Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Разработка месторождения

Разработка месторождения

Использование эффективных методик циклического заводнения пластов. Совершенствование методов обработки призабойных зон пластов добывающих скважин. Порядок и правила ввода в эксплуатацию фонда бездействующих скважин в зонах остаточных целиков нефти.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.01.2018
Размер файла 1,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Важной особенностью развития нефтяной промышленности России в последние годы является существенное ухудшение структуры запасов. В разработку вводится все большее число месторождений, содержащих так называемые трудноизвлекаемые запасы.

В соответствии с существующей классификацией к трудноизвлекаемым относятся запасы обводненных объектов, подгазовых зон пластов, высоковязких нефтей, низкопроницаемых коллекторов, аномально сложенных залежей нефти. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить достаточной выработки таких запасов.

Суторминское месторождение наряду с другими крупными месторождениями Западной Сибири, ввиду сложности геологического строения, наличия рыхлосвязанной воды, недонасыщенности коллекторов нефтью также входит в число месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Месторождение в настоящее время находится в третьей стадии разработки. Эта стадия характеризуется падающей добычей нефти (в среднем 15% в год), низким использованием пробуренного фонда скважин из-за предельного обводнения продукции, снижением дебита скважин по нефти и, как следствие, снижением номенклатуры и эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

Основными задачами разработки месторождений в этих условиях являются:

стабилизация темпов обводнения продукции по промытым зонам пластов и вовлечение слабо дренируемых прослоев методом выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин;

использование эффективных методик циклического заводнения пластов;

совершенствование методов обработки призабойных зон пластов добывающих скважин;

ввод в эксплуатацию фонда бездействующих скважин в зонах остаточных целиков нефти.

Эти задачи предполагают увеличение объемов исследовательских работ гидродинамическими, промыслово-геофизическими и промысловыми методами, внедрение новых прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пластов, нестационарного заводнения.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

пласт призабойный скважина нефть

Суторминское месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области.

Близлежащими месторождениями, являются: Муравленковское, Крайнее, Карамовское, Сугмутское, Романовское, Вынгаяхинское.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Пур и Пякупур. Рельеф местности представляет собой слабовозвышенную слегка всхолмленную равнину, заболоченную и залесенную. Абсолютные отметки колеблются в пределах 80-110 метров над уровнем моря.

Лесной микрорельеф не развит, в то же время болотный развит широко.

Основные типы растительности: лесная, болотная, луговая.

Почвы района разнообразны: болотные, подзолисто-болотные, пойменно-дерновые, серые лесные, дерново-подзолистые.

На всем протяжении района климат континентальный и осадков выпадает столько, что они в значительной степени увлажняют почву, а в период весеннего снеготаяния могут обеспечить смачивание почвы до грунтовых вод.

Среднегодовая температура воздуха в районе работ равна - 6-7°С. Самым холодным месяцем в году является январь, с температурой воздуха - 25°С. В отдельные дни, почти ежегодно, температура воздуха понижается до - 49°С. Такие низкие температуры можно ожидать ежегодно, температура воздуха может понижаться до - 61°С.

С апреля к маю средняя месячная температура воздуха повышается на 7-8°С, а от мая к июню на 10-15°С. Наряду с быстрым повышением среднемесячных температур даже в июле, самом теплом месяце, возможны похолодания до -1°С, вторжение холодного арктического воздуха повсеместно вызывает заморозки. В исследуемом районе в среднем последний заморозок бывает в середине июля. В теплую раннюю весну наиболее поздний заморозок бывает в середине мая.

Средняя из абсолютных максимумов температур повышается до 29°С в июле и понижается до - 4°С в декабре.

По многолетним наблюдениям, средние заморозки отмечаются в начале ноября, иногда они возможны в разгар лета, после длительного безморозного периода, который в среднем равен 87 дней. Продолжительность безморозного периода может значительно отклониться от средних температур. В начале октября средняя суточная температура воздуха принимает отрицательные значения, в середине происходит устойчивый переход температуры воздуха через - 5°С.

На температурный режим почвы в данном районе очень большое значение оказывает высота снежного покрова, сроки выпадения снега, влажность почвы. Средняя годовая температура поверхности - 6°С. Максимальная глубина промерзания почвы составляет 3,9 м. Полное оттаивание почвы происходит только в конце мая. Относительная влажность воздуха в течение года в районе изменяется от 68 до 86%.

Климат района работ относится к типу влажных. За год здесь выпадает 584 мм осадков. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе - 78 мм, наименьшее в феврале - 24 мм.

Снежный покров в районе появляется в начале октября. Устойчивый снежный покров образуется в середине октября.

В зимнее время преобладают ветры южного направления, летом северо-

западного и северного. В целом за год преобладают ветры северо-западного и южного направлений. Среднегодовая скорость ветра 3,7 м/с. В зимний период в среднем бывает 44 дня с ветром силой более 8 м/с.

В непосредственной близости от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровод Холмогорское-Федоровское-Сургут-Омск. Электроснабжение месторождения и городов Ноябрьск и Муравленко осуществляется от Сургутской ГРЭС и ввновь введенной Ноябрьской ГЭС.

Доставка оборудования производится, в основном, по железной дороге Тюмень-Сургут-Ноябрьск, а в период навигации по рекам Туре, Тоболу, Оби. Затем груз по автодорогам доставляется на месторождение.

