Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

КУРСОВАЯ РАБОТА

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тюмень

2016



Содержание

Введение

1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоника

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

1.4 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.5 Запасы нефти и газа

2. Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

2.2 Характеристика фонда скважин

2.3 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов

2.4 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов эксплуатационных объектов Мамонтовского месторождения

2.5 Применение методов повышения нефтеотдачи

Заключение

Список литературы



Введение

Исключительно важное значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают вопросы дальнейшего совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений, повышение эффективности применяемых систем, создание новых технологических процессов и методов эффективной разработки трудно извлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи пластов. Большое значение в этом имеет изучение накопленного опыта разработки нефтяных месторождений.

При реализации обобщенного метода разработки нефтяных месторождений возникает много объективных и субъективных трудностей, вызванных разными причинами. Основными из них являются следующие:

многообразие природных геологогидрогазодинамических условий залегания углеводородов;

одновременное влияние на процесс разработки большого числа разнодействующих факторов как природных, так и зависящих от принятой системы разработки и режима работы скважин;

изменение в процессе разработки месторождения (залежи) многих параметров и технологических показателей, характеризующих объект (сокращение площади нефтеносности и нефтенасыщенной толщины; изменение фильтрационных характеристик коллекторов, физико-химического состава нефти; изменение плотности сетки скважин и т.д.);

необходимость сбора, анализа и обработки огромного объема геолого-промысловой информации.

Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения даёт нам возможность составить правильное представление о эффективности разработки месторождения, другими словами оценить и проанализировать эффективность разработки месторождения.

1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн.т (1986 г.).

Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (станция Островная).

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождений ОАО «НК «Роснефть»

1.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разреза положена унифицированная региональная стратиграфическая схема мезозойско-кайнозойских отложений, принятой на расширенном заседании МСК 09.04.2004 год (рисунок 2).

Палеозойский фундамент

Породы палеозойского фундамента литологически представлены андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Кора выветривания

Кора выветривания сложена гравелитами, алевролитами темно-зелеными, крепко сцементированными, с включениями разноокрашенных минералов, песчаниками темно-зелеными, светло-серыми.

Юрская система на Сургутском своде подразделяется на два отдела: нижний-среднеюрский отдел (тюменская свита) и верхний отдел (васюганская, георгиевская и баженовская свиты).

Меловая система состоит из нижнего и верхнего отделов.

Нижнемеловой отдел включает в себя осадки сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты.

Основные продуктивные пласты БС₁₁ и БС₁₀ приурочены к верхней половине сортымской свиты, представленные серыми мелкозернистыми песчаниками, с прослоями слюд, включениями обугленного растительного детрита, и прослоями темно-серых до черных аргиллитов. Продуктивные пласты БС₁₁ и БС₁₀ отделены друг от друга аргиллито-глинистой куломзинской пачкой. Толщина пачки составляет 13 м.

Пласт БС₁₀ перекрывается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой, которая является субрегиональным репером, используемым при корреляции пластов группы БС₁₀. Последние выделяются под чеускинской глинистой пачкой и индексируются как БС₁₀^0в, БС₁₀⁰, БС₁₀¹_, БС₁₀²_, БС₁₀^3-4.



Рисунок 2 - Сводный геологический разрез Мамонтовского месторождения

Палеогеновая система, в рассматриваемом районе выделяются морские осадки палеоценового (талицкая свита), эоценового (люлинворская свита, низы тавдинской свиты), и континентальные отложения олигоценового (верхи тавдинской свиты, атлымской, новомихайловской и туртасской свит) отделы.

Четвертичная система

На размытой поверхности туртасской свиты залегают отложения плейстоценового возраста, представлненные в нижней части песками серыми, выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием. Толщина 15-30 м.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты, которая относится к молодым образованиям.

Складчатый фундамент представлен дислоцированными, изверженными, метаморфическими и осадочными образованиями. При этом отмечается связь залегания ультраосновных пород с разрывными дислокациями. На развитие интрузий ультраосновных пород на юге Сургутского свода (периклиналь Пимского вала) указывают результаты исследований доюрского основания корреляционным методом преломленных волн (КМПВ), по которым Пимский вал характеризуется положительными гравитационным полем и повышенными значениями (до 6,5 миллиэрстэд) напряженности магнитного поля, соответствующими областями развития ультрабазитов.

По данным большинства исследователей тектонического строения этого района в его пределах намечается ряд глубинных разломов. Один из таких протягивается в северо-западном направлении от верховьев реки Б. Юган до среднего течения р. Пим, рисунок 3.



1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Мамонтовского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин.

Литологическая характеристика и ФЕС пород по керну

С целью доизучения литолого-стратиграфического разреза и изучения коллекторских свойств продуктивных пластов Мамонтовского месторождения производился отбор керна.

Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ Главтюменьгеологии, в СибНИИНП и «ТомскНИПИнефть ВНК». Открытая пористость (К_п) определялась методом насыщения, проницаемость (К_пр) - фильтрацией газа на установке ГК-5. Остаточная водонасыщенность (К_во) изучалась методом центрифугирования при режиме. Нефтенасыщенность прямым методом не определялась (нет скважины на РНО). Коэффициенты остаточной нефтенасыщенности определены в процессе моделирования вытеснения нефти. Капилляриметрические исследования проведены в лаборатории «ТомскНИПИнефть ВНК» методом дренирования и вытеснения через пористую полупроницаемую мембрану.

Минеральный состав изучался путем количественных подсчетов породообразующих компонентов и цемента в шлифах с использованием окулярной линейки. Минеральный состав глинистой фракции исследован на рентгеновской установке ДРОН-2 с определением относительного содержания минералов.

