АТЛЫМСКАЯ свита представляет собой пачку песков и алевритов светло-серых, мелкозернистых, кварцевых с тонкими прослоями бурых углей и глин серых и темно-серых, с отпечатками растений. Спорово-пыльцевые комплексы характерны для олигоценового возраста. Пески и алевриты насыщены пресной водой и служат главным источником для питьевого водоснабжения. Толщина свиты 50-60м.

НОВОМИХАЙЛОВСКАЯ свита выражена толщей спин серых и темно-серых, неясно слоистых и комковатых, с прослоями алевритов, песков и бурых углей. В осадках свиты наблюдаются отпечатки растений, макроспоры, семенная флора и палинокомплекс, характерные для олигоцена. Толщина отложений свиты достигает 80 м.

ТУРТАССКАЯ свита завершает разрез палеогена и охарактеризована глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с маломощными прослоями диатомитов и песков кварцево-глауконитовых, тонкозернистых. Толщинна свиты изменяется от 40 до 70 м.

Разрез осадочного, чехла района завершается отложениями ЧЕТВЕРТИЧНОЙ системы, которые в нижней части представлены глинами зеленовато- и буровато - серыми, вязкими, песчанистыми, с прослоями и гнездами песков и алевритов серых, мелкозернистых, с включениями бурых углей и пресноводной фауны, толщиной от 50 до 70 м. В верхней части прослеживается почвенно-растительный слой, торфяники, супеси и суглинке, толщиной 20-30 м.

КУЗНЕЦОВСКАЯ свита представлена пачкой плотных глин темно-серых, прослоями алевритистых, содержащих остатки чешуи рыб, фораминифер, углефицированные растительные остатки, отпечатки ходов червей. Толщина свиты составляет 44-54 м. По возрасту свита относится к туронскому ярусу.

БЕРЕЗОВСКАЯ свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, опоковидными, алевритистыми, с включениями глауконита и с редкими прослоями песчанистых алевролитов с глинисто-опоковым цементом. В породах подсвиты обнаружены включения обуглившихся растительных остатков, чешуи рыб, фораминиферы, радиолярии, указывающие на коньяксантонский возраст. Толщина подсвиты составляет от 69 до 86 м.

Верхняя подсвита представлена глинами серыми и темно-серыми, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно- и тонкослоистые, пиритизированные, с включениями зерен глауконита. Некоторые прослои глин известковистые. Породы подсвиты содержат включения включения растительных остатков, комплексов фораминифер, радиолярий, чешуек рыб, отпечатки ходов червей. Комплексы фораминифер и радиолярий относятся к кампанскому возрасту. Толщина свиты варьирует в пределах от 73 до 106 м.

ГАНЬКИНСКАЯ свита венчает разрез верхнемеловых отложений и сложена толщей глин желтовато- и зеленовато- серых , иногда с буроватыми оттенками , неясно- и тонкослоистых и с включениями зерен глауконита. В отложениях свиты присутствуют различной степени сохранности растительные остатки и комплексы фораминифер, типичные для маастрихского и датского ярусов. Толщина свиты от 53 до 75 м.

В региональном тектоническом плане месторождение приурочено к положительной структуре 1-ого порядка - к Салымской моноклинали, имеющей субмеридиональное направление. На востоке посредством слабовыраженного прогиба Салымская моноклиналь сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

Салымская моноклиналь осложняется положительными структурами второго и третьего порядка: на севере Салымским куполовидным поднятием и Пойкинским валом и на юге Верхне-Салымским куполовидным поднятием, которые разделены друг от друга Милясовской котловиной.

Салымское куполовидное поднятие объединяет малоамплитудные положительные структуры IV порядка: Приразломную, Репьевскую, Севскую, Алексинскую, Южно-Лемпинскую. Они характеризуются относительно небольшими размерами- порядка 5,5-6.5 х 2,0-2,2 км при высоте от 15 до 45 м. углы наклона крыльев структур очень малы и не превышают 1. Все структуры имеют унаследованный характер и вверх по разрезу постепенно выполаживаются. Рассматриваемое месторождение приурочено к вышеперечисленным положительным структурам.