Экономически район развит слабо. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 км2. Непосредственно на площади работ населенные пункты отсутствуют. Ближайшими населенными пунктами являются города: Ноябрьск и г. Муравленко.

Водоснабжение на территории месторождения осуществляется за счет поверхностных источников (рек Пур и Пякупур) и артезианских скважин. В систему ППД закачиваются также сточные воды. Для технических нужд буровых используется в большей степени вода из колодцев глубиной 40-60 метров, а также поверхностные воды.

1.2 История освоения района

Суторминское месторождение названо в честь Е.В. Сутормина - геофизика, начальника Ханты-Мансийского нефтеразведочного экспедиционного отряда, открывшего 139 нефтяных месторождений. На Тюменском Севере, Суторминское месторождение - одно из крупнейших месторождений в Западной Сибири, открытое поисковой скважиной №31, пробуренной 30 августа 1975 года.

Для его разработки в мае 1982 года подписан приказ Министра нефтяной промышленности №182 «О создании нефтегазодобываюшего управления «Суторминскнефть» с целью обеспечения ускоренного ввода в разработку месторождений». Из-за многопластовости с водоносными горизонтами и недонасыщенности коллекторов нефтью Суторминское месторождение является наиболее сложным в эксплуатации. В промышленную разработку введено в 1982 году. Промышленные запасы нефти сосредоточены в пластах БС0, БС7, БС8, 0БС9, 1БС9, 2БС9, 1БС10, 2БС10, БС11 и утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. (протоколы №№8902, 8903 от 21 декабря 1981 года). К настоящему времени для разработки месторождения составлено четыре проектных документа. Первый был выполнен в 1978 году на первоочередной участок. Вторым проектным документом явилась технологическая схема, составленная в 1980 году на запасы нефти, числящаяся на балансе ВГФ. Следующей работой явилось обоснование кондиций к учету запасов нефти. В связи с тем, что изменилась конфигурация контуров нефтеносности, балансовые запасы, в 1989 году была составлена новая технологическая схема. Разбуривание центральной части месторождения показало, что за счет уменьшения объема залежей извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены примерно на 27%. До 1987 года разбуривались три сетки из шести утвержденных - пласт БС7, эксплуатационные объекты БС8-2БС9 и 2БС10.

Итоги эксплуатационного разбуривания свидетельствуют о сложном геологическом строении месторождения. Большая часть площади всех залежей была разбурена и значительная часть проектных скважин оказалась в законтурной зоне или в зоне с нефтенасыщенными показателями ниже предельно рентабельных. Кроме того, в процессе разработки залежей установлено, что фактические дебиты скважин по нефти ниже, а обводненность выше проектных величин. Это объясняется не только ухудшением структур запасов (увеличением доли ВНЗ), но и увеличением начальной водонасыщенности и гидрофильности коллекторов против расчетных величин. Все эти факторы привели к уменьшению фактической добычи нефти в 1988 году на 4,782 млн. тонн (на 32%) против проекта при большем объеме бурения.

При утверждении запасов в ГКЗ СССР начальная нефтенасыщенность пластов БС7, 1БС9, 2БС10 в чисто нефтяных зонах была принята выше 60 процентов. Это означает, что притоки из скважин должны быть безводными. Однако фактическая обводненность в первый год составила 26-29 процентов.

Производственная деятельность управления началась с июля 1982 года. В 1983 году образованы: цех добычи нефти и газа №1, цех капитального подземного ремонта скважин, 5 участков и 3 подразделения: ЖКК, СМУ, УТТ.

В 1994-1995 гг. СибНИИНП проведен пересчет запасов и КИН по Суторминскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95 г. на заседании ГКЗ России (протокол №339).

Уточнение коэффициента нефтеизвлечения и величины извлекаемых запасов по пластам проведено для балансовых запасов нефти, подсчитанных СибНИИНП в 1988 году и утвержденных ГКЗ СССР в 1990 году. Причиной пересмотра величины извлекаемых запасов является несовпадение проектных и фактических показателей разработки. Основной причиной снижения уровня добычи нефти является обводнение скважин первых и частично стягивающих рядов нагнетаемой водой.

Обводнение скважин происходит более интенсивно, чем рассчитывалось в технологической схеме, и тем более - в предыдущем ТЭО КИН.

В 1999 году СибНИИНП было закончено составление «Проекта разработки Суторминского месторождения», было решено принять проектный документ как «Анализ разработки Суторминского месторождения» (протокол ТКР №23-99 от 16.12.1999 года).

Рис. 1.1. Обзорная схема района

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

В тектоническом отношении месторождение находится в пределах коллективного куполовидного поднятия, которое осложняет северное погружение Северо-Сургутской моноклинали. Суторминское месторождение включает Коллективное, Пульпуяхское, Северо-Пульпуяхское, Харучейское локальные поднятия.

Коллективное куполовидное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания. В пределах оконтуривающей изогипсы 3000 м размеры составляют 14,5х11 км, высота более 50 м.

Северо-Пульпуяхское поднятие характеризуется субширотным простиранием и по изогипсе 3000 м имеет размеры 11х3 км и высоту 35 м.

Пульпуяхская локальная структура вытянута в северо-восточном направлении по изогипсе 3000 м и имеет размеры 19,5х5 км, высота не более 50 м.

Харучейское поднятие по изогипсе - 3000 м имеет размеры 12,5х9,5 км, высоту 50 м.