Проведены гранулометрический, минералогический анализы. С целью изучения вещественного состава пород в лабораториях изготовлены и описаны прозрачные шлифы, определились открытая пористость, проницаемость, карбонатность, плотность, остаточная нефте- и водонасыщенность и другие параметры пород.

В целом по состоянию на 01.01.2013 г. с отбором керна пробурено 183 скважин. Общая проходка с отбором керна составила 6589,6 м.

Наиболее охарактеризован керном разрез продуктивного пласта БС₁₀, являющегося основным объектом подсчета. Достаточно полно охарактеризованы керном пласты АС₄, АС_5-6, БС₈, БС₁₁, а также появились анализы керна по пластам БС₆ и ЮС₂. Охарактеризованность пластов Мамонтовского месторождения керном, в целом по пласту представлена в таблице 1.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов всей выборки керна Мамонтовского месторождения представлены в таблице 2.

Дополнительные анализы керна были привлечены для уточнения петрофизических зависимостей пластов Мамонтовского месторождения.



Таблица 1 - Охарактеризованность пластов Мамонтовского месторождения керном, в целом по пласту

Опреде-ления	АС4	АС5-6	БС6	БС8	БС10мон	БС10тсп	БС11	ЮС21	ЮС23
	Кол-во скважин по видам анализов (количество анализов)
Пористость	12(84)	9(162)	1(3)	15(193)	73(1964)	13(139)	8(163)	10(309)	2(26)
Проница-емость	10(37)	9(143)	0(0)	15(149)	68(1204)	11(60)	8(122)	10(266)	2(23)
Водоуд. способность	9(33)	9(147)	0(0)	14(159)	67(1148)	8(48)	8(138)	10(177)	2(23)

Пласт ЮС₂ представлен чередованием песчано-алевритовых пород с межзерновым типом порового пространства, заполняемым преимущественно глинистым цементом. Песчаниками мелкозернистые, буровато-коричневого цвета с запахом нефти, с тонкими прослоями углистого детрита, аргиллитами серыми, плотными, массивными, с многочисленными включениями окаменелых органических остатков.

Таблица 2 - Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов керна Мамонтовского месторождения

Пласты	Пористость (Кп), %	Проницаемость (Кпр), мД	Водоудерживающая способность (Кво), %
	Значение	Значение	Значение
	минимальное	среднее	максимальное	минимальное	среднее	максимальное	минимальное	среднее	максимальное
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
АС4	13,4	22,3	27,4	0,5	191,1	1581,0	20,3	40,2	71,4
АС5-6	15,3	23,4	27,0	3,4	296,5	2460,0	14,9	33,2	62,8
БС6	19,2	20,1	21,4	-	-	-	-	-	-
БС8	17,0	22,1	27,4	1,6	171,5	933,0	16,0	31,6	68,4
БС10мон	8,6	21,4	26,7	0,2	193,2	2082,0	21,2	31,9	89,4
БС10тсп	15,2	22,3	26,7	1,7	114,0	636,0	10,2	32,0	87,7
БС11	15,0	20,0	23,0	0,8	46,0	200,0	24,7	40,5	84,7
ЮС21	4,4	12,4	17,8	0,04	2,3	76,0	21,2	72,3	96,1
ЮС23	5,7	12,3	15,9	0,09	4,9	18,8	47,9	74,7	92,0

Значения пористости пласта ЮС₂¹ К_п изменяются от 4,4 % до 17,8 %. Среднее значение составляет 12,4 %. Было сделано 309 анализов пористости. По проницаемости было сделано 266 анализов. Значения К_пр невысокие и изменяются от 0,04*10^-3 до 76,0*10^-3 мкм². Среднее значение К_пр 2,3*10^-3 мкм². Водоудерживающая способность варьирует от 21,2 % до 96,1 % (всего было сделано 177 определений). Среднее значение К_вс высокое и составляет 72,3 %.

Керн по пласту ЮС₂³ изучался по двум скважинам. Значения пористости пласта ЮС₂³ К_п изменяются от 5,7 % до 15,9 %. Среднее значение составляет 12,3 %. Было сделано 26 анализов пористости. По проницаемости в целом по пласту было сделано 23 анализа. Значения невысокие, и изменяются от 0,09*10^-3 мкм² до 18,8х10^-3 мкм². Среднее значение К_пр принимается 4,9*10^-3 мкм². Водоудерживающая способность по пласту определялась по 23 анализам, значения изменяются от 47,9 % до 92,0 %, в среднем составляя - 74,7 %.

Изложенное выше показывает, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта ЮС₂ низкие.

Пласт БС₁₁ представлен неравномерным переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты серого или буровато-серого (в случае нефтенасыщенности) цвета, с однородной или слоистой (за счет концентрации слюд, УРД и плитового материала по плоскостям наслоения) текстурой. Состав обломочной части коллекторов полимиктовый с некоторым преобладанием полевых шпатов (40-60 %) над кварцем (30-50 %), второстепенным содержанием обломков пород (5-25 %) с примесью слюд (1-5 %).

Пористость изменяется от 15,0 % до 23,0 %, средняя - 20 % (всего по пласту было проведено 163 анализов). По разрезу - чаще изменяется от 20 % до 22 % (частость 63 %), реже от 18 % до 20 % (25 %). Проницаемость определялась по 122 образцам, значения варьируют от 0,8 до 200*10^-3 мкм², средняя составляет 46,0*10^-3 мкм².

О невысоком качестве коллекторов пласта свидетельствуют данные о водоудерживающей способности (138 определений) - по пласту БС₁₁ равна 40,5 %. Водоудерживающая способность изменяется в широком диапазоне, однако для преобладающего большинства (75 %) соответствует интервалу от 25 % до 45 %. Высокие значения К_вс отмечаются в единичных образцах слабопроницаемых пород. В соответствии с показанными выше различиями в литологических свойствах, ФЕС пласта БС₁₁ значительно хуже, чем пласта БС₁₀.

Пачка продуктивных пластов БС₁₀ условно разделяется на два пласта: БС₁₀^мон (монолит) и БС₁₀^тсп (тонкослоистые), отличающихся геологическим строением и литолого-коллекторскими свойствами.

Коллекторами пачки продуктивных пластов БС₁₀ являются средне-, крупнозернистые алевролиты, составляющие 60 % эффективной толщины, и мелкозернистые песчаники, доля которых в объеме горизонта не превышает 40 %. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Пласту БС₁₀^тсп представлен тонким переслаиванием мелкозернистых песчаников и крупно-среднезернистых алевролитов полимиктового состава. В отличие от других горизонта БС₁₀^мон в данном случае по данным РСА в составе цемента значительно возрастает содержание хлорита (80-90 %) и уменьшается каолинита, что является фактором снижающим ФЗС коллекторов.

В целом по пласту среднее значение К_п составляет 21,4 %. В нефтеносной части пористость несколько выше, чем в водоносной (22 и 21 %). Проницаемость изменяется в очень широких пределах: от 0,2*10^-3 до 2082,0*10^-3 мкм² при среднем значении 193,2*10^-3 мкм² (1204 определения). Водоудерживающая способность пород пласта в нефтяной и водоносной частях равна 33 % и 29 % соответственно, проведено 1148 определений). Среднее значение 31,9 %.

Пласт БС₈, представлен неравномерным переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты серого или буровато-серого (в случае нефтенасыщенности) цвета, с однородной или слоистой (за счет концентрации слюд, УРД и пелитового материала по плоскостям наслоения) текстурой. Керн по пласту был отобран из 17 скважин. Коллекторские свойства пласта БС₈ исследованы по 15 скважинам. Открытая пористость в среднем по пласту составляет 22,1 % (193 анализа) это немного выше, чем по пласту БС₁₀^1-3. Проницаемость изменяется в широких диапазонах, что и в пластах горизонта БС₁₀, и в среднем 171,5*10^-3 мкм² (149 анализов), а по нефтеносной части - 203,0*10^-3 мкм². Среднее значение водоудерживающей способности по нефтенасыщенной части - 31,6 % (по 159 определениям).

Пласт БС₆. Керн изучен только в одной скважине. Проницаемые прослои представ-лены двумя видами песчаника. Один серый, мелкозернистый, крепкосцементированный с включениями темно-серого глинистого материала, другой - серый, рыхлый, крупнозернистый. Пористость определялась по трём образцам, среднее значение которой равно 20,1 %. Остальные параметры (проницаемость и водоудерживающая способность) не определялись.

Судить о фильтационно - емкостных характеристиках пласта по результатам исследования одной скважины не представляется возможным.

Пласт АС_5-6 представлен преимущественно песчаниками, реже алевролитами. Песчаники умеренно глинистые, с относительно небольшим содержанием алевритовой фракции. В отличие от пластов группы БС в коллекторах пласта АС_5-6 отмечается большое количество полевых шпатов (в среднем 50,3% и низкое содержание обломков пород). В цементе в близких количественных соотношениях присутствует каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования.

Коллекторские свойства пласта АС_5-6 изучены в 9 скважинах. Среднее значение открытой пористости составляет 23,4 % (162 анализа). По проницаемости пласт АС_5-6 резко отличается от других. В среднем К_пр равен 296,5*10^-3 мкм² (143 анализа), при этом третья часть пород имеет проницаемость от 300,0*10^-3 до 2460,0*10^-3 мкм², тогда как в нижезалегающих аналогичных породах проницаемость в два-три раза меньше. Среднее значение водоудерживающей способности по пласту АС_5-6 - 33,2%, изменяясь от 14,9 % до 62,8 % (147 анализов).

Пласт АС₄ представлен, в основном, мелкозернистыми, глинистыми, среднеотсортированными песчаниками. Породообразующие компоненты - кварц, палевые шпаты, обломки пород. Цементируются они каолинитом, гидрослюдами, хлоритом, железисто-титанистыми минералами.

По пласту АС₄ керн изучен из 12 скважин. Открытая пористость изменяется от 13,4 % до 27,4 %, а средняя ее величина составила по 84 анализам - 22,3 %. Это на 1 % меньше, чем в пласте АС_5-6. Проницаемость пласта АС₄ ниже, чем в пласте АС₅₊₆. Среднее значение по пласту составляет 191,1*10^-3 мкм² (37 определений). Диапазон изменения К_пр широк: от 0,5*10^-3 до 1581,0*10^-3 мкм². По проницаемости было сделано 37 определений. Среднее значение водоудерживающей способности по пласту АС₄ - 40,2 % (33 анализа). пласт скважина мамонтовский месторождение

Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС

Геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин, что позволяет проследить характер изменения коллекторских свойств, как по разрезу, так и по площади простирания продуктивных пластов. Геофизические исследования в скважинах проводились согласноутверждённому обязательному комплексу геофизических исследований поисковых и разведочных, а также эксплуатационных скважинах, бурящихся на нефть и газ. Алгоритмы определения коллекторских свойств для продуктивных пластов Мамонтовского месторождения приведены в таблице 2.3.3.

Пористость по пластам согласно данным ГИС равна в среднем по пласту АС₄ - 21, АС_5-6 - 23, БС₆ - 22, БС₈ - 22, БС₁₀⁰ - 21,БС₁₀¹³ - 21, БС₁₀^тсп - 20, БС₁₁ -22, ЮС₂¹ - 15, ЮС₂³ - 15 %.

Проницаемость по пластам в нефтенасыщенной части имеет следующий диапазон средних значений: АС₄ - 63, АС_5-6 - 148, БС₆ - 100, БС₈ - 174, БС₁₀⁰ - 200, БС₁₀¹³ - 238, БС₁₀^тсп - 92, БС₁₁ - 286, ЮС₂¹ - 3, ЮС₂³ - 310^-3 мкм².

Средняя нефтенасыщенность по пластам согласно данным ГИС равна в среднем по пласту АС₄ - 52, АС_5-6 - 49, БС₆ - 60, БС₈ - 60, БС₁₀⁰ - 67, БС₁₀^1-3 - 68, БС₁₀^тсп - 55, БС₁₁ - 61, ЮС₂¹ - 56, ЮС₂³ - 52 %.

Рисунок 4 - Геологический профиль пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения.

1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения пластов АС₄, АС_5-6, БС₆, БС₈, БС₁₀^мон, БС₁₀^тсп, БС₁₁ нижнемелового отдела меловой системы и отложения тюменской свиты (пласты ЮС₂¹ и ЮС₂³) юрской системы. Геолого-физическая характеристика пластов Мамонтовского месторождения представлена в таблице 4.

Запасы нефти и газа

Запасы по Мамонтовскому месторождению были подсчитаны ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 541-дсп от 19 ноября 1999 г.).

Начальные запасы нефти подсчитаны объемным методом по общепринятой формуле.

Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти Мамонтовского месторождения по пластам и категориям составили:

пласт АС₄ - по категориям В+C₁ - 159144 тыс. т, по категории С₂ - 5184 тыс. т;

пласт АС_5-6- по категориям В+C₁ - 103773 тыс. т, по категории С₂ - 1954 тыс.т;

пласт БС₆ - по категории C₁ - 784 тыс. т, по категории С₂ - 1113 тыс. т;

пласт БС₈ - по категориям В+C₁ - 43290 тыс. т, по категории С₂ - 2189 тыс. т;

пласт БС₁₀^мон - по категориям А+В+C₁ - 1172259 тыс. т;

пласт БС₁₀^тсп - по категориям В+C₁ - 21509 тыс. т, по категории С₂ - 105 тыс.т;

пласт БС₁₁ - по категориям В+C₁ - 65104 тыс. т, по категории С₂ - 650 тыс. т;

Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти категориям А+В+С₁ составили 1565863 тыс. т, по категории С₂ - 11195 тыс. т.

В 2002 году в связи с изменением лицензионной границы между Южно-Балыкскими Мамонтовским лицензионными участками часть запасов из пласта БС₁₀^1-3 была передана по графе «передача» формы 6-гр на Южно-Балыкский ЛУ. Отрицательный прирост составил 9211 тыс. т (протокол ГКЗ МПР РФ 156 от 10.01.2002 г.).

Таблица 4 - Геолого-физическая характеристика пластов Мамонтовского месторождения

Параметры	Пласты
					БС10мон
	АС4	АС5+6	БС6	БС8	БС100	БС101-3	БС10тсп	БС11	ЮС21	ЮС23
Средняя глубина залегания, м	1903	1920	2250-2280	2290	2425	2425	2452	2455	2900	2858-2916
Тип залежи	Пластово-сводовый с элементами экранирования	Пластово-сводовый	Пластово-сводовый	Пластово-сводовый	Литологически-экраниров-анный	Пластово-сводовый	Литологически-экранированный	Пластово-сводовый с элементами экранирования	Пластово-сводовый, Литологически-экранированный
Тип коллектора	терригенный, поровый
Площадь нефтеносности, тыс. м2	493767	165962	7703	92489	114582	882486	68441	112046	476459	52558
Средняя общая толщина, м	21,2	50,4	24,7	35,1	7,1	41,1	39,5	34,7	20,6	29,5
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	3,7	6,6	3,0	4,8	2,4	11,3	3,7	5,7	4,5	3,9
Пористость, доли ед.	0,21	0,23	0,22	0,22	0,21	0,21	0,20	0,22	0,15	0,15
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,52	0,49	0,60	0,60	0,67	0,68	0,55	0,61	0,56	0,52
Проницаемость,10-3 мкм2	35	29	117	32-97	95	110	55	7-78	1	1
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,25	0,37	0,75	0,67	0,37	0,52	0,38	0,51	0,36	0,35
Расчлененность	2,1	3,6	5,7	2,5	1,3	3,8	3,4	2,8	6,6	3,2
Начальная пластовая температура, оС	66,9	65,0	73,0	76,24	76,4	76,4	76,4	79,5	82,0
Начальное пластовое давление, МПа	19,9	19,6	22,0	23,24	24,1	24,1	24,1	24,3	29,7
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	4,14	5,16	5,14	5,14	2,9	2,9	2,9	3,0	1,83
Продолжение таблицы 3.1
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	36,7	33,5	20,63	43,28	30,71	30,71	30,71	29,7	19,2
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,831	0,835	0,845	8,847	0,807	0,807	0,807	0,826	0,727
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,874	0,873	0,885	0,885	0,873	0,873	0,873	0,871	0,842	0,889
Абсолютная отметка ВНК, м	-1901 -	-1901 -	-2215- -2224	-2253 -	-2398	-2400	-2394 -	-2427 -	не вскрыт	-2905
	-1905	-1905		-2297			-2399	-2433
Объемный коэффициент нефти, доли ед	1,064	1,064	1,075	1,075	1,124	1,124	1,124	1,085	1,284
Содержание серы в нефти, %	1,23	1,49	1,05	1,53	1,46	1,46	1,46	1,51	0,96
Содержание парафина в нефти, %	3,86	3,26	4,42	3,63	3,54	3,54	3,54	2,89	2,14
Давление насыщения нефти газом, МПа	7,3	6,9	7,5	8,1	9,7	9,7	9,7	7,9	11,9
Газосодержание нефти, м3/т	31	32	34	34	44	44	44	37	96
Содержание сероводорода, %	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0,51	0,51	0,51	0,43	0,39	0,39	0,39	0,39	0,38
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1002	1002	1003	995,7	992,4	992,4	992,4	992,4	1007
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1012	1012	1009	1015	1011	1011	1011	1011	1011,4
Сжимаемость, 10-4 1/Мпа
нефти	8,64	8,00	8,30	7,84	9,23	9,23	9,23	10,00	14,70
воды	4,86	4,86	4,88	4,88	4,88	4,88	4,88	4,88	4,91
породы	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,433	0,492	0,551	0,544	0,542	0,542	0,511	0,466	0,441

В 2007 году был выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта ЮС₂ Мамонтовского месторождения. В рамках этого документа, залежь нефти пласта ЮС₂ была скорректирована с учетом двух углубленных скважин, по которым выполнен перевод запасов из категории С₂ в С_1. Кроме того выполнен прирост запасов по категории С₂ в результате стыковки подсчетных планов Южно-Сургутского, Усть-Балыкского, Омбинского месторождений и Энтельской площади (протокол № 18/948-пр от 29.11.2007 г. Федерального агентства по недропользованию).

Согласно данному протоколу утверждены следующие запасы (начальные геологические/извлекаемые) нефти по пласту ЮС₂ Мамонтовского месторождения: по категории С₁ -21331/5333 тыс. т, С₂ -36711/9178 тыс. т.; прирост запасов нефти составил по категории С₁ -9538/2973 тыс. т, С₂ -14341/4704 тыс. т.

Запасы нефти Энтельской площади были открыты и утверждены ГКЗ позднее, в 2007 году (протокол ГКЗ Роснедра №1380-дсп от 20.12.2007 г.).

В 2010 году протоколом Роснедра (№18/364 пр от 22.06.2010 г., ЭЗ №54-10 оп от 30.03.2010 г.) была утверждена новая геологическая модель залежи. Пласт ЮС₂ был разделен на два самостоятельных пласта ЮС₂¹ и ЮС₂³. В 2011 году протоколом Роснедра (№18/897 пр от 19.12.2011 г., ЭЗ 234-11 оп от 20.09.2011 г.) была утверждена новая залежь пласта ЮС₂¹, расположенная южнее ранее открытой залежи. В 2012 году протоколом Роснедра (№18/655 пр от 18.10.2012 г., ЭЗ 268-12 оп от 24.09.2012 г.) была уточнена геологическая модель южной залежи и объем нефтенасыщенных пород ЮС₂¹, изменилась категория запасов.

На балансе РФГФ по состоянию на 01.01.2013 г. числятся начальные геологические запасы нефти по следующим пластам и категориям:

пласт АС₄ - по категориям В+C₁ - 159144 тыс. т, по категории С₂ - 5184 тыс. т;

пласт АС_5-6 -по категориям В+C₁ - 103773 тыс. т, по категории С₂ - 1954 тыс.т;

пласт БС₆ - по категориям В+C₁ - 2218 тыс. т, по категории С₂ - 253 тыс. т;

пласт БС₈ - по категориям В+C₁ - 47402 тыс. т, по категории С₂ - 67 тыс. т;

пласт БС₁₀^мон - по категориям А+В+C₁ - 1163048 тыс. т;

пласт БС₁₀^тсп - по категориям В+C₁ - 21509 тыс. т, по категории С₂ - 105 тыс.т;

пласт БС₁₁ - по категориям В+C₁ - 65104 тыс. т, по категории С₂ - 650 тыс. т;

пласт ЮС₂ - по категориям В+С₁ - 65079 тыс. т, по категории С₂ - 66115 тыс.т.

Итого на балансе РФГФ числятся начальные геологические запасы нефти по категории А+В+С₁ - 1627277 тыс. т, по категории С₂ - 74328 тыс. т.

Запасы, числящиеся на балансе РФГФ по состоянию на 01.01.2016 г., приняты для проектирования.

Распределение начальных геологических запасов по пластам Мамонтовского месторождения по промышленным категориям представлено на рисунке 4. Состояние запасов нефти на 01.01.2016 г. приведено в таблице 5. Состояние запасов растворенного газа на 01.01.2016 г. приведено в таблице 6.

Рисунок 4 - Распределение начальных геологических запасов по пластам Мамонтовского месторождения по промышленным категориям (А+В+С₁)

Таблица 5 - Состояние запасов нефти по Мамонтовскому месторождению на 01.01.2016 г.

Пласты, месторождение в целом	Начальные запасы нефти, тыс.т
	Утвержденные ГКЗ Роснедра	На государственном балансе
	Геологические	Извлекаемые	КИН	Геологические	Извлекаемые	КИН
	АВС1	С2	АВС1	С2		АВС1	С2	АВС1	С2
АС4	159144	5184	47082	646	0,296/0,125	159144	5184	47082	646	0,296/0,125
АС5-6	103773	1954	26154	277	0,252/0,142	103773	1954	26154	277	0,252/0,142
БС6	784	1113	180	200	0,363/0,352	2218	253	806	89	0,363/0,352
БС8	43290	2189	11346	534	0,361/0,358	47402	67	17100	24	0,361/0,358
БС10мон	1172259	-	536990	-	0,458/-	1163048	-	532726	-	0,458/-
БС10тсп	21509	105	6358	10	0,296/0,095	21509	105	6358	10	0,296/0,095
БС11	65104	650	22552	59	0,346/0,098	65104	650	22552	59	0,346/0,098
ЮС2	-	-	-	-	-	65079	66115	22062	22413	0,339/0,339
Месторождение в целом	1565863	11195	650662	1726	0,415/0,316	1627277	74328	674840	23518	0,415/0,316

Таблица 6 - Состояние запасов растворенного газа по Мамонтовскому месторождению на 01.01.2016 г.

Пласты, месторождение в целом	Начальные запасы растворенного газа, тыс.м3	Текущие запасы растворенного газа, тыс. м3
	Утвержденные ГКЗ Роснедра	На государственном балансе
	Извлекаемые	Извлекаемые	Извлекаемые
	АВС1	С2	АВС1	С2	АВС1	С2
АС4	1460	1092	1460	19	23	19
АС5-6	836	10	836	10	125	10
БС6	6	8	27	3	8	3
БС8	385	249	582	1	143	1
БС10мон	23627	0	23443	0	2965	0
БС10тсп	279	0	279	0	4	0
БС11	838	2	838	2	132	2
ЮС2	-	-	2018	1958	2012	1958
Месторождение в целом	27431	1361	29483	1993	5412	1993

2. Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

На Мамонтовском месторождении промышленная нефтеносность установлена в отложениях юрской и меловой систем: пластах ЮС₂, БС₁₁, БС_10, БС₈, БС₆, АС₅₊₆ и АС₄.

На месторождении выделены шесть эксплуатационных объектов: АС₄, АС₅₊₆, БС₆, БС₈, БС₁₀ (в пределах горизонта БС₁₀ выделены два эксплуатационных объекта - монолитная часть БС₁₀^мон и тонкослоистый пласт БС₁₀^тсп), БС₁₁, ЮС₂,

Основные запасы нефти сосредоточены в залежи пласта БС₁₀^мон, этот же пласт характеризуется лучшими емкостно-фильтрационными свойствами и высокой продуктивностью по сравнению с другими залежами. Далее по этим показателям следуют залежи пласта АС_4, затем - залежи пластов БС₁₁ и т.д,. Залежи пластов на большей площади нефтеносности пересекаются в плане, рисунок 5.

В целом по месторождению вовлечено в разработку 91,8 % геологических запасов месторождения категории ВС₁, таблица 7.

Таблица 7 - Распределение геологических запасов по степени разбуренности

Основная залежь объекта АС₄ разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Плотность сетки скважин - 36 га/скв. Остальные залежи объекта разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.

Рисунок 5. - Схема совмещенных контуров пластов Мамонтовского месторождения

По объекту АС_5-6 система разработки аналогична системе разработки объекта АС₄: обращенная семиточечная по треугольной сетке, ПСС - 36 га/скв; остальные залежи объекта также разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.

Объект БС₆ разрабатывается на естественном режиме, возвратным фондом скважин, сетка неравномерная.

На основной залежи объекта БС₈ реализована обращенная девятиточечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке (расстояние между скважинами - 500 м); ПСС - 25 га/скв. Остальные залежи - возвратные объекты, разрабатываются на естественном водонапорном режиме, сетка неравномерная.

Основой объект разработки - БС₁₀^мон разрабатывается по блочно-квадратной системе; ПСС 20 га/скв.

На пласте БС₁₀^тсп сформирована проектная комбинированная система разработки (блочно-квадратная и 9-точечная); ПСС - 16 га/скв.

Основная залежь объекта БС₁₁ - северная, разбурена по квадратной сетке 450х450 м, система размещения скважин - рядная с линейно-блочным заводнением, ПСС - 20,25 га/скв. Южная залежь разбурена по квадратной сетке 500х500 м, система размещения скважин - рядная с приконтурным заводнением, ПСС - 25 га/скв. Восточная залежь разбурена по треугольной сетке 450х450 м, с избирательным заводнением, ПСС - 20,25 га/скв.

На объекте ЮС₂ формируется обращенная 9-ти точечная система, плотность сетки - 25 га/скв с последующим уплотнением до 16 га/скв.

2.2 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении пробурено 5240 скважин всех категорий, в том числе 3784 добывающих скважины, 1308 нагнетательных, 91 водозаборная, 58 поглощающих скважин. Из этого числа 657 скважин ликвидировано и 362 ожидают ликвидации. Пробуренный фонд в основном приходится на объект БС₁ - 188 скважин (69 % фонда), на объект АС₈ - 34 скважин (13 % фонда), на объект ЮС₂ - 31 скважина (11 % фонда), на объект БС₈ - 5 скважин, на объект БС₁₀ - 6 скважин. Специальных скважин на пласт АС-SM - 10.

Разбуренность проектного фонда (кроме скважин, предусмотренных для разработки запасов категории С₂) составляет 110 %.

