Анализ методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского месторождения

36

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общая характеристика месторождения

1.2.История освоения месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфия

2.1.2 Тектоника

2.1.3 Нефтеносность

2.2 Продуктивные пласты

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Фаинского месторождения

3.2 Состояние разработки Фаинского месторождения

3.2.1 Текущее состояние разработки

3.2.2 Характеристика фонда скважин

3.2.3 Характеристика закачки воды

3.3 Контроль за разработкой Фаинского месторождения

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

4.2 Механизм образования АСПО

4.3 Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемые в нефтегазодобывающей промышленности

4.3.1 Механические методы борьбы с АСПО

4.3.2 Химические методы борьбы с АСПО

4.3.3 Термические методы борьбы с АСПО

5. Спецчасть

5.1 Анализ действующего фонда по годам

5.2 Анализ АСПО в скважинах Фаинского месторождения

5.3 Анализ методов борьбы с АСПО, применяемых в скважинах на Фаинском нефтяном месторождении

5.3.1 Исследование возможности ингибирования АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

5.3.2 Анализ термических методов борьбы с АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

5.3.3 Анализ механических методов борьбы с АСПО в скважин Фаинского нефтяного месторождения

5.3.4 Анализ и обоснование привлечения ООО «Ямалнефтеотдача» к работе по удалению АСПО в скважинах Фаинского нефтяного месторождения

5.4 Методика расчёта глубины выпадения АСПО и парафинобезопасного дебита

5.4.1 Расчёт основных температурных параметров для ствола и НКТ скважины на участке кровля пласта - устье скважины, расчет температуры насыщения нефти парафином в стандартных условиях

5.4.2 Расчет давления у башмака фонтанного лифта либо у приёма насоса

5.4.3 Расчёт коэффициента сепарации газа у башмака фонтанного лифта либо у приема насоса для насосных скважин, фактического газового фактора и соответствующего давления насыщения

5.4.4 Расчёт давления на выходе из насоса (выполняется только для насосных скважин)

5.4.5 Расчёт глубины начала выпадения АСПО

5.4.6 Расчёт парафинобезопасного дебита

5.5 Выводы

6. Экономическая часть

6.1Технико-экономические показатели

6.2 Расчет чистой текущей стоимости при обработке скребком. Экономическое обоснование эффективности применения скребков при удалении АСПО на скважинах Фаинского месторождения

6.3 Анализ чувствительности проекта

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

7.1.3 Санитарные требования

7.2 Противопожарные требования и средства пожаротушения

7.2.1 Электробезопасность и молниезащита

7.2.2 Средства и оборудование пожаротушения

7.3 Мероприятия по безопасности при исследовании скважин

7.4 Экологичность проекта

7.4.1 Влияние работ на окружающую среду

7.4.2 Мероприятия по защите окружающей среды

7.5 Чрезвычайные ситуации

7.5.1 Список чрезвычайных ситуаций для проектируемого производства

7.5.2 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве паронефтяной смеси дренажной емкости

7.5.3 Определение глубины распространения СДЯВ при разливе их с поражающей концентрацией

7.6 Выводы и предложения

Выводы и рекомендации

Список используемой литературы

Введение

Этот дипломный проект представляет собой анализ состояния проблемы осложнений АСПО и разработку мероприятий для удаления и защиты от образования отложений в оборудовании скважин Фаинского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз».

Основной задачей, решаемой в процессе выполнения всей работы было определение и внедрение наиболее эффективного метода предотвращения и ликвидации отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах нефтяных добывающих скважин Фаинского нефтяного месторождения.

Использование химических реагентов для ингибирования и ликвидации АСПО со стенок НКТ не нашло широкого применения из-за невысокой технологической эффективности и дороговизны, обусловленной высокой стоимостью химических компонентов.

На различных категориях скважин эффективны определённые способы борьбы с АСПО, такие как: промывка горячей нефтью при помощи АДПУ, спускоподъёмные операции скребка с ручным и автоматическим приводом, циркуляционный клапан, греющий снаряд (ООО «Ямалнефтеотдача»). В процессе анализа эффективности применения этих способов и методов, предотвращающих и ликвидирующих отложения, определялся наиболее эффективный способ борьбы с АСПО и разрабатывалась возможность повышения эффективности уже использующихся методов.

Интенсивность парафинизации растёт при снижении дебита скважин, обводнённости добываемой продукции, небольшой разнице величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоких газовых факторах добываемой продукции, при наличии в геологическом разрезе слоёв многолетнемёрзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина.

Для борьбы с АСПО в скважинах на Фаинском месторождении существуют определённые методы, использование которых позволит при снижении интенсивности возникновения отложений АСПВ получить прирост добычи нефти и увеличить межремонтный период скважин.

В целом, алгоритм проведения работ по Фаинскому месторождению следующий:

определение причин и условий образования АСПО;

химический анализ составов образцов АСПО;

определение технологической эффективности применяемых методов борьбы с АСПО на Фаинском месторождении;

анализ затрат на существующие способы борьбы с АСПО;

внедрение новых способов и методов борьбы с АСПО, промысловые испытания и определение их эффективности;

выбор наиболее эффективных методов, расчёт технологического и экономического эффекта.

Для практического исследования использованы скважины Фаинского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз».

1. Общая часть

1.1 Общая характеристика месторождения

В 1990 году Асомкинской группе месторождений было дано новое название - Фаинское месторождение. Фаинское месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 километрах к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слабопересеченную равнину, неравномерно покрытую лесом.

Абсолютные отметки рельефа в основной части месторождения колеблются в пределах +40 метров, +56 метров, а в северной части понижаются до +32 метров, +40 метров. Таким образом, относительные колебания рельефа местности не превышают 30 метров.

Основными водными артериями являются река Большой Юган и протока Покамас. Обе реки полноводные, характеризуются довольно спокойным течением, имеют извилистые русла. С конца мая до конца сентября по этим рекам возможна перевозка грузов на баржах.

Площадь месторождения сильно заболоченна. Под болотами находится около 30% территорий.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Среднесуточная температура июля +170С. Среднегодовая температура -3,30C.

Коренное население состоит в основном из хантов, манси и русских. Основное занятие промысловая охота, рыбная ловля, звероводство и животноводство. Наиболее крупным населённым пунктом на рассматриваемой территорий является город Нефтеюганск с количеством населения - 100 тысяч человек. В городе расположено ОАО “Юганскнефтегаз“, которое ведёт разработку месторождений, расположенных на левом берегу реки Оби, в том числе и Фаинского.

В Нефтеюганске имеется речной порт и аэропорт, который может принимать практически все виды самолётов. Железная дорога находится в 50 километрах от города - станция Островная.

Доставка необходимых грузов на месторождение из города Нефтеюганска, где расположены базы НГДУ и УБР осуществляется как водным путём, так и автотранспортным по бетонной дороге, соединяющей город с месторождением. В экстренных случаях возможна доставка вертолётами.

Снабжение электроэнергией производится от ЛЭП -110, протянутой от Сургутской ГЭС. Нефть с месторождений транспортируется по нефтепроводу через Южно-Сургутское месторождение.

В состав Фаинского месторождения входят пять нефтяных залежей:

Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и район скважины №29. Две последние находятся во временной консервации, в связи с недоразведкой и промысловым необустройством.

1.2 История освоения месторождения

С 1958 года начинается детальное изучение геологического строения и поиск перспективных структур на территории Среднего Приобья. За период 1958-1960гг. сейсморазведкой МОВ по отражающим горизонтам юры и неокома были закартированы Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Мегионское и другие поднятия, на которых были уже получены фонтанные притоки нефти. Сейсморазведочные исследования проводились методом МОВ в масштабах 1:100000 и 1:150000. Этими исследованиями было выявлено множество положительных структур III порядка, которые по мере подготовки вводились в глубокое поисковое бурение. Этими работами и была выявлена по отражающему горизонту “Б” структура, состоящая из нескольких локальных поднятий, и названа Асомкинской. Все выявленные локальные поднятия оконтуривались единой изогипсой и в связи с этим Асомкинская структура рассматривалась как единая структурная ловушка.

Согласно проекту, утверждённому Миннефтепромом, зимой 1968-1969гг. в северной части структуры, трестом “Тюменнефтегазразведка” была пробурена поисковая скважина №ЗП. Однако по техническим причинам она была закончена бурением в низинах ачимовской толщи, при забое 2870 метров. Во вскрытом разрезе нефтенасыщенных объектов в отложениях неокома выявлено не было и от бурения остальных скважин решено было воздержаться, до уточнения Асомкинской детализациионнной сейсморазведкой. В 1977-1978гг. были проведены эти работы и по результатам этих исследований, в пределах выделенной структуры, установлено несколько локальных поднятий, представляющих собой самостоятельные ловушки. В связи с этим они были выделены под собственными названиями: Асомкинская, Западно-Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская и Восточно-Асомкинская.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфия

На месторождении вскрыты отложения доюрского фундамента и перекрывающий его осадочный чехол, в строении которого принимают участие отложения юрской, меловой и палеогеновый систем.

Доюрский фундамент

Породы доюрского фундамента вскрыты на Фаинском месторождении в двух скважинах: №31П (Асомкинская площадь) и №2П (Средне-Асомкинская площадь).

В скважине №31П породы фундамента залегают на глубине 3448 метров. Вскрытая мощность эффузивов составляет 78 метров.

В скважине №2П отложения фундамента вскрыты на глубине 3546 метров. Вскрытая мощность составила 30 метров. Породы фундамента представлены аргиллитом тёмно-серым, с зеленоватым оттенком, метаморфизированным с многочисленными зеркалами скольжения и песчаником тёмно-серым до чёрного с обильным включением глинистого материала с множеством зёрен кварца и кальцита. При опробовании этих скважин притока не получено.

Кора выветривания

Над коренными породами фундамента по электрокаротажу выделяется пачка пород, которая отличается от вышележащих отложений тюменской свиты и подстилающих пород фундамента.

Мощность пачки составляет 30 метров (скв. №31П) и 80 метров (скв. №2П). Пачка представлена чередующимися породами алевролитов и аргиллитов.

Юрская система Отложения юрской системы представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту, в составе верхнего выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита.

Полностью отложения данной свиты вскрыты в двух скважинах №31П и №2П, их мощность составляет соответственно 412 и 433 метра. В основании свиты залегают разнозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, содержащие прослои конгломератов и плотных тёмно-серых аргиллитов. К верхам тюменской свиты приурочен пласт Ю2, продуктивный на ряде месторождений Среднего Приобья. Литологически он представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов.

Васюганская свита

По литологическим особенностям строения и цикличности осадконакопления разрез васюганской свиты расчленяется на три песчано-глинистых циклита, индексируемых (снизу вверх) как Ю13, Ю12 и Ю11. Нижний циклит сложен преимущественно аргиллитами с редкими линзовидными прослоями алевролитов. Аргиллиты тёмно-серые с примесью песчаного материала, известковистые, слюдистые с включениями углефицированного растительного детрита. Алевролиты серые, глинистые, песчанистые, слюдистые, известковистые. Мощность циклита 20-35 метров. Средний циклит Ю12 по строению, литологии и толщине аналогичен вышележащему. Верхний циклит Ю11 - преимущественно песчаный с редкими слоями алевролитов и аргиллитов. В разрезе циклита выделяется промышленно нефтеносный пласт в той же индексации. Песчаники серые и тёмно-серые, мелко-среднезернистые, мелкозернистые, неравномерно глинистые, слоистые и массивные, в глинистых разностях сильно уплотнённые. По составу полевошпатокварцевые и полимиктовые. Алевролиты тёмно-серые, мелко-крупнозернистые. Аргиллиты тёмно - серые, серые, от массивных до слоистых. В низах разреза циклита встречаются карбонатизированные разности песчано-алевролитовых пород и редкие маломощные прослои глинистых известняков. По всему разрезу отмечаются обрывки углефицированных растительных остатков.

Продуктивный пласт Ю11 характеризуется неоднородным, полифациальным строением. В низах и средней части выражен в прибрежно-морских фациях - покровных регрессивных песчаников, осложнённых гидродинамически разноактивными приливными каналами, и в верхах разреза - группой фракций трансгрессивных песчаников спорадического распространения. Наряду с проницаемыми песчаными пластами в разрезе васюганской свиты выделяются три потенциально продуктивных слоя (ППС), благоприятных для формирования в них вторичных коллекторов трещинно-кавернозного типа, связанных с гидротермальной деятельностью района. Из них нижний слой A61 приурочен к подошве свиты, средний Аб2 - к кровле нижнего и верхний Аб3 - к приподошвенной части верхнего циклита - Ю11.

Толщина васюганской свиты изменяется от 72 до 84 метров, возраст осадков по фаунистическому комплексу определяется как оксфорд-верхнекелловейский.