Все вышеперечисленные структуры оконтуриваются общей полузамкнутой изогипсой - 3050 м. с востока, юга и запада, которая на севере разрывается в сторону Янгтинского поднятия. Для всех описываемых структур свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием тектонических элементов вверх по разрезу. Геологический разрез вскрыт на месторождении до глубины 3197 м (скв. 106).

2.2 Продуктивные пласты

Характеристика продуктивных пластов.

Геологический разрез на Суторминском месторождении вскрыт до глубины 3197 м скважиной №106. Продуктивными пластами с запасами углеводородов категории С являются пласты: БС0, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, БС9, 1БС9, БС10, 0БС11, БС12, БС18, Ю1. Последние три пласта изучены преимущественно разведочными скважинами.

Пласт БС0

Залежь пласта БС0 вскрыта в 13 скважинах на глубинах 2290-2319 м, в отличие от остальных залежей имеет газоконденсатную шапку.

На западе залежь частично ограничена зоной глинизированных коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 0,5 м до 6,5 м. Дебит нефти до 51м3/сут. Этот пласт можно характеризовать как газоконденсатно-нефтяной. В связи с этим условием выделены газонасыщенные толщины - 2 м до абсолютной отметки 2197 м, а нижняя часть относится к нефтенасыщеной. Тип залежи пластово-сводовый. По характеру насыщения залежь нефтяная с большой газовой шапкой. Эффективная толщина пласта колеблется от 2,6 м до 10 м, нефтенасыщенная от 0,5 м до 6,5 м, газонасыщенная от 1 м до 4,5 м. Пласт БС0 отличается наличием газовой шапки площадью 15,7 км2 (скв. №222) и 17,6км2 в районе скважин №№86, 93. В соответствии с принятыми уровнями ВНК и ГНК размеры залежи составляют 24х7,5 км, высота 17,5-28,5 м.

Пласт БС1

Развит на всей площади Суторминского месторождения, за исключением ряда единичных скважин, где он полностью замещен глинистыми пропластками.

В разрезе пласта можно условно выделить глинистую - верхнюю часть и более песчаную и монолитную - нижнюю. Эффективная мощность пласта колеблется от 0,6 м до 19,6 м. В среднем при общей толщине пласта 15,9 м, эффективная мощность составляет 5,5 м.

Среднее положение ВНК - 2226 м. Залежь имеет обширную водонефтяную зону (66,3%). Высота залежи составляет 29,2 м. По типу залежь структурно-литологическая, ее размеры 15,4х4,5 км.

Коллекторские свойства изучены по шести скважинам. Средняя пористость по 37 образцам равна 19,4%, проницаемость по 32 образцам - 54х10-3 мкм2. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 4,3 (скв. №955) до 73х10-3 мкм2 (скв. №6371). Средняя проницаемость равна 54х10-3 мкм2. Принятая к подсчету запасов пористость по ГИС выше и равна 20%.

Пласт БС5

Тип залежи - пластово-сводовый. Свойства пласта изучены по разрезу скважины №110 р по 5 образцам. Толщина нефтенасыщенного прослоя составляет 3,2 м. Средняя проницаемость - 18х10-3 мкм2, пористость - 18,1%. Принятая пористость к подсчету запасов по ГИС такая же.

Пласт БС6

Свойства пласта изучены по разрезу скважин №№8, 407 р, 6393. Толщина четырех водоносных и одного нефтяного прослоев составляет 39 м. Свойства водоносной зоны лучше, чем нефтяной: их средняя пористость 20,2 и 19,2%, проницаемость 243 и 153х10-3 мкм2. В целом пласт имеет более высокие фильтрационные свойства, чем выше- и нижележащие пласты. Принятая по ГИС пористость равна 228х10-3 мкм2. По типу залежь структурно-литологическая.

Пласт БС7

Суммарная эффективная толщина изученных нефтеносных прослоев составляет 116 м, водоносных 89,6 м. Свойства нефтеносной зоны лучше водоносной: пористость соответственно 19,8 и 19,1%, проницаемость - 80х10-3 и 49х10-3 мкм2. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 3 (скв. №542) до 187х10-3 мкм2 (скв. №5898).

Пористость по ГИС (20,0%) сходится с керновой.

Рекомендуемая пористость нефтеносных пород равна 20%, проницаемость - 86х10-3 мкм2. Общая толщина горизонта до 30 м, эффективная толщина горизонта изменяется от 0 до 18 м. В пласте насыщена, в основном, верхняя часть разреза. Залежь горизонта имеет размеры 25,2х8,5 км. Залежь пластово-сводовая. Уровень ВНК принят 2400 м.

Пласт БС8

Горизонт развит на всей площади Суторминского месторождения. Толщина горизонта до 40 м и представлена чередованием песчано-алевролитовых пород с глинистыми прослоями. В разрезе встречаются от 4 до10 проницаемых пропластков общей толщиной до 38 м. Размеры залежи составляют 20,5х7 км, высота от 9,5 до 20,5 м. Тип залежи пластово-сводовый. Свойства пласта изучены керном по 15 скважинам, но в нефтяной зоне - только в двух. Толщина нефтеносных прослоев составляют 20,8 м, водоносных - 108,2 м. Проницаемость варьируется в диапазоне от 2,6 до 537х10-3 мкм2, средняя - 84х10-3 мкм2. Параметры водоносных коллекторов такие же, как и нефтеносных. Рекомендуемая средняя пористость равна 19%, проницаемость - 84х10-3 мкм2.