В эксплуатационном добывающем фонде находится 1598 скважины, из них 1282 скважин дающие нефть, 308 находятся в бездействии, 8 скважин в освоении. Основная часть действующего добывающего фонда скважин механизированные (85 %). В фонде нефтяных скважин в консервации 918 единиц, 343 пьезометрических скважин, 37 наблюдательных, в ожидании ликвидации 282 скважины и ликвидировано 462 скважины (из них 53 после бурения и 409 после эксплуатации). Основной причиной ликвидации скважин являются технические причины. Всего выведено из эксплуатационного добывающего фонда 55 % скважин (1952 единиц).

В эксплуатационном нагнетательном фонде числится 935 скважин, из них под закачкой 705, в бездействии 177 скважин, в освоении - 53 скважины, 111 скважин нагнетательного фонда временно находятся в находятся в добывающем нефтяном фонде. 181 нагнетательная скважина находится в консервации, 97 пьезометрических скважин, в ожидании ликвидации - 80 скважин, 158 скважин ликвидировано (после эксплуатации - 147 скважин, после бурения - 11 скважин). Всего выведено из эксплуатационного нагнетательного фонда 35 % скважин (505 единиц).

Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения приведена на рисунке 6.

Всего в эксплуатации на нефть по месторождению перебывало 4822 скважины, в том числе 1297 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть, таблица 4.2.4. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 117,5 тыс.т., таблица 8.

Рисунок 6 - Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения



Таблица 8 - Характеристика перебывавших в эксплуатации скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.

Всего под закачкой перебывало 1480 скважин, суммарная закачка на одну скважину в среднем составила 1770 тыс.м³, По скважинам, выведенным из закачки (в бездействующий фонд, временную консервацию, пъезометрический фонд, в другие категории - всего 37 % от перебывавших под закачкой скважин), суммарный объем закачки составил в среднем 1636 тыс.м³ на скважину, таблица 9.

Таблица 9 - Характеристика перебывавших под закачкой скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.



2.3 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов

По состоянию на 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составляет 566513 тыс.т, накопленная добыча жидкости - 2118672 тыс.т. Основная добыча нефти приходится на объект БС₁₀^мон, из которого отобрано 81 % от накопленной добычи по месторождению, при доле геологических запасов категории АВС₁ 71,5 %. Текущий КИН по месторождению составляет 0,348 при утвержденном 0,410. Обводненность продукции - 94%. Накопленный водо-нефтяной фактор - 3,0. Закачано в залежи пластов 2619210 тыс.м³ воды, накопленная компенсация отборов закачкой - 114,4 %.

Основные показатели разработки месторождения приведены в таблице 10, динамика фактических показателей с начала разработки - на рисунке 7.

Рисунок 7 - Динамика фактических показателей с начала разработки Мамонтовского месторождения



Таблица 10 - Основные показатели разработки месторождения на 01.01.2016 г.

* - по месторождению в целом, включая запасы нефти объекта ЮС₂, не введенного в эксплуатацию.

В целом по месторождению максимальная добыча нефти достигнута в 1986 г. - 35165,6 тыс.т, с темпом отбора 5,2 %. К этому моменту было отобрано 40,3 % от начальных извлекаемых запасов, а обводненность добываемой продукции составила 50,9 %. В последующие годы на месторождении наблюдается падение уровней добычи нефти, несмотря на продолжавшееся разбуривание пластов и ввод новых скважин в эксплуатацию. Причиной является интенсивное обводнение основных объектов разработки, снижение дебитов нефти и жидкости по переходящим скважинам, а также недостаточно высокие дебиты нефти новых скважин.

Период 1991-1994 г.г. характеризуется значительными темпами падения добычи нефти (ежегодно на 20-24 %), обусловленными снижением дебитов нефти, ростом обводненности, а в 1992 - 1994 годы - снижением коэффициентов использования и эксплуатации скважин. В последующие годы темпы падения добычи нефти снижаются, в 2000-2007 г.г. наблюдается некоторый рост отборов нефти, вызванный, в первую очередь, стабилизацией добычи по основному объекту - БС₁₀^мон, за счет увеличения фонда действующих скважин и дебита по нефти. В 2015 г. по месторождению отобрано 5111 тыс.т нефти, что составляет 14,5 % от максимального годового отбора; годовая добыча жидкости - 84863 тыс.т, средний дебит по нефти - 10,8 т/сут; жидкости - 179,5 т/сут; закачка воды - 94722 тыс.м³, текущая компенсация отбора закачкой - 110,5 %.

Факторный анализ

Проведенный факторный анализ позволил количественно определить степень влияния основных факторов на несоответствие проектных и фактических уровней добычи нефти, отмечаемое в рассматриваемый период. Из рисунка 8 видно, что на протяжении всего анализируемого периода наблюдается отрицательное суммарное расхождение, в 2012 г., достигает значения - 1003. Основным показателем, влияющим на столь значительные расхождения за весь анализируемый период, является действующий фонд добывающих скважин, а также обводненность, а положительное влияние среднего дебита скважин и не скомпенсировало суммарное отставание по добыче нефти.



Рисунок 8 - Влияние технологических факторов на расхождение проектных и фактических показателей разработки. Месторождение в целом

2.4 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов эксплуатационных объектов Мамонтовского месторождения

При проектировании разработки нефтяных месторождений необходимо самостоятельно рассматривать системы разработки многопластовых месторождений и отдельной залежи продуктивного пласта. При этом при обосновании систем разработки многопластовых месторождений большое внимание уделяется выделению в их разрезе эксплуатационных объектов, возможности объединения для совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов.

Объект АС₄

Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 57,5 тыс.т нефти, что свидетельствует о достаточно высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

По объекту АС₄ наблюдается превышение фактических уровней добычи нефти над проектными, и основным фактором, влияющим на данное расхождение, является действующий фонд добывающих скважин, а также влияние в 2013 г. - 2015 г. среднего дебита скважин.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта АС₄ необходимо:

вовлечение в активную разработку слабо охваченных воздействием (малопродуктивных) участков пласта путем постепенного перевода с нижезалегающих объектов скважин, выполнивших там свое назначение;

сокращение фонда бездействующих скважин за счет проведения ремонтных работ, в первую очередь, на участках высокой концентрации остаточных запасов нефти;

дальнейшая оптимизация режимов работы действующего фонда (на основе результатов, полученных в последние годы).

Объект АС₅₊₆

Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 47,4 тыс.т нефти, что свидетельствует о достаточно высокой технико-экономической эффективности исполь-зования пробуренного фонда.

По объекту АС₅₊₆ наблюдается превышение фактических уровней добычи нефти над проектными, и основным фактором, влияющим на данное расхождение, является высокий средний дебит скважин.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки пласта АС₅₊₆ необходимо, в первую очередь, сокращение фонда бездействующих скважин, а также перевода скважин с нижезалегающих объектов.

Объект БС₆

Структура действующих скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокодебитными и высокообводненными скважинами. В среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 19,2 тыс.т нефти, что свидетельствует о низкой технико-экономической эффективности использования фонда.

Существенное изменение эксплуатации данного объекта является результатом прироста запасов нефти (перевод части запасов категории С₂ в категорию С₁). Возврат ряда эксплуатационных скважин с нижележащих объектов, имеющих высокие дебиты, обеспечил превышение фактических отборов нефти по объекту.

Основными направлениями совершенствования разработки объекта является улучшения структуры действующего фонда скважин (путем перевода скважин с нижезалегающих объектов, в основном с БС₈).

Объект БС₈

Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 39,5 тыс.т нефти

Прирост запасов нефти (перевод части запасов категории С₂ в категорию С₁), возврат ряда эксплуатационных скважин с нижележащих объектов, имеющих высокие дебиты, обеспечил превышение фактических отборов нефти по объекту.

Основными направлениями совершенствования разработки объекта является улучшения структуры действующего фонда скважин (путем ввода в эксплуатацию части бездействующего фонда и перевода скважин с нижезалегающих объектов, в основном с БС_10мон);

Объект БС₁₀^мон

Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 3657 скважин. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 125,8 тыс.т, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробурен-ного фонда.

По объекту БС₁₀^мон наблюдается отставание фактических отборов нефти от проектных показателей на протяжении всего анализируемого периода, что объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Несоответствие фактического фонда нефтяных скважин проектному является следствием невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров в количестве 95 единиц за анализируемый период, а также 63 скважин-дублеров, запланированных для ввода в эксплуатацию в период с 2004 г. по 2007 г.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта БС₁₀^мон необходимо:

сокращение бездействующего фонда путем технико-экономического планирования адресных мероприятий по бездействующим скважинам с учетом многопластового характера месторождения;

оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт).

Объект БС₁₀^тсп

Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 140 скважин, в том числе 18 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 39,2 тыс.т., что свидетельствует о не высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Некоторое отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Несоответствие фактического фонда нефтяных скважин проектному является следствием невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров в количестве 11 единиц за анализируемый период.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта БС₁₀^тсп необходимо:

сокращение бездействующего фонда путем технико-экономического планирования адресных мероприятий по бездействующим скважинам с учетом многопластового характера месторождения;

оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт).

Объект БС₁₁

Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 464 скважины, в том числе 85 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 41,4 тыс.т., что свидетельствует о недостаточно высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Основными причинами несоответствия фактического фонда нефтяных скважин проектному является выбытие скважин эксплуатационного фонда с целью перевода на вышележащие объекты, а также невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров.

На период дальнейшей эксплуатации объекта имеется резерв для повышения добычи нефти уплотнением сетки скважин в слабо вырабатываемых зонах за счет бурения скважин-дублеров, зарезки вторых стволов, в том числе горизонтальных в аварийных скважинах и возвратных скважинах вышележащих пластов.

Объект ЮС₂

Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 14 скважин. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 8,1тыс.т, что свидетельствует о низкой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

Отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Запроектированные дебиты не подтвердились, не смотря на проведение ГРП. Таким образом, проектные решения по данному объекту разработки не подтверждены.

На период дальнейшей эксплуатации объекта имеется резерв для повышения добычи нефти уплотнением сетки скважин в слабо вырабатываемых зонах за счет бурения скважин-дублеров, зарезки вторых стволов, в том числе горизонтальных в аварийных скважинах и возвратных скважинах вышележащих пластов.

2.5 Применение методов повышения нефтеотдачи

Одной из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений является выбор эффективного воздействия на пласт. К этим методам относятся методы увеличения нефтеотдачи (МУН), применение которых обеспечивает большой прирост добычи нефти по сравнению с использованием базовых технологий.

Основой выбора того или иного метода воздействия должно быть его соответствие геолого-физическим особенностям данного нефтяного месторождения.

Необходимо отметить, что приуроченность объектов к определенному геолого-стратиграфическому комплексу не позволяет однозначно характеризовать их как группу относительно родственных объектов ввиду значительной вариационной изменчивости и сложной взаимосвязи их геолого-физических параметров.

Использование одного из методов факторного анализа - метода главных компонент - позволяет выявлять объекты-аналоги в различных геолого-стратиграфических подразделениях. Метод главных компонент дает возможность классифицировать как изучаемые объекты по множеству признаков, так и сами признаки по их относительному вкладу в обобщенные признаки - главные компоненты.