2.2 Продуктивные пласты

В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. В пределах зоны приоритетного природопользования пласты 1АС11 и 2АС11 не продуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет песчаные пласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единую гидродинамическую систему. В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения установлены 2 залежи нефти: одна основная - Приразломная и другая на крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.

Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта на глубинах 2430-2720 м. Размеры ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. В пределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так и гидродинамических исследований, ВНК не зафиксирован и поэтому он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №221 на абсолютной отметке -2549,2 м.

Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.

Песчаники серые и буровато-серые, мелкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительного детрита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу. Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры, заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции и среднем составляет 11.5%, карбонатной - 3.5%.

Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв.№ 222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40-50 м.

В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.

Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 - 1.6м.

2.3 Емкостно - фильтрационная характеристика продуктивного

пласта БС4-5

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта БС4-5 исследованы по керну из 19 разведочных скважин, размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степень освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуется следующим показателем - на 0,4 м. толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.

Статистические характеристики емкостно-фильтрационных свойств пласта БС4-5 Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 2.2. Эти данные свидетельствуют о том, что коллекторы пласта БС4-5 откосятся к низкопроницаемым.

Из таблицы 2.3 следует, что средние значения пористости коллекторов пласта в целом и верхней (монолитной) его части по существу не изменились по сравнению с данными "Комплексной схемы разработки". Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются, так как они и так низки. Величины проницаемости коллекторов пласта БС4-5, определенные по образцам керна, распределяются в следующем соотношении в объеме продуктивного пласта: 38 % имеют проницаемость до 5х10 мкм^2, 33% - в интервале 5 -15х10 мкм^2, 15% - от 15 до 25х10 мкм^2 и 14% - от 25 до 85х10 мкм^2.

Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 м до 1513 м, дебиты нефти колебались в пределах от 2.1 м^3/сутки до 20.2 м^3/сутки, а в 5 скважинах по 2 и 6 мм штуцерах, дебит нефти изменялся от 4.8 до 36.1 м^3/сутки.

Параметр нефтенасыщенности бил получен по данным ГИС на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на нефильтрующихся растворах по месторождениям Сургутского свода. При подсчете запасов нефти в 1985 г. среднее значение нефтенасыщенности принято равным 72%.

 Таблица 2.2

Характеристика	БС4-5	Монолит	Расчлененная часть Пласта
	порис-тость, %	Проницаемость Мкм2*10-3	порис-тость, %	Проницаемость мкм2*10-3	Порис-тость, %	Проницаемость Мкм2*10-3
1	2	3	4	5	6	7
Кол-во определений	154	143	126	127	56	56
	17,5	12,7	17,5	10,9	16,5	12,3
Среднее	17,5*	14,0*	17,6*	15,3*	17,2*	11,3*
Коэфф. Вариации	0,07	1,13	0,07	1,16	0,08	1,25
Минимальн.значение	14,0	0,3	14,0	0,3	13,3	0,6
Максимал.значение	20,0	86,5	20,0	86,5	19,7	53,2

*- данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП,2010 г.

Таблица 2.3

Толщина	Наименование	ПластБС4-5	Пласт1БС4	Пласт2БС4	Пласт БС5
Общая	Среднее значение,м Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения,м min max	28,7 0,160 22 39,2	7,22 0,4 2,4 11,4	16,2 0,4 7,0 30,0	3,0 (2 скв) - 2,0 4,0
Нефтенасыщен- ная	Среднее значение,м Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения,м min max	6,87 / 5,32* 0,44 2,8 12,6	4,78 / 4,27* 0,4 2,0 8,4	1,35 1,0 0,0 3,6	2,5 - 1,8 3,2
Эффек- тивная	Среднее значение,м Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения,м min max	6,87 / 5,32* 0,44 2,8 12,6	4,78 / 4,27* 0,4 2,0 8,4	1,35 1,0 0,0 3,6	2,5 - 1,8 3,2

*- данные Комплексной технологической схемы разработки, СибНИИНП,1990 г.

 Таблица 2.4

Пласт	Кол-во Скваж.	Коэфф. песчанистости, доли ед.	Коэфф. Расчлененности, доли ед.
		средн	Коэфф. вариации	Интервал изменения	средн	Коэфф. вариации	Интервал Изменения
				min	max			Min	max
БС4-5	13	0,23	0,38	0,1	0,37	2,9	0,44	1	5
1БC4	13	0,74	0,172	0,33	1,0	1,46	0,42	1	3
2БC4	13	0,13	1,0	0,0	0,4	1,1	1,04	0	3
БC5	2	0,17	-	0,0	0,8	-	-	1	2

2.4 Физико-химические свойства нефти и нефтяного газа

Свойства пластовой нефти и растворенного газа Приразломного месторождения изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб нефти, выполненных в лабораториях Геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ОАО " Юганскнефтегаз " и лабораториях СибНИИНП ( таблицы №№ 2.5, 2.6, 2.7).

В процессе экспериментальных исследований однократное разгазирование глубинных проб нефти проводилось при различных режимах стабилизации температуры в сосуде высокого давления и в сепараторе. Исследования проводились в соответствии с требованиями,предъявленными к исследованию глубинных проб нефти для подсчета запасов (СТО51.00.021-84 "Расчет состава и свойств нефти,газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза). При обработке результатов и обосновании средних параметров за основу приняты характеристики ,соответствующие условиям стандартной сепарации (ОСТ 39-112-80 "Нефть.Типовое исследование пластовой нефти").

Нормативными документами по подсчету запасов нефти регламентировано определение подсчетных параметров нефти методом ступенчатого разгазирования глубинных проб. Для обоснования подсчетных параметров использован метод математического моделирования процесса. В качестве исходных данных используется информация о компонентном углеводородном составе пластовых нефтей, полученная экспериментально при хроматографическом анализе газонефтяной смеси. Расчет ведется по уравнениям фазовых концентраций компонентов при условии сохранения материального баланса системы.

Указанная методика широко распространена в инженерной практике и прошла многочисленную апробацию на уровне ЦКЗ. В частности, эта программа с 1978 года применяется Центральной лабораторией концерна Тюменьгеология, а также отраслевыми институтами СибНИИНП, Гипротюменнефте-газ, Гипровостокнефть и др.

Расчет подсчетных параметров выполнялся по четырем ступеням сепарации. Давления и температуры ступеней сепарации приняты по схеме обустройства месторож-дения с учетом термохимической обработки нефти.

Таблица 2.5

ПАРАМЕТРЫ	I	II	III	IY
Давление; МПа	0.789	0.739	0.490	0.103
Температура ; _ С	20	20	40	35

Компонентный состав нефти и нефтяного газа определялся методом газо-жидкостной хроматографии на хроматографах ЛХМ-80 с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием.Состав растворенного в нефти газа представлен в табл. 2.7

Газовый фактор по пласту БС₄ изменяется от 36.7м³/т в скв.№719 до 85.8м³/т в скв.№198, по пластам ачимовской толщи газовый фактор практически не изменяется.

На основании проведенных исследований для подсчета запасов нефти и растворенного в нефти газа на Приразломном месторождении рекомендуются следующие параметры:

 Таблица 2.6

ПАРАМЕТРЫ	БС4-5	Ачим	ЮС0
Газовый фактор ; м3/т	61	40	61
Плотность нефти ; кг/м3	854.6	852	853.9
Пересчетный коэффициент	0.844	0.880	0.853

Таблица 2.7

Содержание в нефтяном газе целевых углеводородных компонентов:

КОМПОНЕНТЫ	БС4-5	АЧИМ
ЭТАН	170	216
ПРОПАН	250	255
БУТАНЫ	109	113
ПЕНТАНЫ	32	32

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными.При этом иногда наблюдаются общие закономерности их изменения: объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки от 1.227 в скв 240 сводовой части до 1.145 в скв. 749 приконтурной части.Газосодержание уменьшается по направлению к ВНК (80 м³/т скв 800 - 37 м³/т скв 719). Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям,что объясняется окислительными процессами,происходящими в приконтурной зоне (за счет растворенных в воде сульфатов).В приконтурных частях в нефти содержится меньше азота и легких углеводородов. Исследование Приразломного месторождения требует дифференциального подхода к каждому его участку.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Принцип разработки Приразломного месторождения

Приразломное месторождение введено в разработку в 1986 году. Разрабратывается основной объект Б_4-5. Запасы нефти и растворенного газа утверждены в ГКЗ СССР по трем продуктивным пластам A_ll/1, A_11/2, Б_4-5 по категориям С₁ и С₂.

По месторождению выявлено пять проектных документов институтом СибНИИНП:

1. Технологическая схема разработки Приразломного месторождения, 1984год, утвержденная протоколом №1087 заседания бюро ЦКР МНП от 24.07.1984 года.

2. Проект пробной эксплуатации Приразломного месторождения 1986 года, утвержденный заместителем Министра нефтяной промышленности В.М.Юлиным 15.03.85 года.

3.Технологические показатели разработки Приразломного месторождения Приразломного месторождения, 1987г. Работа представлена в Главтюменьнефтегаз.

4. Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах, 1989г., утвержденные ЦКР Главтюменнефтегаза, протокол №107 от 7.04.1989г.

В 1989г. СибНИИНП был проведен расчет технологических показателей разработки первоочередного участка Приразломного месторождения е расширенных границах, где объектами разработки являлись пласты Б_4-5, Ю_о В работе по пласту Б_4-5 предусматривался переход от 9-ти точечной системь разработки (проект 1984г.) к линейной 3-х рядной треугольной системе

Поэтому в качестве базового варианта для пласта Б_4-5 в настоящей работе принята линейная 3-х рядная треугольная система. Пласт Б_4-5 является основным объектом разработки.

Второстепенные объекты - пласты А ₁₁, А ₁₁, Ю_о, технологические показатели по которым рассчитывались с целью учета этих данных, при проектировании обустройства месторождения.

Рассмотрим варианты разработки основного объекта, пласта Б_4-5. Основные исходные характеристики вариантов приведены в таблице 3.1.

Пласт имеет сложное геологическое строение и представляет собой совокупность пластов Б₄, Б₄, Б₅, Б₅, составляющих единую гидродинамическую систему. В данной работе пласт Б_4-5 рассматривается как единый резервуар, хотя и неоднородный. Подошвенная часть пласта представлена линзами и полулинзами.

В целом пласт характеризуется значительным изменением нефтенасыщенных толщин по площади (от 1,0 м. до 22,4 м.), низкой проницаемостью (14-18 мД), резкой неоднородностью литологического состава, высоким коэффициентом расчлененности (4,5), низким коэффициентом песчанистости (0.313).

На 1.01.90г. пласт Б_4-5 находился в начальной стадии разбуривания, что давало возможность выбора и внедрения различных систем разработки. 11редусматривалось: три основных варианта -1, 2, 3; подварианты - З⁵ (расчет без учета приоритетной зоны), 3^й (расчет на максимальный объем бурения 950 тыс.м.,); три вспомогательных варианта - 1,1,1; 4 - вариант - расчет по опытному участку.

Вариант 1. В качестве первого варианта, базового, принята реализуемая в настоящее время линейная 3-х рядная треугольная система, с расстоянием между скважинами и рядами 500 м., плотностью сетки скважин 25 га/скв. Переход к данной системе разбуривания осуществлен от площадной 9-ти точечной системы, по которой разбуривался первоочередной участок, преобразованный в начале в линейную 3-х рядную квадратную систему, затем в 3-х рядную треугольную.

Общий фонд составил 3810 скважин, в том числе 2184-добывающих,747-нагнетательных и 879 резервных.

Технологические расчеты в данном варианте, а также во всех остальных, проводились отдельно по центральной и краевым зонам пласта Б_4-5, что соответствует уровню замыкающих затрат 60 р/т,100 р/т.

Вариант 2. Этот вариант представляет собой Площадную 7-ми точечную систему, с плотностью сетки 25 га/скв. Переход к этой системе разработки осуществлен от линейной 3-х рядной.

Общий фонд составил 3900 скважины, в том числе 1939 добывающих, 992 нагнетательных, 969 резервных.

Вариант 3. Представляет собой блочную 3-х рядную систему с уплотнением и дополнительным разрезанием. Плотность сетки скважин 20 га/скв.

Этот вариант является результатом преобразования линейной 3-х рядной системы. Формирование этой системы воздействия должно идти путем постепенного поперечного разрезания трехрядных блоков обводнившиемся добывающими скважинами, которые должны буриться с конструкцией нагнетательных.

Расстояние между дополнительными рядами составляет 2000м., выбрано с учетом особенностей геологического строения, значительной литологической неоднородности.

Центральная добывающая скважина в сформированной ячейке также бурится с конструкцией нагнетательной.

Все эти скважины переводятся под нагнетание после обводнения до 80-90 %. Причем необходимо осуществлять "ползущую" систему перевода этих скважин под закачку, т.е. от первых добывающих рядов к стягивающему ряду. Что позволит избежать расформирования зоны стягивания.

Таблица 3.1

Проектный фонд скважин по 3 варианту, пласт Б_4-5

Категория скважин	На затраты 60р/т (центр) рекомендуемый	На затраты от 60 до 100р/т (кольцо)	В целом по пласту
Добывающие, в том числе:	2344	417	2761
- уплотняющие	549	-	549
- с контр, нагнетательные	499	124	623
Нагнетательные	559	159	718
Резервные	100	86	186
Всего	3003	662	3665
Контрольные	90	-	90
Водозаборные	16	-	16
Итого:	3109	662	3771

Необходимость размещения уплотняющих скважин подтверждена результатами геофизических исследований. Из анализа данных потокометрии следует, что работающие мощности в исследованных скважинах выделяются в основном в кровельной части пласта. Подошвенная часть пласта Б_4-5, представленная линзами и полулинзами, почти не вырабатывается. В связи с этим. для увеличения коэффициента извлечения нефти рекомендуется бурение уплотняющих скважин, в которых необходимо перфорировать линзовидную часть пласта с целью вовлечения их в разработку.

Местоположение уплотняющих скважин внутри образовавшейся ячейки следует определять после уточнения геологического строения и результатов потокометрии на каждом конкретном участке залежи.

На разбуренном участке залежи нефти пласта Б_4-5 уплотняющие скважины размещены с учетом максимальных нефтенасыщенных толщин и наличия линз и полулинз в подошвенной части пласта.

Таблица 3.2

Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки Приразломного месторождения (пласт Б_4-5)..

Характеристики	Варианты
	1 2 3 (базовый) (рекомендованый
Режим разработки	Упруго-водонапорный
Система размещения скважин	3-х рядная	Площадная7-ми точечная	Блочная 3-х рядная с
	линейная		дополнит.
	треугольная		Разрезанием и
			Уплотнением
Расстояние между	500	500	500-300
скважинами, м.
Плотность сетки, га/скв.	25	25	20
Соотношение скважин в
элементе доб : нагн.	3:1	2:1	4:1, 2:1*
-фонтанных	0.95	0.95	0.95
-механизированных	0.85	0.85	0.85
-нагнетательных	0.76	0.76	0.76
Принятый коэф.
Компенсации закачкой,	115	115	115
%
Режим работы скважин:
Коэфф. Использования
фонда скв., доли ед.
-добывающих, (Рзаб.)	17.0	17.0	17.0
-нагнетательных, (Руст.)	18.0	18.0	18.0

* - соотношение скважин после перевода под закачку добывающих скважин с конструкцией нагнетательных.

3.2 Динамика показателей разработки фонда скважин

В разработке находится один пласт Б_4-5, который разрабатывается в соответствии с "Технологическими показателями разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах". В расширенных границах участка размещено 2455 скважин по трехрядной блоковой системе, расстояние между скважинами 500 х 500 м.

В настоящее время на месторождении пробурено 745 скважин, в том числе 5'14 добывающих, 231 нагнетательных. Средний дебит 12,6 т/сут. Обводненость - 2,4 %. Годовая добыча - 1315 тыс.т. Для организации совместного предприятия предлагается к разработке южная часть Приразломного месторождения с извлекаемыми запасами нефти - 106 млн.т, расположенная в приоритетной зоне и занимающая более 40 % всей территории.

Динамика показателей разработки фонда скважин Приразломного месторождения представлена в нижеследующих таблицах, а также на демонстрационных листах (карта текущих отборов, карта изобар Приразломного месторождения.)

3.3 Фонд скважин Приразломного месторождения

На конец 2010 года эксплуатационный фонд скважин на 11риразломном месторождении составил 724 скважины, он состоит из скважин эксплуатирующихся УЭЦН, УШГН, УВН и фонтанным способом.

Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 450, из которого количество скважин дающих продукцию 290, простаивающий фонд составил 23, а бездействующий равен 137 скважинам.

В соответствии с технологическим режимом работы по 11риразломному месторождению, а так-же на основе работ, проведенных персоналом НГДУ "Правдинскнефть", составлены различного рода гистограммы, анализирующие основные причины отказа часто ремонтируемого фонда скважин.

Для построения гистограммы частот дебитов скважин использовалась выборка из 279 скважин сдебитами от 5 до 110 м3/сут. По этой гистограмме видно, что основной процент скважин приходится на интервал с дебитами от ! 8 до 27 м3/сут., он достигает частоты или количества попавших измерений в данный интервал hm=62, на интервалы 27-36 м3/сут. и 36-45 м3/сут. соответственно приходятся частоты 48 и 46, также видна ярко выраженная полочка на интервалах 9-18 м3/сут.45-54 м3/сут. и 54-63 м3/сут. Остальные интервалы дебитов представлены малым количеством скважин. Таким образом, можно сделать вывод, что основное количество скважин оборудованных УЭЦН эксплуатируются с дебитом от 18 до 45 м3/сут.

Рис.3.2. Гистограмма частот Кпр

Рис 3.3. Гистограмма частот обводненности скважин

 По гистограмме частот обводненности скважин, построенной на основе данных по 279 скважинам (УЭЦН), видно, что в интервале обводненности, равной 0-0,08 находятся 187 скважин, в дальнейшем происходит резкое падение числа скважин в зависимости от увеличения обводненности, что свидетельствует о небольшой обводненности добываемой продукции в общем.

Рис 3.4. Гистограмма частот динамического уровня по скважинам, работающим на постоянном режиме.

Распределение значений динамического уровня по действующему фонду построено на основе данных 197 скважин, работающих в режиме. По гистограмме видно, что основное количество скважин работают с динамическими уровнями в интервале 785-1099 метров, уменьшение или увеличение этих значений приводит к уменьшению числа скважин.

Приразломное месторождение вступило в разработку в 2006 году с началом разбуривания центральной наиболее продуктивной части пласта БС_4-5. На 01.01.2011 года извлечено 22,7 млн.т. нефти, 24,84 млн.т. жидкости, при текущей обводнённости 16.1%.Фонд добывающих скважин составляет 714, нагнетательных 126. Закачано 41.226 млн.м³ при накопленной компенсации отбора жидкости закачкой с начала разработки 136.8% в пластовых условиях.

В настоящее время на Приразломном месторождении добыча пластовой жидкости осуществляется фонтанным и механизированным способами. Газлифтный способ добычи не применялся. До 2008 года подъем жидкости осуществлялся фонтанным способом, за счет высоких пластовых давлений, разработка велась на упругом режиме пласта. В 2008 году с падением пластового давления, за счет низких коллекторских свойств пласта и в то же время сравнительной однородностью пласта по проницаемости, разработка начала осуществляться с применением системы поддержания пластового давления, с применением заводнения. Графики разработки представлены на рисунок 3.1

Рисунок 3.1- Динамика основных показателей разработки

Средний дебит скважин по нефти и жидкости за последние 3 года колеблется в пределах 25-27 т/сут.

С 2008 года добыча жидкости началась осуществляться и с помощью механизированного способа, при помощи скважинных глубинных насосов, электроцентробежных и штанговых. С этого момента фонд скважин оборудованных погружными насосами постоянно увеличивался до 2010 г. Динамика эксплуатационного фонда скважин Приразломного месторождения представлена в таблице 3.3.1

Таблица 3.3.1-Динамика эксплуатационного фонда

Скважин Приразломного месторождения

Года	Фонд Скважин	ЭЦН	ШГН	ФОН
1997	1	0	0	1
1998	20	5	4	9
1999	77	38	10	29
2000	170	93	29	48
2001	295	134	27	124
2002	430	214	43	173
2003	544	297	55	201
2004	661	354	60	247
2005	668	366	65	239
2006	720	421	73	219
2007	722	456	81	173
2008	720	465	126	129
2009	713	459	156	98
2010	714	421	167	126

Для наглядного представления изменения эксплуатационного фонда скважин, приведен рисунок 3.2

Анализ результатов данных показал, что большую часть действующего эксплуатационного фонда представляют скважины оборудованные электроцентробежными насосами 421, что составляет 59% от общего действующего фонда, в том числе ЭЦН со ступенями фирмы «Новомет»153 штуки (21%) .

Число фонтанных скважин на январь 2011 года составляло 126 штук. Число фонтанных скважин от общего эксплуатационного фонда составляет 17,6%. Фонд ШГН за 2010 год вырос до 167 скв. и составил 23,4%.

Рисунок 3.2 - Динамика эксплуатационного фонда скважин

Разрабатываемые НГДУ «ПН» месторождения различаются по геофизическим условиям, определяющим специфику эксплуатации УЭЦН. Приразломное месторождение является одним из сложных в регионе. Температура пластовой жидкости составляет 85-120 ⁰С, содержание мехпримесей большинства скважин превышает норму в 2-5 раз. Основная проблема - низкая продуктивность пластов, связанная с низкой проницаемостью пород вызывает недостаточный приток жидкости в скважинах.

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИРАЗЛОМНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Как было отмечено месторождение находится в стадии активного разбуривания и растущей добычи нефти . Разбуривается основной объект разработки - пласт БС4-5 . Система заводнения - блоковая трёхрядная со стандартной плотностью сетки на первом этапе . За 2010 год по объекту достигнуты следующие показатели :

- добыча нефти 1920,3 тыс.т ;

- добыча нефти механизированным способом 1797,0 тыс.т ;

- добыча жидкости 2060,0 тыс.т ;

- закачка воды 3402,0 тыс.т ;

- эксплуатационный фонд скважин 745 шт. ;

- действующий фонд добывающих скважин 492 шт. ;

- фонд нагнетательных скважин 126 шт. ;

- фонд механизированных скважин 538 шт. ;

- ввод новых скважин 84 шт. ;

- дебит новых скважин 6,5 т / сутки ;

- дебит действующей скважины по нефти 13,5 т / сутки ;

- дебит действующей скважины по жидкости 14,5 т / сутки ;

- среднегодовая обводнённость 8,5 % .

Средний дебит нефти за 2007 - 2009 года составляет 12,2 т /сут. В 2010 - 2002 годах дебит увеличился , это связано , в первую очередь, с применением гидравлического разрыва пласта и освоением системы заводнения .

Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки достигла 125 % . Однако , соотношение числа действующих добывающих и нагнетательных скважин , равное 5,9 , указывает на неравномерную освоенность системы ППД по площади .

Вторая особенность: на месторождении велика доля простаивающего и бездействующего фонда скважин . Низка степень механизации , 30 % скважин пробуренных на низкопроницаемый коллектор , не механизировано. Месторождение нуждается в применении мер по улучшению состояния разработки . Одним из основных направлений является применение гидравлического разрыва по пласту БС4-5.