Пласт 0БС9

Залежь пласта 0БС9 вскрыта 19 скважинами на глубинах 2533-2700 м.

По данным ГИС мощность нефтенасыщенных пластов изменяется от 1,6 до 5,2 м. ВНК принят исходя из нижних отметок нефтенасыщеных коллекторов в каждой скважине и, таким образом, является наклонным с отметками 2467,6 м на западном крыле, до 2476,6 м на восточном крыле. Сопротивление коллекторов составляет 6,1-8,8Ом, что может свидетельствовать о невысоком нефтенасыщении пласта. Размеры залежи с учетом принятого ВНК составляют 19х9,5 км, высота 27,8-39,2 м.

Тип залежи структурно-литологический. Свойства пласта изучены по разрезу скважин №№92, 244, 470 р и водоносных прослоек по 38 образцам, средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне: от 53 (скв. №92) до 65х10-3 мкм2 (скв. №244), рекомендуемая проницаемость 60х10-3 мкм2, пористость 19%, по ГИС - 18%.

Пласт 1БС9

Пласт 1БС9 является основным объектом разработки горизонта БС9. Он развит на всех площадях Суторминского месторождения и объединяется единым контуром нефтеносности. С юго-запада пласт литологически экранирован. Залежь пласта 1БС9 вскрыта 30 скважинами на глубинах 2545-2607 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 6,2 м, в среднем составляет 3 м. ВНК имеет наклон с северо-запада на юго-восток. В пределах Харучейской площади ВНК в восточной части принимается на абсолютной отметке 2487,8 м. На северо-западе пласт с кровли водонасыщен по ГИС. Размеры залежи составляют 35,5х16,5 км, высота 22,6-48,6 м. Тип залежи пластово-сводовый с небольшими зонами замещения коллекторов. Средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне: от 2,6 (скв. №58) до 318х10-3 мкм2 (скв. №52). В западной части пласт заглинизирован. Рекомендуемая пористость нефтяной части равна 20%, проницаемость 65х10-3мкм2.

Пласт 2БС9

Коллекторские свойства пласта изучены из водоносных прослоев по образцам керна 8 скважин. Суммарная толщина прослоев коллекторов составляет 17 м. Средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне от 2,6 до 9х10-3мкм2. Нередко песчаники карбонатизированы (скв. №64 на западе, скв. №№4493, 4569, 4933 на востоке). Рекомендуемая пористость равна 18%. По ГИС она равна 17%. Рекомендуемая проницаемость равна 5,6х10-3 мкм2. По типу залежь структурно-литологическая.

Пласт 1БС10

Пласт изучен керном достаточно детально. Средняя проницаемость равна 20х10-3 мкм2, средняя пористость 18,7%. Пласт разделен на верхнюю и нижнюю пачки. Скважины по площади расположены достаточно равномерно. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 0,5 (скв. №61) до 66х10-3 мкм2 (скв. №52). Тип залежи структурно-литологический.

По состоянию изученности объекта 1БС10 на месторождении можно выделить три залежи: северная, приуроченная к Харучейской структуре, южная, связанная с группой Пульпуяхских локальных поднятий и коллективной структурой, а также залежь в районе скважины №108. Северная залежь пласта 1БС10 вскрыта 7 скважинами на глубине 2588-2646 м. На юге и юго-востоке залежь экранируется зонами глинизации. Увеличение нефтяных толщин отмечается с востока на запад. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 7 м.

Пласт 2БС10

Свойства пласта изучены по наибольшему числу скважин - 31 и определений более 900 образцов. Кроме того, в нескольких скважинах выявлены коллекторы с проницаемостью не менее 0,8х10-3мкм2. Толщина нефтяных прослоев составляет 126,6 м, водоносных - 21,2 м. Преобладают породы с проницаемостью от 1 до 300х10-3мкм2. Свойства нефтяной зоны лучше, чем водоносной: пористость 18,4 и 18,0%, проницаемость 88 и 54х10-3мкм2. В отличие от пласта 1БС10 пласт 2БС10 имеет большую проницаемость пород, меньшую по сравнению с пластом1БС10 глинистость, большую зернистость, лучшую отсортированность. Несмотря на это, пористость здесь даже ниже, чем в пласте 1БС10 (в среднем на 0,5%). Рекомендуемая пористость нефтеносной части по керну равна 18%, проницаемость 88х10-3 мкм2. С учетом принятого ВНК размеры залежи составляют 37х14 км, высота 43 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт 0БС11

По пласту 0БС11 изучено всего 2 образца (по пористости). Среднее значение равно 15,9%. Из-за недостаточной изученности параметры пласта целесообразно принять по аналогии с пластом БС11. Пористость, изученная по пласту БС11 по 14 скважинам, составляет 18%. Проницаемость нефтяной зоны выше, чем водоносной: 30 и 31х10-3 мкм2, пористость несколько ниже - на 0,4%. Наиболее изучена по площади - северная и несколько меньше - центральная часть пласта. Проницаемость скважины изменяется от 1,2 (скв. №100) до 61х10-3мкм2 (скв. №97). Рекомендуемая по нефтеносной части пласта БС11 проницаемость равна 30х10-3 мкм2, пористость составляет 18%.

Пласт БС12

Пласт изучен керном по скважине №29. Толщина водоносного прослоя 4 м. Проницаемость по 20 образцам изменяется от 3 до 17х10-3мкм2, в среднем 8х10-3мкм2. Пористость по 42 образцам от 13,9 до 18,8%, средняя 16,7%.

Высокая неоднородность свойств пласта обусловлена большей степенью катагенетических преобразований в связи с большей глубиной залегания (на 40-500 м глубже).

Характеристика всех залежей нефти приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Наименование

БС0

БС7

БС19

БС110

БС210

БС11

Давление насыщения газом, Рн, кгс/см2.

101

97,8

96

102,6

105

127

Газосодержание, Rн, нм3/т.

65,83

53,25

54,11

63,76

63,47

87,25

Объемный коэффициент, вн

1,162

1,135

1,151

1,172

1,177

1,255

Плотность, Рн, г/см3

0,790

0,797

0,788

0,782

0,780

0,741

Объемный коэффициент при условиях сепарации, вн*

1,133

1,116

1,129

1,143

1,146

1,211

Вязкость, Мн, ПQ*С

1,91

1,65

1,65

1,25

1,37

0,95

Температура насыщения парафином, 0С

-

27

26

28

27

24

Газовый фактор при условии сепарации, Г м3/т

53,58

44,20

45,04

51,9

50,07

69,08

Пластовое давление, Рпл, Мпа.

22,8

24,1

25,2

25,8

25,7

25,5

Пластовая температура, Т, 0С

73

77

77

81

83

84

2.3 Свойства и состав пластовых нефти, воды и газа

Физико-химические свойства пластовых нефти, воды и газа Суторминского месторождения наиболее изучены по пластам БС0, БС7, БС9, 1БС10, 2БС10, БС11 и приведены в таблице 2.1. и 2.2.

Максимальная плотность нефти по поверхностным пробам 880 кг/м3(пласт 0БС9), минимальная 786,5 кг/м3 (пласт БС0). Для нефти всех пластов характерно преобладание бутана и пентана. Нефти всех пластов смолистые 2,0-6,8%, парафинистые 1,6-4,3%, малосернистые 0,2-0,7%, средние и маловязкие, вязкость при 20оС составляет от 2,7 мПаС до 18х1мПаС.

Минерализация пластовых вод составляет 15х5+18х2 г/литр и её плотность 1х0,1+1х0,12 г./см3.

Нефти всех пластов легкие, маловязкие. Содержание метана в нефти в пластовых условиях варьируется от 24 до 28%. Отношение метана к пропану меньше единицы. Легкие углеводороды С2-С5 содержатся в количестве 11-17%. Нефть пласта БС11 обладает наименьшей молекулярной массой - 123, для остальных же пластов она составляет - 147. Дегазированые нефти пластов БС7, БС8, БС9, БС10, БС11 и Ю1 легкие, средней плотности (850-870 кг/м3), малосмолистые (63-70%), парафинистые (2,6-3,9%).

Таблица 2.2. Характеристика залежей нефти Суторминского месторождения

Пласт

Залежь

Глубина, м

Проницаемость, мкм2

Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3

Газонасыщенность, м3/т

Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа

Пластовая температура, С0

Давление насыщения, МПа

Начальное пластовое давление, МПа

БС0

Пластовая

2309

79

0,87

48

1,95

73,5

10,1

23,1

БС7

Сводовая

2502

105

0,85

48

1,65

78,5

9,78

25

0БС8

Структурно-литологическая

2509

34

0,854

48

1,65

81,5

9,5

25

БС8

Сводовая

2534

34

0,854

48

1,65

78

9,5

25

1БС9

Сводовая

2574

44

0,854

50

1,65

78,6

9,5

25,2

2БС9

Структурно-литологическая

2579

13

0,854

50

1,65

81

9,5

25,8

1БС10

Структурно-литологическая

2628

32

0,85

52

1,25

80,7

10,26

25,9

2БС10

Пластовая-

2647

30

0,85

52

1,37

81

10,5

26,4

БС1

Структурно-литологическая

2686

30

0,85

52

0,95

83

12,7

26,8

Таблица 2.3. Характеристика попутного газа

Пласты

Удельный вес по воздуху

Метан

Пропан

Бутан

Пентан

Углекислота

Этан

Сероводород

Азот

Гелий

БС7

0,891

72,77

7,88

5,28

1,61

0,09

2,92

-

1,13

1,0075

БС8

1,1865

64,6

12,67

7,58

1,97

0,12

4,5

-

1,75

1,0075

БС9

1,1865

64,6

12,67

7,58

1,97

0,12

4,5

-

0,97

1,0075

1БС10

1,109

70,22

10,8

6,13

1,5

0,09

4,34

-

1,1

-

2БС10

1,0903

71,28

9,07

6,12

1,52

0,21

3,79

-

1,09

1,0075

БС1

1,2092

62,81

12,02

7,57

1,81

0,31

4,91

-

1,24

0,011

БС0

0,8745

74,13

8,9

5,95

1,28

0,14

3,96

-

0,44

-

Таблица 2.4. Данные о пластовом давлении по Суторминскому месторождению

Пласт

Начальное

пластовое

давление

Текущее пластовое давление, кг/см2

1.1.1.1

На 01.01.05

На 01.01.06

На 01.01.07

На 01.01.08

На 01.01.09

На 01.01.10

БС7

250

259,9

253,4

252,7

252,0

251,7

249,6

БС8

250

255,1

252,7

254,9

253,2

251,2

247,7

1БС9

258

255,2

256,0

258,0

257,7

257,7

252,9

1БС10

259

251,3

255,6

253,5

255,0

257,1

251,2

2БС10

264

262,7

263,2

264,0

263,7

264,8

259,0

БС1

268

264,8

263,2

263,1

262,3

263,0

255,2

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Суторминского месторождения

Месторождение введено в разработку в августе 1982 года в соответствии с «Технологической схемой разработки», составленной СибНИИНП в 1981 году. В мае 1983 года Комиссией по разработке месторождений МНП утверждена новая технологическая схема (протокол №1023 от 18.05.83 г.)

В результате разбуривания и эксплуатации Суторминского месторождения изменилось представление о его геологическом строении и запасах нефти: произошло сокращение площадей нефтеносности с увеличением доли ВНЗ, что повлекло за собой сокращение балансовых и извлекаемых запасов нефти, ухудшились характеристики продуктивных пластов: начальная водонасыщенность - гидрофильность коллекторов оказалось значительно выше величины, принятой для расчетов в предыдущей технологической схеме. Все вышеизложенное продиктовало необходимость уточнения проектных показателей по Суторминскому месторождению.

В 1994-1995 гг. СибНИИНП проведен пересчет запасов и КИН по Суторминскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95 г. на заседании ГКЗ России (протокол №339).

В связи с переоценкой извлекаемых запасов нефти возникла необходимость уточнения проектных показателей разработки по Суторминскому месторождению. Но в связи с тем, что геолого-технологическая модель месторождения не соответствует требованиям, необходимым для проекта разработки, было решено принять проектный документ как «Анализ разработки Суторминского месторождения» (протокол ТКР №23-99 от 16.12.1999 года).

3.2 Основные показатели разработки месторождения

  • При реализации базового варианта 1 прогнозируемая накопленная добыча нефти на конец разработки составит 150,2 млн. т. Вариант 1 не обеспечивает достижения величины извлекаемых запасов, числящихся на балансе (169,7 млн. т).
  • При использовании имеющегося фонда за счет ввода скважин из бездействия, консервации, перевода на другие пласты в варианте 2 дополнительно к варианту 1 планируется извлечь 26,8 млн. тонн нефти. Намеченные в варианте 2 мероприятия позолят превысить величину извлекаемых запасов, числящихся на балансе, на 7,2 млн. тонн.
  • В варианте 3, на запасы промышленной категории, предусмотрено бурение боковых горизонтальных стволов комплекс ГТМ, и бурение 40 новых скважин на пласты БС0 и БС18, из них 21 скважина - горизонтальная. Это позволит увеличить по сравнению с вариантом 2 накопленную добычу нефти на конец разработки еще на 14,3 млн. т, из них 9 млн. т за счет бурения скважин и боковых горизонтальных стволов и 5 млн. т - за счет проведения следующих геолого-технологических мероприятий, млн. т:

    • · гидродинамические методы и нестационарное заводнение

    1,9

    · выравнивание профиля приемистости

    1,1

    · гидроразрыв пласта

    0,2

    · перфорационные работы (дострелы, перестрелы)

    0,4

    · глинокислотные обработки

    0,5

    · соляно-кислотные обработки и кислотные композиции

    0,2

    · комбинированные ОПЗ

    0,2

    · прочие ОПЗ (ликвидация гидратных пробок, АСПО, солеотложений)

    0,3

    · ремонтно-изоляционные работы

    0,2

    В целом по месторождению на 1 скважину, участвующую в разработке в прогнозный период, будет добыто по вариантам 1, 2 и 3, соответственно, 19, 17 и 21 тыс. т нефти. Максимальное значение этого показателя характерно для варианта 3.

    Объект БС0

    Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 77 тыс. т. Максимальный уровень отбора жидкости - 151,8 тыс. т, ожидается в 2018 г. КИН на конец разработки составит 0,299 при обводненности 98%. Отбор от утвержденных НИЗ категории С1-149,8%

    Объект БС1

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 1,9 млн. т. (47,9% от утвержденных НИЗ)

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов годовой уровень добычи нефти достигнет максимума в 2014 г. и составит 182,3 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 3,766 млн. т. (КИН 0,289) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 1,868 млн. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 95,1%.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 323 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 8,2%. Максимальный уровень отбора жидкости - 1,648 млн. т, ожидается в 2016 г. КИН на конец разработки составит 0,343 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 714,7 тыс. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 113,1%.

    Объект БС5

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 414,8 тыс. т. (64,4% от утвержденных НИЗ)

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти достигнет очередного максимума в 2012 г. и составит 29,4 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 655 тыс. т. (101,8% от утвержденных НИЗ, КИН 0,258) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 240,2 тыс. т.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 43,4 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 6,7%. Максимальный уровень отбора жидкости - 283,6 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,285 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 69,6 тыс. т. (Отбор от утвержденных НИЗ -112,5%)

    Объект БС6

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти. За три года обводнение достигает 98%, накопленная добыча нефти составит 203,7 тыс. т. (55,4% от числящихся на балансе НИЗ). Конечный КИН составит 0,139.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти достигнет максимума в 2011 г. и составит 17,5 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 346 тыс. т. (99,4% от числящихся на балансе НИЗ).

    По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 142,3 тыс. т. Конечный КИН - 0,237.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 19,3 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 9,8%. Максимальный уровень отбора жидкости - 470 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,29 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 16,4 тыс. т. Отбор от числящихся на балансе НИЗ - 98,4%.

    Объект БС7

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 38,175 млн. т.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень добычи нефти достигнет очередного максимума в 2020 г. и составит 393 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 43,968 млн. т. (95% от числящихся НИЗ). По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 5,793 млн. т. Конечный КИН составит 0,332.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2020 г. и составляет 485,5 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 5,9 млн. т, ожидается в 2028 г. КИН на конец разработки составит 0,350 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 2,361 млн. т. Отбор от числящихся НИЗ 100,1%.

    Объект БС8

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 4,052 млн. т. (111,1% от НИЗ).

    Конечный КИН составит 0,222 при утвержденном 0,2.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти достигнет пика уже в 2009 г. и составит 163,4 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 5,114 млн. т. (140,2% от НИЗ) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 1,062 млн. т. Конечный КИН составит 0,280.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2009 г. и составляет 174,7 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 4,8%. Максимальный уровень отбора жидкости - 1,9 млн, ожидается в 2014 г. КИН на конец разработки составит 0,293 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 227,9 тыс. т. Отбор от утвержденных НИЗ составит 146,5%.

    Объект БС90

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 242 тыс. т. (48,2% от НИЗ). Конечный КИН - 0,066.

    В варианте 2 за счет ввода из других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти очередного максимума в 2012 г. и составит 64,2 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 704 тыс. т. (140,2% от НИЗ). По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 461,7 тыс. т. Конечный КИН составит - 0,19 при утвержденном - 0,136.

    В варинате 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2012 г. и составляет 106 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 21,1%.

    Максимальный уровень отбора жидкости - 268,6 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,237 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 462 тыс. т. Отбор от НИЗ - 174,2%.

    Объект БС91

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 32,555 млн. т. (отбор от НИЗ - 110,3%, КИН -0,397)

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет в 2006 г. и составит 658 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 33,259 млн. т. (отбор то НИЗ - 112,7%) По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 703,8 тыс. т. конечный КИН составит 0,406.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2009 г. и составляет 692 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,3%. Максимальный уровень отбора жидкости - 4,3 млн. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,426 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 1,7 млн. т. Отбор от НИЗ - 118,5%

    Объект БС92

    В единственном рассмотренном варианте максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 44,9 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 19,5%. Максимальный уровень отбора жидкости - 66,9 тыс. т., ожидается в последний год разработки (2034 г.). КИН на конец разработки составит 0,214 при обводненности 98%. Отбор от НИЗ - 214,9%.

    Объект БС101

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 23,557 млн. т. (отбор от НИЗ - 81,5%). Конечный КИН - 0,221 при утвержденном 0,263.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с других пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет достигнут в 2009 г. и составит 651,7 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 29,550 млн. т. (отбор от НИЗ - 102,2%). По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 5,993 млн. т. Конечный КИН - 0.277, что утвержденного.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2017 г. и составляет 896,7 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 3,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 7,9 млн. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,318 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 4,363 млн. т. Отбор от НИЗ - 117,3%.

    Объект БС102

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 31,532 млн. т. (отбор от НИЗ -85%). Конечный КИН - 0,213 при утвержденном 0,25.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с других пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет достигнут очередного максимума в 2019 г. и составит 377,3 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 40,277 млн. т. (отбор от НИЗ 108,6%).

    По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 8,745 млн. т. Конечный КИН составит 0,271, что выше утвержденного значения.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2018 г. и составляет 414,9 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 6,6 млн. т, ожидается в 2030 г. КИН на конец разработки составит 0,279 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 1,072 млн. т. Отбор от НИЗ -115,5%.

    Объект БС110

    Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2010 г. и составляет 2,6 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 51,5%. Максимальный уровень отбора жидкости - 3,6 тыс. т, ожидается в последний год разработки (2022 г.). КИН на конец разработки составит 0,226 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча - 11,3 тыс. т. (226,3% от НИЗ).

    Объект БС11

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 17,309 млн. т. (95,3% от НИЗ). Конечный КИН - 0,264 при утвержденном 0,277.

    В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет в 2006 г. и составит 298,8 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 19,056 млн. т. (104,5% от НИЗ) По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 1,747 млн. т. Конечный КИН 0,291.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2016 г. и составляет 4426,2 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,4%. Максимальный уровень отбора жидкости - 2,3 млн. т, ожидается в 2014 г. КИН на конец разработки составит 0,326 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 2,283 млн. т. Отбор от НИЗ - 117,5%.

    Объект БС12

    Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2012 г. и составляет 18,8 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 43,6%. Максимальный уровень отбора жидкости - 40,5 тыс. т., ожидается в 2016 г. КИН на конец разработки составит 0,212 (утвержденный 0,081) при обводненности 98%. Накопленная добыча нефти составит - 113,4 тыс. т. Отбор от НИЗ - 263,7%.

    Объект БС18

    Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 44,7 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 33,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 74 тыс. т., ожидается в 2012 г. КИН на конец разработки составит 0,180 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча 242,9 тыс. т. Отбор от НИЗ - 179,9%.

    Объект ЮС1

    Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 10,2 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 33,91%. Максимальный уровень отбора жидкости - 26,2 тыс. т., ожидается в 2011 г. КИН на конец разработки составит 0,124 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча 37,5 тыс. т. Отбор от НИЗ - 124,9%.

    В целом по месторождению.

    В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 150,151 млн. т. (88,5% от НИЗ). Конечный КИН - 0,259.

    В варианте 2 за счет ввода скважин из неработающего фонда темпы падения уровня добычи нефти снижаются. К концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 176,906 млн. т. По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 26,755 млн. т нефти. Конечный КИН 0,305.

    В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2009 г. и составляет 2,7 млн. т. КИН на конец разработки составит 0,329 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 14,335 млн. т нефти. Накопленная добыча 191,24 тыс. т. Отбор от НИЗ - 112,7%.

    Основные показатели разработки месторождения по всем пластам графически отображено в Приложении 2.

    3.3 Состояние разработки Суторминского месторождения

    Данные о состоянии разработки Суторминского месторождения приведены ниже в таблицах 3.3.1 и 3.3.2.

    Сравнительная характеристика показателей по объектам

    Таблица 3.3.1. Выработка запасов

    Наименование

    БС0

    БС7

    БС8-9

    1БС1

    2БС10

    Начальные балансовые запасы нефти, млн. тонн, утвержденные в ГКЗ СССР (С1+С2)

    83,73

    208,893

    231,544

    171,248

    233,479

    С1

    83,73

    203,56

    133,81

    153,359

    233,479

    С2

    -

    5,333

    98,436

    18,069

    -

    Начальные извлеченные запасы нефти, млн. т

    34,71

    107,221

    92,052

    64,024

    117,85

    С1

    Коэффициент нефтеизвлечения

    0,41

    0,51

    0,4

    0,373

    0,502

    Динамика фонда скважин по объектам Суторминского месторождения

    Таблица 3.3.2. Фонд скважин

    Наименование

    БС7

    БС8-2БС9

    2БС10

    БС1-11 юг

    БС11север

    Фонд скважин за весь срок разработки, шт.

    880

    1009

    1328+85

    586

    379

    В том числе:

    Добывающих

    586

    650

    857

    349

    210

    Нагнетательных

    190

    222

    280

    120

    79

    Зависимых

    18

    58

    56

    80

    53

    Контрольных

    Пьезометрическх

    30

    21

    72

    2

    6

    В настоящее время учет добычи нефти на Суторминском месторождении ведется по 16 пластам, на балансе РГФ числятся запасы нефти и газа также по 16 пластам, однако пласт БС80 не выделен (запасы по этому пласту включены в сумму запасов по БС8), и выделен пласт БС110, по которому добыча не ведется. Перечень эксплуатационных объектов, выделяемых при проектировании в различные годы, приведен ниже:

    Эксплуатационные объекты

    1983 г.

    1990 г.

    1999 г.

    2006 г.

    Примечания

    1

    БС0

    -

    -

    БС0

    2

    -

    -

    -

    БС1

    3

    -

    -

    БС5

    БС5

    4

    -

    -

    БС6

    БС6

    5

    БС7

    БС7

    БС7

    БС7

    основной объект

    6

    БС8+БС80+БС91+БС92

    БС8

    БС8

    БС8

    7

    БС80+БС92

    БС80

    8

    БС90-2

    БС92

    9

    БС91

    БС91

    основной объект

    10

    -

    -

    БС90

    11

    БС101+БС11юг

    БС101+БС11юг

    БС101

    БС101

    основной объект

    БС11

    БС110

    12

    БС11

    основной объект

    БС11север

    БС11север

    13

    БС102

    БС102

    БС102

    БС102

    основной объект

    14

    -

    -

    -

    БС12

    15

    -

    -

    -

    БС18

    не разрабатывается

    16

    -

    -

    -

    ЮС1

    пробная эксплуатация

    остановлена

    Динамика проектных решений по выделению эксплуатационных объектов характеризуется тенденцией к их разукрупнению. Так, в технологической схеме 2010 года для совместной разработки объединяли пласты БС8+БС80+БС91+БС92 и БС101+БС11юг. В анализе разработки 2011 года предусматривали для совместной эксплуатации только пласты БС90+БС91+БС92. Тем не менее, за счет приобщения пластов фактически сложилась тенденция укрупнения объектов.

    Более одного пласта, составляет более 19% от фонда добывающих скважин. Согласно официальной отчетности эти скважины обеспечивают 26,5% от суммарной годовой добычи нефти в целом по месторождению. По сравнению с 2011 г. число таких скважин увеличилось в 1,6 раза при сокращении действующего фонда добывающих скважин в 1,4 раза.

    В настоящем проектном документе на основе выполненного геолого-промыслового анализа рекомендуется рассматривать каждый из выделенных пластов как самостоятельный объект разработки. Основанием для принятия такого решения является:

    - сложность геологического строения,

    - отсутствие гидродинамической связи между пластами,

    - различные фильтрационные характеристики пластов,

    - различные стадии разработки,

    - неудовлетворительное состояние учета добычи нефти и воды при совместной эксплуатации и, соответственно, неблагоприятные условия для контроля за выработкой запасов.

    Таким образом, для продолжения промышленной эксплуатации рекомендуются 10 эксплуатационных объектов, для опытно-промышленной эксплуатации - 6 объектов. В отличие от предыдущего проектного документа предлагается:

    - выделить пласт БС1 в качестве самостоятельного объекта промышленной эксплуатации,

    - выделить пласты БС0, БС110, БС12, БС18 и ЮС1 в качестве самостоятельных объектов опытно-промышленной эксплуатации с целью их доизучения и поиска рациональных технологических решений,

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены