История проектирования разработки Яунлорского месторождения
Этап 1(1978–1986гг.). На Яунлорском месторождении четыре выявленных продуктивных пласта выделены в самостоятельные эксплуатационные объекты – АС7-8, АС9, АС10 и БС10. По трём верхним объектам утверждено применение трёхрядной системы разработки с барьерным заводнением в районе газовых шапок объекта АС7-8, по объекту БС10 – площадной обращённой девятиточечной системы. На объектах АС7-8 и БС10 Пильтанского месторождения утверждено применение треугольной сетки с приконтурнымзаводнением.
Этап 2 (1990–1998 гг.).Яунлорское и Пильтанское месторождения объединены, осуществляется совершенствование реализуемых систем разработки: оптимизация плотности сетки скважин уплотняющим фондом, перевод скважин с объекта на объект, организация очагового заводнения.
Этап 3 (2003–2005 гг.). На месторождении выделено шесть эксплуатационных объектов: объекты АС9 и АС10 объединены в объект АС9-10, выделено три новых объекта – БС10/0, БС18-20, ЮС2. По объекту БС10/0 утверждена разработка возвратным фондом на естественном режиме, по объекту БС18-20 – применение трёхрядной системы с горизонтальными скважинами (плотность сетки 21,7га/скв), по объекту ЮС2 – проведение ОПР с применением однорядной системы с добывающими ГС (плотность сетки 21,7 га/скв) и на естественном режиме. Применение на месторождении новой технологии зарезки боковых стволов и использование скважин, выполнивших проектное назначение, на других объектах.
|
|
|
Этап 4(2008 год).На месторождении выделено семь эксплуатационных объектов. По объекту БС2 утверждено применение очагово-избирательного заводнения с размещением скважин по равномерной треугольной сетке плотностью 21,7 га/скв, по объекту ЮС2 увеличено количество участков ОПР, предложено проведение ГРП на стадии освоения.
Этап 5(2012 год). На месторождении выявлена продуктивность четырёх новых пластов: три из них (БС21, БС21/1, БС22) вместе с другими ачимовскими пластами (БС18, БС19, БС20) образовали объект БС18-22. По пласту ЮС1, выделенному в самостоятельный эксплуатационный объект, утверждено формирование избирательной сетки возвратным фондом за счёт зарезки боковых стволов с ГРП на стадии освоения и применением очагового заводнения.
Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
Основные технологические показатели разработки
В настоящем документе анализ текущего состояния разработки Яунлорского месторождения выполнен по состоянию на 01.01.2015 на основе официальной отчётности НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». При оценке выработки пластов приняты запасы, числящиеся на текущем государственном балансе с учётом оперативных изменений в 2015 году.
|
|
|
Месторождение введено в эксплуатацию в 1980 году. С начала разработки месторождение разбуривалось высокими темпами – максимальный объём эксплуатационного бурения (525 тыс.м) был достигнут в 1983 году. После реализации основной части проектного фонда объектов АС7-8, АС9-10 и БС10 объём бурения сократился, в 1995 году разбуривание месторождения было приостановлено.
В 1986–1991гг. вследствие интенсивного разбуривания фонда скважин добыча нефти стабилизируется на уровне 1,7–1,8 млн.т. В этот период были достигнуты максимальные уровни добычи нефти по основным объектам разработки: по АС9-10 – 751,0 тыс.т (1986 год), по АС7-8 – 809,5 тыс.т (1990 год). По месторождению в целом в 1990 году достигнут уровень добычи нефти 1813,9 тыс.т.
В последующий период наблюдается снижение добычи нефти до 914,9 тыс.т в 1998 году в связи с ростом обводнённости (с 47,1 до 76,6%) при достаточно стабильной добыче жидкости (на уровне 3,3–3,9 млн.т/год).
С 1999 года на месторождении начато применение технологии зарезки боковых стволов при КРС, в это же время по основным объектам (АС7-8, АС9-10) наблюдается интенсификация отборов жидкости. В 2003 году было возобновлено эксплуатационное бурение – введены в разработку новые залежи объектов БС10 и БС18-22, а также два новых объекта: ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты) в 2007 году, и БС2 в 2009 году. По этим причинам добыча нефти на месторождении ежегодно возрастает и в 2009 году достигает своего максимума – 2172,3 тыс.т. Уровни добычи жидкости и объёмы закачки воды достигают максимальных значений в 2012 году: добыча жидкости – 10641,4тыс.т, закачка воды – 10568,7тыс.м3.
|
|
|
В период 2010–2014гг. наблюдается снижение добычи нефти до 1566,8 тыс.т, обусловленное сокращением объёмов эксплуатационного бурения (проектный фонд практически полностью реализован) и ростом обводнённости до 84,5%. С 2012 года отмечается незначительное снижение добычи жидкости и объёмов закачки воды по причине выбытия высокообводнённого фонда и проведения мероприятий по оптимизации объёмов закачки.
Минимальный дебит нефти был отмечен в 1998 году – 4,4т/сут. После этого дебит нефти ежегодно возрастал и в 2009 году составил 9,6т/сут. Дебит жидкости с начала разработки увеличивался и в 2013 году достиг максимального значения – 46,7т/сут. В 2014 году дебит нефти составил 6,9т/сут, дебит жидкости – 44,1 тыс.т.
В настоящее время на месторождении разрабатываются шесть эксплуатационных объектов: АС7-8, АС9-10, БС2, БС10, БС18-22 и ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты).
|
|
|
В 2014 году добыча нефти составила 1566,8тыс.т, добыча жидкости – 10078,1тыс.т. Основная часть текущей добычи нефти (82 %) обеспечена тремя объектами: АС7-8 – 602,6тыс.т (38%), БС10 – 385,0 тыс.т (25%), БС18-22 – 303,6 тыс.т (19%).
По состоянию на 01.01.2015 накопленная добыча нефти по месторождению составляет 48040тыс.т (в том числе конденсата – 107 тыс.т), текущий КИН – 0,181 при утверждённом КИН – 0,321, отбор от НИЗ – 56,4% при обводнённости – 84,5%. Накопленная добыча конденсата составляет 107тыс.т.
Объектом АС7-8 обеспечено 36% накопленной добычи нефти, объектом АС9-10 – 30%. Объект АС9-10 эксплуатируется с высокой обводнённостью – 95,6%, текущий ВНФ составляет 21,5, накопленный ВНФ – 5,1т/т.
Основной объём текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) категорий ВС1 приурочен к объекту АС7-8 – 18299тыс.т (50% от ТИЗ месторождения). Таким образом, объект АС7-8 по-прежнему является на Яунлорском месторождении основным объектом разработки.
Необходимо отметить, что по нефтегазоконденсатной залежи пласта АС7-8 совместно с нефтью и растворённым газом добываются газ газовых шапок и конденсат. Теоретические исследования и опыт разработки залежей данного типа показывают, что при эксплуатации через нефтяные скважины технологически неизбежно добывается смесь нефти, растворённого газа, газа газовых шапок, конденсата газа газовых шапок, пластовой и закачиваемой воды. Комплекс технологий, реализующийся в настоящее время при разработке нефтегазоконденсатных залежей, рассчитан на добычу нефти и не предусматривает самостоятельную добычу конденсата газа газовых шапок. На сегодня не существует какого-либо технологического оборудования для выделения и подготовки газового конденсата, который поступает в смеси из нефтяных скважин. «Добытой нефтью» считается сумма собственно нефти и жидких фракций, выделившихся из газа. При учёте добычи углеводородов на государственном балансе полезных ископаемых в результате разработки нефтегазоконденсатных залежей извлечённые объёмы нефти, конденсата, растворённого газа и газа газовых шапок определяются расчётным путём согласно «Временным методическим рекомендациям по учёту добычи углеводородов при разработке нефтегазоконденсатных месторождений» (согласование ГКЗ Роснедра от 14.09.2007 №СР-15/1660).
По состоянию на 01.01.2015 по объекту АС7-8 накопленная добыча составляет: нефти – 17322тыс.т, конденсата – 107тыс.т, газа газовых шапок – 2959млн.м3, растворённого газа – 487млн.м3. В 2014 году добыча нефти составила 602,6тыс.т, конденсата – 3,6тыс.т, газа газовых шапок – 98,4 млн.м3, растворённого газа – 16,9млн.м3. Использование попутного (растворённого и газа газовых шапок) газа составило 99,8%.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 664; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!