Георгиевская свита

Литологически представлена аргиллитами тёмно-серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, плотными с тонкими прослоями глауконитовых песчаников, глинистых брекчий и конкреционными стяжениями фосфатов. По электрокаротажу эти отложения выделяются во всех изученных разрезах скважин, содержат микрофауну киммериджского возраста. Толщина свиты - 1-5 метров.

Баженовская свита

По литологическим особенностям на месторождении выделяется два типа разреза свиты - глинистый и глинисто-песчаный. Первый тип разреза (скв. №5Р и др.) литологически представлен аргиллитами битуминозными с прослойками вторичных карбонатов, чёрных, инритизированных, участками перекристализированных, маломощными (до 0.1 метра) линзами горючих сланцев и глинисто-кремнистых пород. Толщина свиты не превышает 18-25 метров. Характеризуется частым и редким переслаиванием пачек битуминозных и небитуминозных аргиллитов, кремнисто-глинистых пород, радиоляритов, песчаников и аномальной толщиной (достигающей 120-125 метров) и полнотой разреза. В составе этого типа по аналогии с Салымским месторождением выделяется до четырёх потенциально-продуктивных песчаных пластов, индексируемых (снизу вверх) как Юо5, Юо5, Юо4 и Юо2. Аргиллиты битуминозные тёмно-серые, тёмно-буровато-серые (до чёрных) тонкопереслаивающиеся (5-10 сантиметров) с голубовато-серыми небитуминозными аргиллитами, иногда пунктирными полосками фаунистического детрита и ракушняков.

Песчаники мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, кварц-полевошпатовые, неяснослоистые с прослойками слабобитуминозных глинистых пород и радиоляритов, характеризуются невысокими ФЕС. Толщина песчано-алевритовых слоев изменяется от 1 до 12 метров.

Возраст отложений свиты по фаунистической характеристике определяется как волжский - низы берриаса (верхняя юра - низы мела).

Меловая система

Отложения мела на месторождении развиты повсеместно и представлены двумя отделами - нижним и верхним. В нижнем мелу выделяются мегионская, вартовская и покурская свиты, верхний мел расчленяется на кузнецовскую, берёзовскую и ганькинскую свиты.

Мегионская свита

Сложена песчано-глинистыми породами. В основании свиты залегает пачка тёмно-серых аргиллитов толщиной 10-30 метров, выше - толща чередования песчано-алевритовых пород, выделяемая под названием ачимовская пачка. Её толщина изменяется от 150-200 метров. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, плотные с низкими ФЕС. В верхней части свиты залегают песчаные пласты. Венчает разрез свиты маломощная (10-14 метров) пачка тонкоотмученных, однородных глин тёмно-серого цвета под названием «чёускинская». Общая толщина свиты от 456 до 560 метров.

Вартовская свита.

Представлена толщей переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. В её составе выделяется две подсвиты - нижняя и верхняя, разделённые между собой так называемой пимской пачкой. Морские отложения нижней подсвиты сложены глинами тёмно-серыми, плотный слоистыми. Верхняя подсвита выражена в прибрежно-морских и континентальных фациях. Литологически представлена чередованием глин серых, зеленовато-серых (до зелёных), неяснослоистых и песчаников плохоотсортированных, преимущественно на каолинитовом цементе. Песчаные пласты, развитые в этой подсвите, выделяются под индексом Ад-Ац. Пимская пачка толщиной 10-30 метров сложена глинами тёмно-серыми, плотными, слабоалевритистыми и известковыми. Толщина нижней подсвиты - 220-240 метров и верхней - 150-170 метров. Возраст отложений определяется как валанжин-барремский.

Алымская свита

Литологически сложена преимущественно глинистыми разностями пород, тёмно-серыми (до чёрных), плотными с подчинёнными прослоями глинистых алевролитов и известняков. Толщина свиты 85-105 метров, возраст - баррем-нижний апт.

Покурская свита

Низы покурской свиты мощностью 70-100 метров выделяются в объёме нижнего мела, и вышележащая, большая по толщине часть (780-800 метров) относится к верхнему мелу. В основном это осадки мелководных или прибрежно-морских фаций. Нижнемеловой разрез свиты представлен переслаиванием серых глин и глинистых алевролитов, отложения верхнемеловой части - переслаиванием песчаников, алевролитов. Песчаники и алевролиты альб-сеноманского возраста, светло и тёмно-серые, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные, нередко глинистые. Глины имеют подчинённое значение, обогащены песчано-алевритовым материалом. Толщина свиты 840-870 метров.

Кузнецовская свита

Представлена преимущественно морскими, тёмно-серыми (почти чёрными) уплотнёнными глинами с примесью глауконита и тонко-рассеянного пирита, редкими прослоями опок и опоковидных глин. Возраст отложений -- турон - нижнеконьякский. Толщина свиты 20-30 метров.

Берёзовская свита

По литологии расчленяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоками и глинами. Опоки светло-серые и голубовато-серые, плотные; глины тёмно-серые (до чёрных), плотные, алевритистые. Толщина - 70-85 метров. Верхняя подсвита характеризуется глинами серыми и зеленовато-серыми с резко подчинёнными слоями опок и опоковидных глин. Толщина подсвиты - 55-65 метров, возраст осадков свиты - коньяк - сантон-кампанский.

Ганькинская свита.

Отложения ганькинской свиты завершают разрез верхнего мела. Литологически представлены глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в верхах в мергели. Толщина свиты 80-90 метров, возраст осадков - маастрихт-датский.

Палеогеновая система

Палеогеновая система на месторождении выделяется в составе шести свит - это морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Четвертичная система

Нерасчленённые отложения четвертичной системы сложены континентальными озёрно-аллювиальным комплексом пород - глинами, песками, суглинками и супесями толщиной 15 - 30 метров.

Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений

Группа	Систе-ма	Отдел	Ярус	Свита	Пласт	Глубина, м	Литологическая колонка	Мощность, м	Краткое литологическое описание пород
М Е З О З О Й С К А Я	М Е Л О В А Я	Н И Ж Н И Й М Е Л	АПТ	Алым-ская				100-200	Глины серые, чёрные, крепкие слабобитуминозные; тёмно-серые, с прослоями алевролитов светло-серых мелкозернистых.
			Г о е р и в - б а р р е м	Черкашен-ская	АС	4	-2000		450-500	Переслаивание песчаников нефтеносных, алевролитов серых, зеленовато-серых с плотными аргиллитами и глинами. Глины тёмно-серые, иногда с зеленоватым оттенком. Аргиллиты тёмно-серые, плотные, алевролиты серые, светло-серые, песчаники нефтеносные серые, иногда известковистые, мелко-среднезернистые, местами обильный углистый детрит. Переслаивание нефтеносных песчаников, алевритов, светло-серых, мелко- и среднезернистых, с тёмно- серыми аргиллитами.
						5
						6
						7
				А Х С К А Я	Пимская пачка
					БС	5-1
						6
						7
					Сарманская пачка	-2400 -2800
					БС	8
						9
			Берриас-Валанжин		Чёускинская пачка			265-300	Переслаивание песчаников серых нефтеносных, алевролитов серых, аргиллитов тёмно-серых. Переслаивание песчаников серых нефтеносных, алевролитов серых, аргиллитов тёмно-серых. Песчаники, алевролиты аркозовые, местами известковистые, аргиллиты тёмно-серые. Аргиллиты тёмно-серые, плотные с единичными прослоями алевролитов и доломитизированных известняков.
					БС-10
					Куломз. пачка
					БС-11
					БС-16-22
	Ю Р С К А Я	ВЕРХНИЙ	Волжс-кий	Баже-новская	ЮС0			30-34	Аргиллиты битуминозные, плотные, пиритизированные.
			Келловей+оксфорд+киммерид	Аба-лакская	ЮС1			52-90	Слабобитуминозные аргиллиты с глауконитом, пиритизированные. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Алевролиты, аргиллиты тёмно-серые,плотные известковистые
		НИЖНИЙ-СРЕДНИЙ	ААЛЕН-БАТБАЙОС	Тюменская	ЮС2			-3200	Песчаники с признаками нефти и алевролиты светло-серые, мелко-зернистые, аркозовые, граувакковые, глинистые, пиритизированные с включениями растительного детрита, аргиллиты тёмно-серые, плотные, сидеритизированные с прослоями углей.

2.1.2 Тектоника

В региональном тектоническом плане Фаинское месторождение расположено в северной бортовой части Юганской впадины, выделяющейся между Сургутским на западе и Нижневартовским на востоке сводами. С юга впадина ограниченна Каймысовским сводом и Верхне-Демьяновским мегавалом. Юганская впадина представляет собой крупную отрицательную структуру I порядка с размерами 180x200 километров и амплитудой погружения до 150 метров. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается и по кровле верхнемеловых отложений составляет 26 метров. В своей наиболее погруженной части Юганская впадина не освещена глубоким бурением, в связи, с чем, о строении этих зон можно судить только по данным сейсморазведки.

Морфологическое строение впадины довольно сложное. В её границах выделяется ряд структур II порядка разноименного знака.

В более детальном тектоническом плане Фаинское месторождение расположено в зоне юго-восточным крылом Сургутского свода и Нижнеюганской котловины и состоит из пяти локальным структур III порядка: Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская, район скважины №29 .

По отражающему горизонту “А“ вышеназванные структуры, представляют собой единое куполовидное поднятие, осложнённое рядом тектонических нарушений субмеридиального и субширотного направления, обусловленных блоковым строением фундамента, которое, в свою очередь, оказало значительное влияние на дальнейшее формирование структур осадочного чехла. По вышележащему отражающему горизонту Т2 (низы тюменской свиты) локальные впадины и поднятия сохраняют свою форму, однако амплитуда их уменьшается по сравнению с горизонтом “А“ примерно на 20 метров. Приподнятая зона представляется как единый тектонический элемент и оконтуривается изогипсой - 3325 метров. Размеры зоны 30x15 километров, внутри зоны выделяются Западно-Асомкинское, Средне-Асомкинское, Асомкинское и Восточно-Асомкинское поднятия.

В отличие от месторождений, расположенных на Сургутском и Нижневартовском сводах, характеризующихся широким диапазоном нефтеносности, на Фаинском месторождений промышленно-нефтеносными являются только отложения васюганской свиты, пласт ЮС1, приуроченный к кровле свиты, представлен песчаником по всей площади месторождения. В подавляющем большинстве пробуренных скважин верхняя половина сложена сравнительно однородными песчаниками, а нижняя представлена чередованием песчаных и глинистых пород.

С 1981 года, со времени установления промышленной нефтеносности разведочной скважиной №1П, на месторождений пробурено большое количество эксплутационных и разведочных скважин, в которых промышленная нефтеносность пласта ЮС1 доказана на различных гипсометрических отметках. Характеристика залежи представлена в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1.

Характеристика залежи пласта ЮС1 Фаинского месторождения.

Залежь	Отметки ВНК, м	Размер залежи, км	Высота залежи, м	Средняя нефт. толщ.	Тип Залежи
Средне-Асомкинская	2900	14 х 9	70	8,3	Пластово-сводовая

2.1.3 Нефтеносность

С целью поиска нефти и их оконтуривания на Фаинскои месторождении пробурено 34 разведочных скважин, причём две скважины со вскрытием фундамента. Испытания отложений тюменской свиты в 11 разведочных скважинах положительного результата не дали. Промышленная нефтеносность отложений мегионской свиты не обнаружена. Хотя нефтепроявления ачимовских отложений в интервале 2881-2904 метра и 2925-2931 метр был получен слабый приток нефти с водой общим дебитом 0,8 м3/сут. при Нд=1061 метр, из отложений ачимовской толщи из интервала 2883-2905 метров. Промышленно-нефтеносными на Фаинском месторождении являются только отложения васюганской свиты. Пласт ЮС1, приуроченный к кровле свиты и представлен песчаными фациями практически по всей площади месторождения.

С 1981 года, со времени установления промышленной нефтеносности разведочной скважиной №1П, на месторождении пробурено более 350 эксплутационных и разведочных скважин, в которых промышленная нефтеносность пласта ЮС1 доказана на гипсометрических отметках. На дату подсчёта запасов на месторождении выявлено пять самостоятельных залежей пласта ЮС1, показанных в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2

Характеристика залежей нефти пласта ЮС1 Фаинского месторождения

Залежь	ВНК	Размеры залежи, км	Высота залежи, м	Средняя нефтяная мощность, м	Сетка раз- буривания	Плотность сетки, га/скв
Асомкинская	2911	5х10	35	6,9	500х500	25/12,5
Средне-Асомкин	2900	14х9	70	8	450х450	20
Восточ-Асомкин	2900	5х4	19	4	500х500	25
Южно-Асомкин	2900	4х4	23	5,6	500х500	25
Запад-Асомкин	2900	4х7	30	4	-	-
Район скв. №29р	2900	1,5х2	14	2,2	-	-

2.2 Продуктивные пласты

В продуктивной части пласта ЮС1 преобладают мелко-среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Незначительное место в разрезе занимают прослои глин и карбонатных пород. Породы-коллекторы представлены преимущественно песчаниками, для которых характерен поровый тип цемента, глинистый по составу преобладанием (до 78%) каолинита.

Открытая пористость пород изменяется от 10,5 до 19,5%.Среднее значение пористости 15,4% (по 377 изученным образцам).

Величины пористости пород-коллекторов нефтенасыщенной и водонасыщенной частей разрезов отличаются незначительно. Карбонатность отложений в среднем по пласту составляет 2,2% при вариации от 0,1 до 7,1%. Глинистость коллекторов меняется от 8 до 21,9%. Проницаемость пород изменяется в широком диапазоне от 0,1 до 531x10мкм и среднее составляет 24 x 10мкм (по 342 изученным образцам). По фильтрационным свойствам в пласте преобладают породы 4-5 классов проницаемости: коллекторы с Кпр=10-100x10мкм составляют 27%, от 1 до 10x10мкм - 64 %. Определение закономерностей в изменении проницаемости коллекторов по Фаинскому месторождению не отмечаются. На Средне-Асомкинской структуре наилучшие по проницаемости коллекторы фиксируются, как в сводовых участках (скв. №7, 31) , так и более погруженных (скв. №25, 21).

Водоудерживающая способность пород, меняется от 18,4 до 90,9%. Среднее значение составляет 45,9%.

В табл. 2.2.1. показаны средние и предельные значения петрофизических параметров песчаных пород пласта ЮС1.

Обобщим результаты геолого-геофизической изученности параметров и характеристик коллекторов этого эксплутационного объекта, а также эксплутационные и технические показатели скважин и пластов, полученные за истекший период пробной и промышленной эксплуатации Средне-Асомкинской площади. Можно сформулировать следующие основные особенности выделенного эксплутационного объекта, определяющие системы разработки, методы воздействия на нефтяные залежи, выбор расчётных вариантов:

коллекторы пласта ЮС1 относятся к низкопроницаемым, содержащим вследствие этого трудно извлекаемые запасы нефти;

пласт характеризуется выраженной зональной неоднородностью как по площади, так и по разрезу.

Таблица 2.2.1.

Средние и предельные значения петрофизических параметров песчаных пород пласта ЮС1

Петрофизические параметры	В целом по пласту	По нефтенасыщен. части	По водонасыщен. части
	сред	maх	min	сред	мaх	min	сред	мaх	Min
Кп, %	15,4	19,5	10,5	15,5	19,5	11	15	19,2	10,5
Кпр, 10-3мкм2	24,3	531	0,1	29,9	531	0,1	10,6	73	0,4
Глинистость (<0,01)%	8	21,9	4,6	7,5	11,5	4,6	12,9	21,9	6,4
Карбонатность,%	2,2	7,1	0,1	-	-	-	-	-	-
Водоудержив. способность,%	45,9	90,9	18,4	43,9	76,2	18,4	50,6	90,9	25,9

С целью создания геолого-геофизической основы для изучения условий взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин с целью дальнейшего совершенствования разработки была выполнена детальная (послойная) корреляция пласта ЮС1.

В основу корреляций разрезов нагнетательных и добывающих скважин положены данные интерпретаций материалов ГИС. В отчёте с учётом качественных и количественных критериев выделены песчано-алевролитовые прослои коллекторов в интервале горизонта ЮС1, определены общие эффективные и нефтенасыщенные толщины в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2.

Характеристика толщин пласта ЮС1 Средне-Асомкинской залежи.

Площадь	Толщины, м	Наименование	Зона пласта
			Нефтяная	Водяная
Средне-Асомкинская	Общие	Сред. значение	11,5	9,5
		Пределы изменения	0,6-26,8	0,6-25,6
	Эффективные	Сред. значение	9,5	7
		Пределы изменения	0,6-25,4	0,6-20,4

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

В процессе разведки и эксплуатацией горизонта ЮС1 Фаинского месторождения производился отбор проб нефти и газа как в поверхностных условиях, так и в пластовых.

По данным ОАО “Юганскнефтегаз“ наиболее изучены глубинными поверхностными пробами Средне-Асомкинская и Асомкинская площади, фактически являющиеся единой залежью. Плотность нефти изменяется от 0,829 до 0,843т/м-3, газовый фактор от 54м-3/т до 68м-3/т, объёмный коэффициент от 1,166 до 1,236 .Средние значения этих величин приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1.

Результаты исследования пластовой и дегазированной нефти Средне-Асомкинской площади

Наименование	Размерность	Средне-Асомкинская площадь
Период исследования	годы	1978-1989
Количество исследованных скважин	шт.	6
Количество исследованных проб	шт.	30
Плотность пластовой нефти	кг/м3	746
Вязкость пластовой нефти	МПа*с	0,88
Объёмный коэффициент		78,7
Плотность дегазированной нефти	кг/м3	835
Вязкость дегазированной нефти	МПа*с	5,33
Начало кипения	0С	64
Содержание:
серы		1
парафина		2,13
Смол селикагеновых		5,96
температура плавления парафинов	0С	68-72

Разгазированные нефти малосернистые (1%), парафинистые (2,18%). Содержание смол - до 5,96% , выход фракций до 3000С - 48,1%.

Растворённый в нефти газ метанового состава (63,8%). Содержание этана - 13,2%, пропана - 13,4%, бутанов - 2,17%. Для нефтей характерно преобладание нормального бутана над изобутаном и в меньшей степени пентана и изопентана. Свойства и состав нефти приведены в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2.

Свойства и состав нефти Фаинского месторождения

Наименование	Индекс пласта ЮС1
	Диапазон	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	29,6-29,9	29,8
Пластовая температура, 0С	-	95
Давление насыщения, МПа	8,2-10,5	9,4
Газосодержание, м3/сут.	68-90	79
Газовый фактор при условии сепарации, м3/сут.	61-75	68
Объёмный коэффициент	1,185-1,273	1,229
Плотность нефти, кг/м3	751-773	762
Объёмный коэффициент при условии сепарации	1,147-1,207	1,177
Вязкость нефти, МПа*с	-	1,14
Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3	830-837	834

Химический состав вод показан в таблице 2.3.3

Таблица 2.3.3.

Химический состав пластовых вод мезозоя по Фаинскому месторождению.

Пласт	Юрский	Ачимовский	Сеноманский
Плотность, г/см3	1,008-1,021	1,012	1,001
РН	6,2-8,4	7,5	7,8
Минерализация, г/л	15,5-22,6	1 7,6	17,8



Обобщая вышеизложенное можно сказать следующее: промышленная нефтегазоносность Фаинского месторождения связана с отложениями пласта ЮС1 васюганской свиты верхней юры. Пласт ЮС1 залегает на глубине 2960м. Пласт характеризуется зонально-слоистым строением. Коллекторами являются песчаники и алевролиты.

В результате анализа выявлены следующие особенности геологического строения Фаинского месторождения:

низкая проницаемость коллектора (среднее значение около 0,025 мкм2);

повышенная температура пласта (более 800С), что ограничивает применение потокоотклоняющих технологий на основе ПАВ, но открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций;

значительная доля ВНЗ (Асомкинская площадь на 90 % находится в ВНЗ), однако проницаемость в водонасыщенной части пласта меньше, чем по нефтенасыщенной, что сохраняет перспективу применения потокоотклоняющих технологий;

в купольной части месторождения нефтенасыщенные толщины минимальны и повышаются на восточном склоне.

Таким образом анализ особенностей геолого-физического строения пласта ЮС1 Средне-Асомкинской и Асомкинской площадей показывает, что проблема интенсификации притока нефти и изоляции высокопроницаемых водонасыщенных зон актуальна. Повышенная температура объектов разработки требует термически стабильных составов.

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценый гидрогеологический комплекс здесь почти не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми породами.

Разгазированные нефти малосернистые (1%), парафинистые (2,18%) . Содержание смол - до 5,96% , выход фракций до 3000С - 48,1%. Повышенное содержание высокоплавких твёрдых парафинов, вызывает необходимость борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Растворённый в нефти газ метанового состава (63,8%). Содержание этана-13,2%, пропана - 13,4%, бутанов - 2,17%.

Низкая кратность запасов показывает на несоответствие утверждённых и фактически содержащихся объёмов извлекаемых запасов.

Знание геолого-физических характеристик очень важно. Это необходимо, прежде всего, для определения технологической схемы разработки месторождения внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи обоснования систем обустройства месторождения, выбора обрудования и т.д.

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Фаинского месторождения

По Фаинскому месторождению составлены три проектных документа и технологическая схема:

1.Проект пробной эксплуатации Средне-Асомкинского месторождения ( СургутНИПИнефть ,1987 г.)

2.Проект пробной эксплуатации Южно-Асомкинского месторождения, с определением плановых показателей для Асомкинского и Средне-Асомкинского месторождений (СургутНИПИнефть, 1988г).

3.Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатаций Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения ( СибНИИНП, 1990г.)

4.Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990г.). В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплутационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли: по категории С1-балансовые 7347 тысяч тонн, извлекаемые - 2426 тыс. тонн; по категории С2-балансовые 21737 тысяч тонн, извлекаемые - 7173 тыс. тонн; в целом по С1+С2 - балансовые 29084 тысяч тонн, извлекаемые - 9599 тыс.т; коэффициент нефтеизвлечения -0,33.

В работе предусматривалось:

подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500метров;

ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год.

проектный фонд скважин:

- по категорий С1- общий 69 скважин. (в том числе 4 разведочные), из них 52 добывающие ( в том числе 4 разведочные), 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скважин;

- по категорий С2- общий 143 скважин (в том числе 1 разведочная), из них 107 добывающие (в том числе 1 разведочная) и 36 нагнетательных;

- резервный фонд 28 скважин;

В целом С1+С2 - общий 212 скважин (в том числе 5 разведочных ), из них 159 добывающий ( в том числе 5 разведочных) и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скважина;

в контрольном фонде 3 скважины;

водозаборных - 7 скважин;

плановые показатели определены до2005 года включительно;

максимальный годовой объём бурения (категория С1+С2)-176тыс.м;

способ эксплуатации скважин: механизированный с начала разработки (ЭЦН, ШГН);

в качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990г.). Работа выполнялась по заданию НГДУ “Юганскнефть”.

Учитывая плохие коллекторные свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчёте рекомендуется переход из сетки 500x500 метров (25га/скважину) к более плотной 450x450 метров (20га/скважину). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объёмов бурения в НГДУ “Юганскнефть”.

На балансе ВГФ на 1.01.90г. числились запасы, оперативно определённые тематической партией подсчёта запасов по ОАО «Юганскнефтегаз», в количестве 30155 тысяч тонн балансовых и 9950 тысяч тонн извлекаемых, в том числе по категориям:

- категория С1 - балансовых 15483тыс. т, извлекаемых 5109тыс. т;

-категория С2 - балансовых 14672тыс. т, извлекаемых 4841тыс. т.

При подсчёте запасов в составе категорий С2 был выделен участок в районе скважины №41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.

Проектные показатели рассчитывались до 1999 год включительно (таблица 3.1.1).

Таблица 3.1.1.

Основные проектные показатели по годам

Показатели	1995	1996	1997	1998	1999
Общий фонд скважин: в т.ч. добывающих, из них фонтанных механизированных нагнетательных	- 224 74	- 224 77	- 292 76	- 301 79	- 307 82
Добыча нефти, тыс. т./год, в т. ч. механизированным способом	481 481	436 436	377 377	327 327	286 286
Добыча нефти с начала разработки	2525	2961	3338	3665	3951
Добыча жидкости тыс. м3 /год в т.ч. механизированным способом	1037 1037	1100 1100	1144 1144	1155 1155	1160 1160
Среднегодовая обводнен-сть, %	53,6	60,8	67	72	75
Закачка воды, тысяч м3	1510	1525	1552	1560	1567

Основные проектные решения по разработке Средне-Асомкинской площади приведены в таблице 3.1.2 Сравнение проектных показателей, взятых из “Дополнительной записки “, с фактическими приводятся в таблице, из которой видно что все фактические основные технологические показатели разработки пласта ЮС1 ниже проектных. Основной причиной тому, как и в предыдущем случае, явилось существенное отставание такого показателя, как фонд действующих скважин. В этом отношений ситуация в 1998-1999гг. особенно не изменилась, однако, средний дебит нефти и жидкости по действующим скважинам значительно вырос. Как отмечалось ранее, увеличение производительности скважин произошло, благодаря проведению гидравлических разрывов пласта (далее ГРП). Достаточно сказать, что в 1995 году из 618,6 тысяч тонн добытой нефти почти 500 тысяч тонн, то есть около 81% было извлечено из скважин, где в своё время был проведён ГРП.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводнённость добываемой продукций и закачка воды идёт значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС1, площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводнённости не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношений закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадий формирования, особенно, это относится к Восточной части залежи. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды, так в отличие от 1994 года, как объёмы нагнетаемой воды, так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным.

Таблица 3.1.2

Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади.

Показатели	Категория запасов
	С1	С2	С1+С2	С2	С1+С2
Системы разработки	3-х РЯДНАЯ
Расстояние между скважинами, метров	450	450		450
Плотность сетки, га/скв	20	20		20
Год ввода в разработку	1989	1991	1989	1995	1989
Год достижения макс.уровня: добыча нефти добыча жидкости закачка воды	1991 2005 2005	1995 2000 2000	1994 2000 2000	1997 2005 2005	1995 2000 2000
Максимальный годовой объем бурения, тыс. м.	290	150	290	47	290
Год окончания бурения	1991	1995	1995	1996	1996
КИН, д. ед.	0,33	0,33	0,33	0,33	0,33
Глубина скв. по стволу, м.	3100	3100	3100	3100	3100
Предельная изопахита разбуривания, м	3	3	3	3	3
Предельная обводненность, %	98	98	98	98	98
Темп отбора от НИЗ, %	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1
Фонд скважин, в т.ч. разведочный из них добывающих в т.ч. разведочных нагнетательных резервных	184 4 123 4 40 21	166 2 113 2 34 19	350 6 236 6 74 70	30 1 21 1 9 -	381 7 258 7 83 40
Фонд контрольных скв. Водозаборных	4 2	4 2	8 4	- -	8 4
Накопленная за весь срок: добыча нефти, тысяч т добыча жидкости, тыс.т закачка воды, тысяч м3	5109 30654 38992	4112 29046 36946	9221 59750 75938	721 4374 5564	9950 64124 81502

3.2 Состояние разработки Фаинского месторождения

3.2.1 Текущее состояние разработки

Месторождение разрабатывается 17 лет. Добыча нефти до 1994 года значительно отставала от проектных уровней. Существенную роль в этом сыграло отставание освоения систем ППД и худшие, возможности пласта по отдачи жидкости, чем предполагалось.

В 1992 году на низко-продуктивных юрских отложениях была опробована эффективная технология интенсификации притока ГРП. После проведения ГРП продуктивность скважин увеличилась в 3 - 4 раза. Всего на месторождении проведено 179 ГРП, в результате которого дополнительно отобрано 1561 тысяч тонн. В 2002 году добыто 1053 тысячи тонн нефти. Стадия обводнения продукции - 55,3 %.

Бездействующие скважины составляют почти половину фонда. Причинами простаивания фонда являются: прекращение фонтанирования и отказ насосов из-за недостатка пластовой энергии, консервация части скважин во избежание размораживания коллекторов в зимнее время.

Текущее пластовое давление немного (273 атмосфер) ниже начального (290 атмосфер). При том годовая и накопленная добыча жидкости скомпенсирована закачкой воды на 144%. Это свидетельствует об отсутствии учета закачиваемой воды на месторождении. Падение пластового давления произошло из-за позднего освоения системы ППД и месторождение в течение 6 лет разрабатывалось на истощении пластовой энергии.

Таблица 3.2.1.

Показатели разработки Фаинского месторождения за 2002 год.

Наименование	ЮС1
Добыча нефти, тысяч тонн, за 2002 г. Накопленная Ср. дебит действующих скважин, нефти, т/сутки Ср. дебит действующих .скважин жидкости, т/сутки Обводненность, % Добывающий фонд, всего в том, числе действующий Нагнетательный действ фонд Закачка воды, тысяч метров3, за 2002 г. Накопленная Компенсация текущая, % Пластовое давление, атмосфер начальное На 1.01.2003г Соотношение добывающих и нагнетательных скважин	1053 14059 24,1 54,0 55,3 371 142 84 3567,0 39139,9 127,1 290,0 273,0 1,7



На текущий момент Средне-Асомкинская площадь полностью разбурена и практически исчезла условная граница между Асомкинской и Средне-Асомкинской площади и кроме того произошло сочленение Средне-Асомкинской площади на востоке с Восточно-Асомкинской , а на юге с Южно-Асомкинской. Асомкинская площадь находится на более поздней стадии разработки.

Из таблиц 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4, видно, что на декабрь 2002 г дебиты по Средне-Асомкинской площади стали выше, чем по скважинам Асомкинской площади где ГРП не осуществлялось.

Однако является преждевременное обводнение добываемой жидкости. Поскольку важнейшим отрицательный моментом массового применения ГРП критерием применимости потокоотлоняющих МУН наряду с коллекторскими свойствами является текущая обводненность продукции реагирующих скважин, важным представляется анализ динамики обводнения.

Средне-Асомкинская залежь разрабатывается с 1989 года с начала разработки добыто 7035,2 млн. т. нефти (данные по 2003г). Проектный КИН 33%, текущий 16,3%. В последние годы темп отбора вырос до 9%. Это связано с тем, что на Средне-Асомкинском месторождении в 1994-2001гг. было проведено около 177 операций ГРП фирмой “Юганскфракмастер” и 40 - предприятием “Интрас“, что кардинально сказалось на показателях разработки месторождения. Динамика основных показателей по годам показана на рисунках рис.3.1.,3.2.

Таблица 3.2.2.

Фактические показатели разработки горизонта ЮС1 Асомкинской площади

год	Добыча нефти тыс. тонн	Темп отбора от изв. запасов	Накопл. добыча нефти, тыс. т	Отбор извл .запасов%	Коэф. нефтеизвл.%	Годовая добыча жидкости, тыс. т.	Накопленная добыча жидкости тыс. т	Обводнённость, %%,вес
	Всего	Мех	нач.	тек	Всего	Мех			всего	Мех	всего	Мех
995	342,8	313,2	6,7	10,9	2341	2001	45,6	15,1	459,7	428,3	3073	2709	25,4
996	313	297,1		11,2	2654	2298	51,7	17,1	428,8	408,3	3502		27
997	148	133,7	2,9	6	2802	2432	54,6	18	226,8	208,2	3729	3325	34,7
998	126,6	119,8		5,3	2925	2552	57	18,8	177,3	171	3906	3496	30,3
999	75,1	72,5	1,5	3,4	3001	2624	58,4	19,3	129,9	125,8	4035	3622	42,1
900	44	43,8	0,9	2,1	3045	2668	59,3	19,6	93,6	91,6	4129	3714	53
901	73,9	73,9	1,4	3,5	3118	2742	60,7	20,1	149,6	148,4	4279	3862	50,6
02	81,8	81,7	1,6	4,1	3200	2842	62,3	20,6	162,6	156,5	4441	4019	49,7

Таблица 3.2.3.

Фактические показатели разработки горизонта

Показатель	Зона	Залежь в целом
	Центральная	Краевая
Балансовые запасы, тыс. т	13412	29588	43000
Накопленная нефть, тыс. т	3451	3585	8917
Текущий КИН,%	25,73	12,12	20,74
Извлекаемые запасы(прогноз), тыс. т.	5724	8500	14200
Отбор от НИЗ,%	60,9	36,7	63
Прогнозный КИН,%	42,68	28,73	33,02
ВНФ,д.ед	0,33	0,2	0,27
Накопленная жидкость, тыс. т	4610	4320	8917
Накопленная закачка, тыс. т	6051	8221	14047
Дебит нефти, т/сут	25,6	28,4	27
Дебит жидкости,т/сут	69	39,8	46
Число дейст. доб. скв. на 1.04.2003	61	84	145
Приёмистость, т/сут.	200	80	120
Обводнённость, %	62	48	55,3
Начальные линейные запасы, Qбал/S тыс. т/га	5,8	2,6	3,2
Остаточные линейные запасы, (Qбал - Qнакоп)/S, тыс. т/га	4,3	2,3	2,5

ЮС1 Средне-Асомкинской площади

Таблица 3.2.4.

Технологические показатели разработки Средне-Асомкинского месторождения

год	Добыча нефти, тыс. тонн	Темп отбора от изв. запасов	Накоплен. добыча нефти, тыс. т	Отбор извл. запас, %	Коэф. нефте-извлеч.,%	Год. добыча жид-ти, тыс. т	Накоплен. добыча жидкости, тыс. т	Овводнённый %, вес
	всего	мех	нач.	тек	всего	Мех			всего	мех	всего	мех
995	185,5	108,8	1,3	1,3	600	315	4,2	1,4	193,6	115,6	617,5	328	4,2
996	275,3	261,	1,9	2	875	576	6,2	2	292,1	278,4	909,6	606	5,7
997	526,1	520	3,7	3,9	1401	1096	9,9	3,2	586	580	1496	1187	10,4
998	618,6	617	4,3	4,8	2020	1713	14,2	4,7	685,9	682	2182	1869	9,8
999	1011	1006	7,1	8,3	3031	2720	21,3	7	1143	1138	3326	3008	11,6
900	1338	1336	9,4	12	4369	4056	30,7	10,1	1711	1709	5037	4717	21,8
901	1380	1380	9,7	14	5749	5436	40,4	13,3	1874	1874	6912	6292	26,4
902	1285	1282	9	15	7035	6719	49,5	16,3	2004	1984	8917	8576	35,9

10

144

Таблица 3.2.5.

Эксплутационные показатели	Средне-Асомкинская площадь
Сред. дебит одной скважины, т/сут
по нефти	27,5
по жидкости	49,6
В том числе:
ЭЦН	29/32,1
ШГН	4,1/4,4
Количество скважин с обводнённостью:
до 2%	75
2-20%	159
20-50%	60
50-90%	3
более 90 %	3
Всего обводнённый фонд	299
Всего добывающий фонд	299

Усреднённые эксплуатационные характеристики добывающих скважин.

Бурение новых скважин на Средне-Асомкинской площади с 1998 года прекращено. Если рассматривать в динамике фонд скважин по годам, то можно отметить фонд добывающих скважин на текущую дату снизился на 7% по сравнению с 1998 годом, но при этом действующий фонд скважин и нагнетательный неуклонно растёт.

3.2.2 Характеристика фонда скважин

Пласт ЮС1 Средне-Асомкинской площади разрабатывается с 1989 года. В течении 1990-1992гг.велось интенсивное разбуривание площади . В эти годы из бурения вводилось 43-78 скважин в год , тем не менее годовая добыча нефти в период с 1990-1992гг. существенно не изменялась и варьировала в диапазоне 125-208тыс.тонн. Основной причиной тому следует считать, то, что действующий фонд скважин, несмотря на большие объёмы бурения, изменялся незначительно, так как некоторая часть скважин находилась в бездействии. С 1993 года добыча нефти возрастает и своего максимума достигает в 1998 году, когда из пласта было извлечено 1424 тысяч тонн нефти ( рис. 3.2. )

Столь интенсивный рост производительности скважин объясняется, прежде всего, тем, что с 1993 года на площади начато крупномасштабное проведение гидравлических разрывов пласта. Мероприятие способствовало увеличению дебитов нефти в несколько раз по сравнению с предшествующим.

На данный момент в работе находится 145 добывающих и 84 нагнетательных скважин.

Рисунок 3.2.

3.2.3 Характеристика закачки воды

Закачка воды в продуктивные отложения Средне-Асомкинской площади начата в 1989 году, то есть в первый же год разработки. До 1993 года нагнетание осуществлялось в основном в очаговые скважины, численность которых распределялась по годам следующим образом: 1989 год - 3скв., 1991 год - 5скв., 1992 год - 7скв.

Начиная с 1993 года фонд нагнетательных скважин неуклонно растёт и на текущую дату под закачкой находится 84 скважины и практически сформирована трёхрядная система.

Реагирующими считались те скважин, по которым прослеживается рост отбора воды, увеличение обводнённости.

В скважинах №455 и №463 на 06.2000г. обводнённость продукции возросла, в первой до 15% , а во второй - до 30% . Из всех исследуемых скважин это, пожалуй, наиболее существенные изменения в показателях эксплуатаций. В остальных случаях отмечается лишь незначительный рост обводненности. Однако по подавляющему большинству скважин вообще не зафиксировано никаких изменений, позволяющих определить влияние нагнетательных скважин. Поэтому те скважины, где прослеживается рост отборов воды, либо увеличивается обводнённость, все-таки считаются реагирующими. Таковыми стали скв.№403, 593, 373, 1754, 9087 и 9132 . Из этих скважин особое внимание заслуживает скважина №1754. C 08.1996 года ежемесячно из скважины отбиралось около 200 тонн воды, исключение составляет сентябрь, когда продукция была безводная. В предыдущее время объёмы воды не превышали 10 тонн в месяц. Возможно, причиной столь существенного увеличения объёмов отбираемой воды стало повышение количества нагнетаемой в пласт воды по скважине №1759. Но необходимо учесть, что 01.1998г. в скважине №1754 был проведён гидравлический разрыв пласта, в связи с чем могло произойти отмеченное явление.

Обобщая изложенное, можно сделать следующие выводы: