Свединея о запасах нефти и газа.
Отмечается:
1. Вынгаяхинское месторождение по объему начальных извлекаемых запасов нефти относится к категории крупных.
2. Основная начальных часть запасов нефти сосредоточена в пласте БП111, 64% геологических и 70% извлекаемых.
3. В целом достоверность запасов по месторождению достаточно высокая: более 79% отнесены к промышленной категории В+С1. В то же время по пластам БП16, БП17, Ю11, Ю12, доля запасов категории С2 весьма значительна и составляет: 53,7%, 86,0%, 30,9%, 31,2% соответственно.
В целом по месторождению запасы нефти по категориям В+С1 составляют начальные балансовые 247545 тыс.тонн , отстаточные - 193467 тыс. тонн; начальные извлекаемые 116781 тыс.тонн, остаточные 62703 тыс.тонн.
Запасы газа , растворимого в нефти : начальные балансовые - 14013 млн.м3, остаточные - 10937 млн.м3 ; начальные извлекаемые - 6616 млн.м3 , остаточные - 3540 млн.м3.
Вынгаяхинское месторождение по объему начальных извлекаемых запасов нефти относится к категории крупных.
Запасы нефти и растворенного газа числятся на государственном балансе на основании следующих документов:
· «Пересчет геологических и извлекаемы запасов нефти, растворенного газа и компонентов Вынгаяхинского и Восточно-Вынгаяхинского месторождений по состоянию на 01.01.2005 года», и утвержденные ГКЗ протокол № 1871-дсп от 06.03 2009 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи пласта Ю12 (район скважины № 59ПО) Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/33-пр от 21.01.2008 г.
|
|
|
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта БП111 и БП121 Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/177-пр от 13.03. 2008 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи пласта БП110 Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/594-пр от 28.07.2008 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта БП121 и БП122 Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/111-пр от 04.03. 2010 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта Ю12 (основная залежь, южная залежь) Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/553-пр от 27.09. 2010 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта БП121 Вынгаяхинского месторождения», протокол Роснедра № 18/133-пр от 02.03.2011 г.
· «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пластов БП121 и БП122 Вынгаяхинского месторождения» прошел экспертизу ГКЗ 08.11.2011 г., протокол находится на согласовании в Роснедра.
По состоянию на 01.11.2012 г. на государственный баланс будут поставлены запасы нефти:
Отмечается:
4. Вынгаяхинское месторождение по объему начальных извлекаемых запасов нефти относится к категории крупных.
|
|
|
5. Основная начальных часть запасов нефти сосредоточена в пласте БП111, 64% геологических и 70% извлекаемых.
6. В целом достоверность запасов по месторождению достаточно высокая: более 79% отнесены к промышленной категории В+С1. В то же время по пластам БП16, БП17, Ю11, Ю12, доля запасов категории С2 весьма значительна и составляет: 53,7%, 86,0%, 30,9%, 31,2% соответственно.
Основная часть
ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
С начала ввода месторождения в промышленную разработку в 1986 году и по настоящее время, создано и утверждено в ЦКР девять технологических документов:
1. «Технологическая схема разработки Вынгаяхинского месторождения» протокол ЦКР №1109 от 01.08.1984 г.;
2. «Технологическая схема разработки» протокол ЦКР №1229 от 21.01.1987 г.;
3. «Технологическая схема разработки» протокол ЦКР №1453 от 28.11.1991 г.;
4. «Дополнение к Технологической схеме разработки» протокол ЦКР №1455 от 25.12.1991 г.;
5. «Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на Вынгаяхинском месторождении за 2000 год» протокол ТО ЦКР по ЯНАО № 22-01 от 7.12.2001 г.;
6. «Анализ разработки Вынгаяхинского газонефтяного месторождения» протокол ТО ЦКР по ЯНАО №17-06 от 28 апреля 2006 г.;
|
|
|
7. «Авторский надзор за реализацией действующего проектного документа» протокол ТО ЦКР по ЯНАО №06-08 от 22.05.2008 г.;
8. «Авторский надзор за реализацией действующего проектного документа на разработку Вынгаяхинского месторождения» протокол ТО ЦКР по ЯНАО №04-09 от 20.02.2009 г.;
9. Действующим проектным документом является «Проект разработки Вынгаяхинского месторождения» протокол ТО ЦКР по УР №483 от 21.12.2009 г.
Основные решения:
Объект БП11 – по основной залежи сетка скважин треугольная с шагом 500х500 метров. Система воздействия на северной части - площадная семиточечная обращенная. В пределах центральной части залежи предлагается восстановление трехрядной, блоковой системы разработки с расстоянием между рядами 500 м и проводкой горизонтальных скважин (500-750 м). Плотность сетки скважин – 20.1 га/скв.
В районах разведочных скважин 363Р и 59ПО предполагается бурение треугольной сетки с шагом 500х500 метров. Система воздействия площадная семиточечная обращенная.
Общий фонд 1316 скважин, в т.ч. добывающих 871, нагнетательных 445. Плотность сетки скважин – 21.7 га.
Фонд скважин для бурения 381, в т.ч. добывающих 266 (из них 13 ГС), нагнетательных 115.
|
|
|
Программа работ:
§ вывод из бездействия 89 скв.;
§ вывод из консервации 424 скв.;
§ перевод на нижележащие объекты 15 скв.;
§ перевод под нагнетание 171 скв.;
§ ГРП 85 скв.;
§ ЗБГС 475 скв.;
§ РИР 558 скв.-опер.;
§ ОПЗ 2163 скв.-опер.
Объект БП12
Фонд скважин для бурения 166, в т.ч. добывающих 102 (из них 10 ГС), нагнетательных 54, углублений с ВЛГ БП11 13 скважин, в т.ч. добывающих 12, нагнетательных одна скважина.
Программа работ:
§ ГРП 124 скв.;
§ ЗБС 20 скв.;
§ ЗБГС 2 скв.
Объект БП16
Разработка объекта предусматривает размещение скважин по равномерной треугольной сетке с плотностью 13.9 га/скв. Система разработки площадная семиточечная с расстоянием скважинами в элементе 500х500 м.
Объект БП17
Основная залежь, предусматривается разбуривание площади по треугольной сетке скважин 500х500 метров, плотность сетки – 21.7 га/скв. Система воздействия - площадная семиточечная обращенная.
Программа работ:
§ ГРП 132 скв.
Объект Ю0вариант предусматривает вывод из консервации и последующую эксплуатацию шести разведочных скважин.
Общий фонд скважин шесть, в т.ч. добывающих шесть.
Объект Ю1
Основная залежь, предусматривается разбуривание площади по неравномерной сетке с расстоянием между скважинами 500-750 м. Плотность сетки – 41.0 га/скв. Система воздействия - очаговая.
скважины 76Р бурится дополнительный ствол с пологим окончанием. Режим естественный упруговодонапорный. Плотность сетки – 37.8 га/скв.
организацией обращенной семиточечной системы воздействия в сочетании с очаговой. Плотность сетки – 21.7 га/скв.
Общий фонд скважин 150, в т.ч. добывающих 110, нагнетательных 40.
Фонд скважин для бурения 86, в т.ч. добывающих 68 (из них пять ГС), нагнетательных 18. Углублений с вышележащего объекта БП11 семь скважин, в т. ч. добывающих четыре, нагнетательных три.
Программа работ:
§ вывод из консервации 3 скв.;
§ ГРП 67 скв. опер.;
§ ЗБС 11 скв.;
§ ЗБГС 4 скв.;
По месторождению в целомобщий фонд скважин составит 2135, из них добывающих - 1442, нагнетательных 693. Фонд скважин для бурения 1058, из них добывающих - 729 (горизонтальных - 28), нагнетательных 329.
Программа работ:
§ вывод из бездействия 89 скв.;
§ вывод из консервации 424 скв.;
§ перевод на нижележащие объекты 20 скв.;
§ перевод под нагнетание 171 скв.;
§ ГРП 582 скв.-опер.;
§ ЗБС 31 скв.;
§ ЗБГС 481 скв.;
§ РИР 558 скв.;
§ ОПЗ 2163 скв.-опер.
Отмечается:
1. Основные принципы разработки месторождения были заложены в Технологической схеме 1987 г., в работе предложена реализация трехрядной блоковой системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.
2. В 1991 году специалистами СибНИИНП в рамках Технологической схемы были осуществлены корректировки ранее принятых решений, а именно - трансформация трехрядной блоковой системы в пятирядную путем бурения уплотняющих скважин. Расстояние между добывающими скважинами при этом сокращается до 250 м. Совершенствование системы воздействия предполагалосьосуществить за счет организации очаговой закачки и применение нестационарного заводнения.
3. В той же работе 1991 года в качестве опытно-промышленных работ предложено бурение элемента разработки на основе горизонтальных скважин. К сожалению реализация данной программы не нашла должной поддержки, тем не менее в различных частях основного объекта пробурены три горизонтальные добывающие скважины.
4. В работе «Проект разработки…» 2009 г. представлена развернутая программа ГТМ по восстановлению и оптимизации системы разработки основного объекта. Основными позициями работы являлись: вывод скважин из консервации – 424 операции, перевод под нагнетание с целью организации поперечных разрезающих рядов – 171 операция, бурение 475 боковых горизонтальных стволов.
СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ
Месторождение открыто в 1968 году, в разработку в введено в 1986 году.
На 01.01.2011 г. в разработке находятся залежи пластов БП110 (р-ны скв. 351Р, 33Р), БП111 (основная залежь – базовый объект), БП121
(район скв. №23Р и №78Р), БП122 (район скв. №22Р), Ю11 (районы скв. №1966Р и 352Р), Ю12 (район скв. №352Р). На пластах БП16, БП17 ачимовской толщи, в течение непродолжительного периода времени, осуществлялась пробная эксплуатация единичных скважин, отборы нефти составили соответственно 5.4 и 0.8 тыс. т. Запасы пласта Ю0 в разработку не введены.
На месторождении пробурено 994 эксплуатационных скважины; 200 скважин переведены в ППД, в том числе 186 после отработки на нефть. В целях обеспечения закачки на месторождении пробурено 5 водозаборных скважин.
По состоянию на 01.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числятся 210 скважин, в бездействии - 23 скважины, значительная часть фонда находится в консервации – 449 скважин. Закачка воды осуществляется в 55 скважин, 96 нагнетательных скважин находятся в бездействии, в консервации пребывают – 3 скважины, в отработке на нефть – 21 скважина. Водозаборный фонд насчитывает 5 скважин. В категории контрольных и пьезометрических числится 134 скважины, в их числе 103 скважины добывающего фонда. За весь период разработки на месторождении ликвидировано три скважины.
Из продуктивных пластов месторождения отобрано 31 823.6 тыс.тнефти,
56 243.6 тыс. т жидкости. Накопленная закачка воды составила 85 637.3 тыс. м3. Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,136 д.ед.
В 2010 году из недр извлечено 822.1 тыс. тонн нефти, 2 946.9 тыс.т. жидкости. Обводненность продукции - 72.1%, при отборе от НИЗ 33.8% (47.6% - по разбуренной части). Доля в добыче нефти раннее считающихся второстепенными объектов Ю1 и БП12, увеличилась до 74 %.
Утвержденный фонд реализован на 48% согласно последнему документу к бурению осталось 1072 скважины.
Объект БП11
Объект разрабатывается с 1985 года.
Утвержденный фонд - 1336 скважин, в том числе 1041 добывающих и 295 нагнетательных. Пробурено 940 скважин.
Степень реализации утвержденного фонда – 70%. Оставшиеся для бурения 396 скважин, в числе которых 276 добывающих, сосредоточены преимущественно на низкопродуктивных участках северо-западной части площади. Перспективным представляется район - восточная оконечность залежи, характеризующаяся эффективными нефтенасыщенными толщинами порядка 12 – 18 метров, где размещены горизонтальные скважины. Всего таких скважин 13.
По состоянию на 01.01.2011 г. в добывающем фонде числится 693 скважины: из них в действующем фонде 118 скважин, в бездействии – 19, 78.3% или 543 скважины пребывает в консервации и пьезометрическом фонде. Нагнетательный фонд составляет 147 скважин, закачка воды осуществляется в 27 скважин, 87 находятся в бездействии, 33 – в консервации и пьезометрическом фонде. По данным отчетности 11 нагнетательных скважин пребывают в отработке на нефть.
За весь период разработки на объекте ликвидированы две добывающие скважины. В ожидании ликвидации 11 скважин.
Накопленные показатели: добыча нефти 27371,3 тыс.т, отбор от НИЗ 35,7%, текущий КИН 0,149 доли ед. (при утвержденном 0,446 доли ед.), добыча жидкости
48133,7 тыс.т. Закачка воды 73,4 млн.м3.
Показатели за 2010 год: добыча нефти 214,9 тыс.т (по прогнозу 206,9 тыс.т, расхождение 3,8%), жидкости 1532,8 тыс.т (по прогнозу 1524,6 тыс.т, расхождение 0,5%), закачка воды 1702,4 тыс.м3 (по прогнозу 1678,0 тыс.м3, расхождение 1,5%), дебит нефти 4,8 т/сут (по прогнозу 2,2 т/сут, расхождение 118%), дебит жидкости 34,2 т/сут (по прогнозу 16,5 т/сут, расхождение 107,3%), обводненность 86,0 % (по прогнозу 86,4 %, расхождение 0,5%), приемистость 176,2 м3/сут (по прогнозу 151,1 м3/сут, расхождение 16,6%).
Объект БП12
Объект разработки БП12, который ранее относился к категории второстепенных, по динамике добычи нефти приобретает доминирующее значение. В первую очередь это обусловлено высокой эффективностью мероприятий по уточнению геологического строения залежей, приростом запасов нефти, успешными работами по углублению скважин с вышележащего горизонта БП111.
Согласно промысловой отчетности на 01.01.2011 г. фонд объекта БП12 состоит из 116 скважин, в том числе 87 добывающих, 29 нагнетательных, из них 20 находились в отработке на нефть. Бездействующий фонд на объекте минимальный - 8 скважин.
Накопленные показатели: добыча нефти 2506,6 тыс.т, отбор от НИЗ 33,2%, текущий КИН 0,131 доли ед. добыча жидкости 3584,8 тыс.т. Закачка воды 4923,4 млн.м3.
Показатели за 2010 год: добыча нефти 482,7 тыс.т (по прогнозу 443,3 тыс.т, расхождение 8,9%), жидкости 840,8 тыс.т (по прогнозу 699,1 тыс.т, расхождение 20,3%), закачка воды 4923,4 тыс.м3 (по прогнозу 4890,8 тыс.м3, расхождение 0,6%), дебит нефти 29,0 т/сут (по прогнозу 30,6 т/сут, расхождение 5,2%), дебит жидкости 50,5 т/сут (по прогнозу 48,2 т/сут, расхождение 4,8%), обводненность 42,6 % (по прогнозу 36,6 %, расхождение 32,8%), приемистость 191,0 м3/сут (по прогнозу 263,7 м3/сут, расхождение 27,6%).
Объект БП16
Пробуренный фонд – две добывающие скважины.
В 2008 году на объекте кратковременно эксплуатировалась одна скважина, отобрав 0,5 тыс. т. нефти и 5,0 тыс. т. жидкости при обводненности продукции 89,4%.
Накопленные показатели: добыча нефти 5,5 тыс. т тыс. т, добыча жидкости
14,0 тыс. т.
Объект БП17
Объект введен в разработку в 2004 г. Разработка осуществлялась одной скважиной переведенной с вышезалегающих горизонтов. В 2006 г. разработка приостановлена.
Накопленная добыча нефти 0,821 тыс. т, жидкости 106,2 тыс. т.
Объект Ю1
Согласно промысловой отчетности по состоянию на 01.01.2011 г., фонд объекта Ю1 состоит из 56 скважин, в том числе 39 добывающих, 17 нагнетательных. Бездействующий фонд на объекте минимальный, в числе добывающих – четыре скважины, в числе нагнетательных – пять. В консервации числятся две скважины и одна в контрольном фонде. Действующий фонд добывающих скважин 33 скважины. Фонд нагнетательных скважин – 11.
Накопленные показатели: добыча нефти 1939,5 тыс.т, отбор от НИЗ 43,4%, текущий КИН 0,168 доли ед. добыча жидкости 4404,7 тыс.т. Закачка воды 7296,3 млн.м3.
Показатели за 2010 год: добыча нефти 124,5 тыс.т (по прогнозу 124,9 тыс.т, расхождение 0,3%), жидкости 573,0 тыс.т (по прогнозу 524,8 тыс.т, расхождение 9,2%), закачка воды 781,9 тыс.м3 (по прогнозу 743,2 тыс.м3, расхождение 5,2%), дебит нефти 10,7 т/сут (по прогнозу 11,1 т/сут, расхождение 3,6%), дебит жидкости 49,1 т/сут (по прогнозу 46,9 т/сут, расхождение 4,7%), обводненность 78,3 % (по прогнозу 76,2 %, расхождение 2,7%), приемистость 213,3 м3/сут (по прогнозу 118,7 м3/сут, расхождение 79%).
Отмечается:
1. Вынгаяхинское месторождение разрабатывается на основе утвержденного два года назад «Проекта разработки…» (протокол ТО ЦКР по УР № 483 от 21.12.2009 г.), в котором, в зависимости от состояния изученности и текущей выработки запасов, по объектам рассмотрены от двух трех технологических вариантов. Соответственно, к настоящему времени, принципиальные вопросы по обоснованию оптимальных сеток скважин, систем заводнения, технологий по увеличению дебитов скважин и нефтеотдачи пластов, уже решены и прошли апробацию в ЦКР Роснедра.
2. За прошедший период 2009 – 2010 годов, как и на дату утверждения предыдущего документа, в разработке находятся объекты БП11 (основная залежь), БП12 и Ю1 . В процессе эксплуатационного бурения, углубления скважин, уточнилось представление о геологическом строении отдельных залежей по объектам Ю1 (основная залежь, открыта новая южная залежь) и БП12 , запасы нефти по которым пересчитаны в оперативном порядке и поставлены на государственный баланс. В тоже время запасы нефти объектов БП16 и БП17, залежи нефти объекта БП11, залежи нефти объекта БП12 и залежи нефти О объекта Ю1 не разрабатываются. Новая информация, которая могла бы служить основанием,для уточнения представления о геологическом строении пластов и свойствах насыщающих флюидов не получена.
Объект БП11
3. Базовые элементы реализованной к настоящему времени системы разработки были заложены еще в 1991 г.
4. В пределах южной части площади, предусматривалась оптимизация плотности сетки скважин, организация пятирядных блоков и блочно-замкнутой системы заводнения, усиленной очаговыми нагнетательными скважинами. По северной части залежи объекта БП11 предполагались опытные работы по испытанию технологии бурения горизонтальных скважин (ГС), система заводнения – очаговая.
5. Из числа шести горизонтальных скважин были пробурены две. Учитывая невысокие технико-экономические показатели эксплуатации, бурение горизонтальных скважин было прекращено.
6. В последующем документе, «Анализ разработки Вынгаяхинского месторождения» от 2006 года, система разработки получила свое дальнейшее развитие. Утвержденный вариант нового технологического документа, предусматривает, преобразование на северной части пласта (начиная с 10 блока разработки) трехрядной системы разработки в обращенную площадную семиточечную.
7. Таким образом, на объекте получили обоснование рядные, блочно замкнутые и площадные системы разработки.
8. При реализации утвержденных систем разработки возникли сложности объективного характера, связанные с тем, что геологическое строение продуктивной толщи оказалось более сложным, а неоднородность пласта по фильтрационно-емкостным свойствам – более значительной. В процессе геологического моделирования в продуктивной части разреза выделены две самостоятельные пачки.
9. Утвержденная система разработки оказалось эффективной для опережающей выработки запасов более продуктивной кровельной части разреза. Для эффективной выработки запасов низко продуктивной, прерывистой части разреза требуются дополнительные мероприятия.
10. С 1996 года на объекте приступили к организации поперечных разрезающих рядов нагнетания. Предполагалось, что за счет изменения кинематики потоков будут созданы условия по выработке запасов нефти слабо дренируемых зон. В полной мере реализовать намеченные мероприятия не удалось. Более того, увеличение числа нагнетательных скважин сопровождалось излишней закачкой воды. Значительная перекомпенсация отборов жидкости закачкой воды и рост пластового давления, способствовали рассредоточению нефти по площади, прогрессирующему обводнению скважин, снижению прогнозной нефтеотдачи. В настоящее время оптимизировать процессы нагнетания воды и отборы жидкости из скважин, в полной мере не удалось. Пластовое давление по - прежнему остается высоким.
11. Дополнительные осложнения при реализации утвержденных решений возникли под влиянием техногенных факторов. Несовершенство технологии крепления скважин и разобщения пластов способствовали заколонной циркуляции нагнетаемой воды и добываемой жидкости между пластами. По данным ПГИ такие процессы носят повсеместный характер.
12. В настоящее время значительное число добывающих и нагнетательных скважин пребывают в неработающих категориях фонда. Ввод в эксплуатацию большей части таких скважин крайне необходим, в связи с тем, что остаточные запасы значительные и находящимися в эксплуатации скважинами не могут быть извлечены. Согласно расчетам, в случае сохранения сложившихся показателей эксплуатации скважин, представляется возможным извлечь не более 30 млн. тонн нефти. Прогнозная величина КИН составит 0.216, что значительно меньше утвержденного значения.
Объект БП12
13. С 2002 года, помимо буровых работ, эксплуатационный фонд формируется за счет скважин, переводимых с других горизонтов. В пределах залежи, расположенной в районе №22Р, отборы нефти по объекту БП12 обеспечиваются за счет углубления скважин с вышележащего объекта БП11. По залежам, находящимся в разработке для извлечения остаточных запасов нефти предусматривается комплекс геолого-технологических мероприятий, в составе которого проведение ГРП и «дострел» пропущенных нефтенасыщенных интервалов в скважинах.
14. Наработанный опыт применения различных технологий свидетельствует, что наибольшей технико-экономической эффективностью характеризуются технологии разработки с применением искусственного заводнения и стимулированием притока добывающих скважин методом гидроразрыва пласта.
15. Важным параметром эффективности процесса разработки пласта с заводнением является давление нагнетания воды, при котором не создаются узкие каналы фильтрации воды, обусловленные системой техногенных трещин, способствующие преждевременному обводнению скважин. Как показал анализ геолого-промысловых данных, геофизических и гидродинамических исследований, значение оптимального давления нагнетания воды для геологических условий пластов группы БП находится в диапазоне от 10 до 14 МПа.
16. В период 2000 – 2002 гг., который характеризовался высокими темпами ввода добывающих скважин, активно формировалась система очагового заводнения. Необходимость в создании системы ППД, была вызвана ухудшением энергетического состояния залежей. В то же время, излишние объемы закачки нагнетаемой воды в пласт привели не только к повышению пластового давления, но и существенной перекомпенсации отборов жидкости закачкой. Своевременно проведенные работы по оптимизации режимов эксплуатации скважин способствовали предотвращению возможных осложнений в разработке залежей и в первую очередь прогрессирующего обводнения скважин, большая часть которых стимулирована ГРП.
17. Анализ текущего состояния позволяет констатировать, что принципы формирования системы разработки для промышленного освоения запасов нефти, определенные в технологическом документе соответствуют условиям рационального извлечения из недр.
Объекты БП16 – БП17
18. Добывные возможности продуктивных пластов ачимовской толщи изучены в настоящее время крайне слабо. Несмотря на высокие темпы обводнения и крайне малые объемы добычи нефти, начальные дебиты скважин по нефти благоприятные для организации промышленных работ и находятся в диапазоне 10 -50 тонн/сут.
Объект Ю1
19. Эксплуатационный фонд на объекте формируется за счет бурения самостоятельных скважин, и углублением скважин с вышележащего объекта БП11. Диапазон плотностей сеток изменяется от 21,7-89,0 га./скв., основной участок до 41,0 га/.скв, залежь в р-не 21,7 га/скв. Система заводнения преимущественно очаговая, на участках р-н площадная.
20. В настоящее время в эксплуатацию введены 68 скважин на центральной и южной залежах: из бурения 16 скважин, переведены с БП11 52 скважины. Степень реализации утвержденного фонда на разрабатываемых залежах 43%.
21. Состояние разработки находится в соответствие с требованиями утвержденных решений. Отборы нефти соответствуют расчетным. Отклонения, в том числе ретроспективного характера, обусловлены излишней закачкой воды, поступлением нагнетаемой воды в не целевые интервалы. Оптимизации требуют режимы эксплуатации скважин центральной залежи, где забойные давления снижены до 10 МПа, вследствие чего в прискважинной зоне из нефти выделяется растворенный газ. Основные рекомендации по совершенствованию технологии разработки предполагают:
- на северном участке, где сложившаяся динамика обводнения не обеспечивает достижение утвержденного значения КИН, в первую очередь назрела необходимость оптимизации системы заводнения. Ограничение закачки воды в скважине №1972, расположенной в центральной части залежи, предполагается с расширением приконтурного заводнения, переводом под закачку воды обводняющихся скважин. Повышение эффективности системы заводнения предполагает проведение ремонтно - восстановительных работ, регулирование фронта вытеснения. Формирование компактной зоны стягивания необходимо с целью снижения темпов обводнения. Для этого целесообразно, углубление скважин с объекта БП11, бурение боковых стволов. В случае успешной реализации намеченных мероприятий на северном участке будет сформирована система приконтурного заводнения и предотвращено оттеснение нефти в законтурную область залежи. С другой стороны, оптимизация кинематики потоков позволит «стянуть» остаточные запасы нефти в центральную – сводовую часть залежи и обеспечить отбор запасов с минимальным значением ВНФ. Повышение эффективности периферийных участков водонефтяных зон основывается на бурении горизонтальных скважин;
- на южном участке, коллектора залежи характеризуется менее благоприятными ФЕС. Заводнение - очаговое. Сетка скважин оптимальная, но для эффективной выработки запасов необходимо регулирование заводнения, недопущение дисбаланса закачки воды и отборов жидкости, оттеснения нефти на периферийные участки. Сочетание очагового и при контурного заводнения, является одним из возможных решений. Формирование такой системы не возможно без возобновления буровых работ.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1202; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!