Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм 2 , может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии.
ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как пра
вило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или н есколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.
Гидравлический разрыв пласта применяется:
Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;
Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;
Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.
В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса:
Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.
Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.
Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий:
Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;
Скважины с загрязненной призабойной зоной;
Скважины с высоким газовым фактором;
Нагнетательные скважины с низкой приемистостью;
Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.
Разрыв пласта не рекомендуется проводить
В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;
В скважинах, технически неисправных.
Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:
Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин;
Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины;
Созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.
Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта БС 10 ) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты: г. Нефтеюганск, г. Сургут, г. Пыть-Ях, п. Пойковский, п. Каркатеево, п. Чеускино, п. Усть-Юган. С югом Усть-Балыкское месторождение связывают: железнодорожные пути, аэрофлот, речное сообщение и асфальтированная федеральная автодорога. Промысловые автодороги по месторождению представлены в большей части грунтово-лежневыми дорогами.
Усть-Балыкская (БС 10 ) площадь является одной из четырех площадей Усть-Балыкского месторождения. Куда входят еще Усть-Балыкское (БС 1-5 ), Солкинское, Западно-Усть-Балыкское месторождения. На юге Усть-Балыкская, БС 10 площадь непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение. С северо-востока, в центральную часть месторождения, вклинивается пласт БС 1 Усть-Балыкского (БС 1-5 ) месторождения. Ближайшие разрабатываемые месторождения - Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское.
Рельеф местности представляет сильно заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь. Абсолютные отметки рельефа меняются незначительно от 26 до 44 метров, причём минимальные отметки приурочены к берегам рек, а максимальные - к лесным массивам. В весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами. Климат района резко-континентальный. Минимальная температура воздуха -55С, снежный покров лежит около 200 дней в году. Летом температура выше +20С держится около 30 дней. За летний период осадков выпадает около половины годового количества. Леса - смешанные с преобладанием ольхи, пихты, лиственницы, кедра.
Главная водная магистраль - река Обь и её протока Юганская Обь с многочисленными протоками, из которых наиболее крупными являются Большой Балык, Сингапайская и др. Между реками Обь и Юганская Обь располагаются многочисленные озёра разнообразных форм и размеров.
Объекты нефтедобычи Усть-Балыкского месторождения снабжаются электроэнергией от следующих головных подстанций:
Подстанция 220/35 кВ - «Усть-Балык».
Подстанция 110/35 кВ - «Нефтеюганская»
От головных подстанций двухцепными ВЛ 35 кВ запитаны ПС 35/6 кВ. От ПС 35/6 кВ по кабельным линиям 6 кВ электроэнергия поступает на ДНС, КНС. С этих же подстанций по ВЛ 6 кВ запитаны ТП 6/0,4 кВ. От которых по кабельным линиям 0,4 кВ энергия поступает потребителям на скважинах и на базы цехов.
Потребление электроэнергии в 2000 году составило 264358 тыс. кВтчас, а средний годовой максимум нагрузки 34556 кВт.
Через территорию месторождения проходит нефтепровод Усть-Балык - Омск.
Промышленная разработка горизонта БС 10 Усть-Балыкского месторождения ведется с 1974 г., хотя первая скважина введена в разработку в 1966 г. В период пробной эксплуатации 1966-1973г.г. на площади работало 8 добывающих скважин. Интенсивное разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию началось с 1974г.
Горизонт БС 10 выделен в самостоятельное месторождение ввиду того, что основная залежь горизонта расположена за контуром нефтеносности пластов БС 1-5 и имеет самостоятельную историю разведки, освоения и разработки. В настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Максимальная добыча нефти и жидкости (соответственно 4615,2 тыс. т. и 8631,6 тыс. т.) достигнута в 1988 году. Максимальный действующий эксплуатационный фонд (884 скважины) достигнут в 1989 г. В дальнейшем с уменьшением действующего эксплуатационного фонда и добычи жидкости и с ростом обводненности, добыча нефти падает, составив в 1999 г.
1006,0 тыс. т. Необходимо отметить, что начиная с 1999 года, были начаты работы направленные на повышение добычи нефти, в том числе и за счет запуска простаивающего фонда, так в 2000 году действующий добывающий фонд составил 466 скважин, против 423 в 1999 году. Проведенный комплекс мероприятий позволил нарастить добычу нефти 2000 года относительно 1999 года и выйти на показатели разработки 1996 года (1210 тыс. т в 2000 и 1250 в 1996 году). Компенсация отбора закачкой изначально превышала единицу и на 1.01.2001 г. текущая компенсация составляет 153 %, накопленная 137%.
На 01.01.2000 г. отобрано 21 % балансовых запасов и 59 % извлекаемых при текущей обводненности продукции 71 %. Таким образом, темп обводнения продукции опережает темп выработки извлекаемых запасов на 12%. Средняя обводненность последние 4 года практически не меняется, что объясняется рядом причин: форсированным отбором из скважин низкообводненного фонда, отключением высокообводненных скважин и расширенное применение физико-химических МУН (табл. 1.1 и 1.2).
Фактические показатели разработки горизонта БС 10 Усть-Балыкского месторождения.
Фактические показатели фонда скважин горизонта БС 10 Усть-Балыкского месторождения до 01.03.2001 г.
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре первого порядка, которая осложнена рядом структур второго порядка, такими как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура (третьего порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.
В геологическом строении месторождения, принимают участие породы древнего складчатого палеозойского фундамента и платформенные терригенные осадочные образования юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.
В настоящее время промышленно нефтеносными являются пласты БС 1 , БС 2+3 , БС 4 , БС 5 , БС 10 и пласты АС 7 и БС 1 на Солкинской площади Усть-Балыкского месторождения.
Усть - Балыкское поднятие представляет собой наибольшую крупную антиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы - 2700 м и имеет размеры 8 х 16 км. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет - 2540 м. Амплитуда поднятия составляет 120 - 125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой - 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7 х 1,5 км до 1,5 х 2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо асимметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 130 (северо-восточного) до 230 (юго-западного).
Продуктивный горизонт БС 10 залегает в верхней части Южно-Балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитами, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются средне- и крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевролитовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевролитовые породы горизонта БС 10 относятся полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2%) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От выше залегающих водоносных пластов БС 9 и БС 8 Южно-Балыкская пачка перекрыта аргилито-алевролитистыми породами Чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта БС 10 .
По материалам скважин, вскрывших горизонт Б 10 , установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и простираются в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном плане граница залегания песчано-алевролитовой толщи горизонта БС 10 протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры.
Строение продуктивного горизонта БС 10 весьма сложное. Вся толща горизонта Б 10 на Усть-Балыкском месторождении разделена на три объекта: БС 10 (1), БС 10 (2), БС 10 (3), которые индексируются сверху - вниз.
Пласт БС 10 (1) в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях.
Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5-6 м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысока.
Коллекторы основного пласта БС 10 (1) отличаются от пород пласта БС 10 (3) более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций.
Пласт БС 10 (1) изучен достаточно детально, проницаемость по керну составила 0,0658 мкм 3 .
Пласт БС 10 (2) выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б 10 . Общая мощность пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19 м. Пласт БС 10 (2) в песчаной фации протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднороден, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость по керну составляет 0,0642 мкм 3 .
Песчаники пласта БС 10 (3) прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные насыщенные толщины колеблются от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая - 0,0544 мкм 3 .
Водонефтяной контакт для пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами всей площади не прослеживается. Горизонт Б 10 является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м.
Продуктивность горизонта различна от нескольких тонн нефти до 65 т/сут. на 8 мм штуцера.
В целом по горизонту БС 10 средняя проницаемость по керну составляет 0,0654 мкм 3 .
2.2 Характеристика продуктивных пластов
Расчёт средних значений открытой пористости проводился по данным лабораторных исследований керна, по данным промысловой геофизики. Средняя величина пористости по горизонту БС 10 составляет 21,0%.
Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС 10 составляет 103 мд, пласта БС 10 (1) - 92 мд, БС 10 (2) - 130 мд, БС 10 (3) - 83 мд.
Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС 10 - 63,3%, пласта БС 10 (1) - 65%, БС 10 (2) - 66%, БС 10 (3) - 59%.
По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС 10 более тяжёлый, молярная концентрация метана 69,18%. Доля пропан-бутановой фракции достигает 18,64%. Доля тяжёлых углеводородов С 6+ в нефтяном газе около 1,5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2%.
Физико-химические свойства пластовой нефти
Плотность сепарированной нефти, кг/м 3
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов
Нефть продуктивного горизонта БС 10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 - С5Н12 составляет 5,97%.
Свойства пластовой нефти горизонта БС 10 .
Объёмный коэффициент при условиях сепарации
Коэффициент сжимаемости 1/мПа 10 -4
Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС 10.
Температура насыщения нефти парафином, С
Температура начала кипения нефти, С
2.3.2 Физико-химические свойства воды
Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в н ебольших пределах 1010 - 1011 кг/м 3 . Общая минерализация вод 15,6 г/л - 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт - скважина - сборный трубопровод возможно отложение солей.
Свойства и ионный состав пластовой воды.
Компонентный состав пластовой нефти
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
По Усть-Балыкскому, БС 10 месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке:
Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП №349 от 28.10.71 г.
Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №592 от 10.05.78 г.
Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №964 от 21.04.82 г.
Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП №1259 от 10.06.87г.
Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему.
Первым проектным документом является технологическая схема Гипротюменнефтегаза 1971 г., которая предусматривала:
Площадное заводнение по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 750 м (ПСС=48,7 га/скв).
Бурение 200 эксплуатационных и 97 нагнетательных скважин.
Максимальный годовой уровень добычи нефти 2,75 млн. т.
Среднегодовая закачка воды 5,17 млн. м 3 .
Резервный фонд в количестве 90 скважин.
Местоположение нагнетательных скважин при необходимости уточнять с учетом особенностей литологического строения коллекторов.
В периферийные скважины (вблизи зоны замещения коллекторов и контура нефтеносности) закачку воды не производить.
В 1978 г. МНП утверждена вторая технологическая схема разработки. Тех схема предусматривала:
Проектный уровень добычи нефти - 1,7 млн. т/год (с поддержанием полки стабильной добычи 5 лет).
Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме 750х650 м (ПСС=48,7 га/скв).
Бурение 117 добывающих и 57 нагнетательных скважин при общем пробуренном фонде 374 скважины.
Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г.
Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т.
Максимальный объем закачки воды - 3,8 млн. м 3 /год.
Давление на устье нагнетательных скважин 120 кгс/см 2 .
В 1982 г. МНП утверждена еще одна технологическая схема разработки. Вследствие выявления сложного строения горизонта БС 10 в тех схеме рекомендуются крупномасштабные мероприятия по усовершенствованию системы разработки путем уплотнения сетки скважин в 4 раза. Приняты следующие положения:
Проектный уровень добычи нефти - 2,8 млн. т/год.
Применение площадной семиточечной системы разработки с размещением проектных скважин по равномерной сетке 375х325 м (ПСС=12,2 га/скв).
Бурение пласта на залежь БС 10 1390 скважин, в т.ч. 909 добывающих, 431 нагнетательных и 50 резервных при общем проектном фонде 1600 скважин.
Проектный объем закачки воды - 9,896 млн. м 3 /год.
Давление на устье нагнетательных скважин - 150 кгс/см 2 .
Последним проектным документом, по которому в течении 13 лет разрабатывается Усть-Балыкское, БС 10 месторождение, является проект разработки, утвержденный МНП в 1987 г. Составление проектного документа вызвано опережающим бурением скважин в 1,8 раза относительно предусмотренного в тех схеме 1982 г. и нерентабельностью разбуривания краевых зон с высокой плотностью сетки скважин - 12 га/скв. В связи с этим в проекте предусмотрен отказ от бурения части уплотняющих скважин на юге залежи, в результате чего плотность в этой зоне уменьшится до 22 га/скв. В целом по площади проектом рекомендовано:
Выделение двух эксплуатационных объектов (горизонт БС 10 , пласт БС 16-20 ).
Реализация площадной семиточечной системы воздействия по объекту БС 10 (плотность сетки 12,2 га/скв., категория С 1 ) и объекту БС 16-20 (категория С 2 ) с расстояние между скважинами 500 м, раздельной закачкой воды в пласты БС 16-17 и БС 18-19-20 и их совместной эксплуатацией в добывающих скважинах.
Применение по объекту БС 10 (категория С 2 ) блоковой трех рядной системы с расстоянием между скважинами 500 м.
Бурение на запасы категории С 1 (объект БС 10 ) 745 скважин, в т.ч. 485 добывающих, 117 нагнетательных, 75 резервных и 8 контрольных при общем проектном фонде 1465 скважин.
Бурение на запасы категории С 2 (объект БС 16-20 ) 31 скважины, в т.ч. 15 добывающих, 11 нагнетательных и 5 резервных при общем проектном фонде 32 скважины.
Давление на устье нагнетательных скважин для объекта БС 10 - 140 кгс/см 2 , БС 16-20 - 180 кгс/см 2 .
Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
Кроме проектных документов, на разработку месторождения имеются документы, в которых приняты прогнозные уровни добычи нефти:
Лицензионное соглашение с Комитетом РФ по геологии и использованию недр Администрации Ханты-Мансийского автономного округа (подписано 20.09.93 г.).
«Уточнение уровней добычи нефти по месторождениям АО «Юганскнефтегаз» на период 1996-2000 гг». Исполнители: АО «ЮНГ», СибНИИНП. Утверждено ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995 г.).
«Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз» на 1997г». Выполнено ОАО «ЮНГ». Утверждено ТКР (протокол №1 от 17.01.1997 г.).
«Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз» на 1998 г». Выполнено ОАО «ЮНГ» совместно с ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». Утверждено ТКР (протокол №30 от 11.12.1997 г.).
Лицензионное соглашение предусматривает следующие пункты, касающиеся запасов нефти, газа и разработки месторождения:
Запасы углеводородного сырья по месторождению, согласно государственному балансу запасов Минтопэнерго России по объединению «Юганскнефтегаз» за 1992 г. по состоянию на 01.01.1993 г. и Протоколу ГКЗ РФ №10442 от 10.06.88 г., приведены ниже
Запасы сырья по Усть-Балыкскому месторождению на 01.01.93 г.
Примечание: На балансе ВГФ запасов числится меньше утвержденных ГКЗ в связи с тем, что все запасы ачимовской пачки отнесены к забалансовым.
Уровни добычи нефти на 1994-1996 гг. определены согласно Протоколу ЦКР №1569 от 04.08.1993 г., на 1997-2012 гг. - согласно экспертному заключению, выполненному СибНИИНП в 1993 г. и составляют:
Уровни добычи нефти на 1994-2012 гг.
В дополнительном соглашении от 16.04.1997г. (между Комитетом и ОАО «Юганскнефтегаз») последний обязуется:
В 2005г. предоставить Органам на согласование проект доразведки;
В 1999г. утвердить на ЦКР пересчет запасов;
В 1999г. утвердить на ЦКР проект доразработки Усть-Балыкской группы месторождений;
Уровни добычи нефти и газа на 1998г. приняты согласно Протоколу Ханты-Мансийской ТКР №30 от 11.12.1997г.:
Уровни добычи начиная с 1997г. определяются ежегодно дополнительными соглашениями с Комитетом по нефти и газу Администрации округа.
Сравнение уровней добычи нефти из различных источников.
Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1997г.
Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1998г.
Характеристика проектных документов
Максимальный проектный уровень добычи нефти, млн. т
Извлекаемые запасы на 1 доб. скв., тыс. т/скв.
Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 - 1971 г.; 2 - 1978 г.; 3 - 1982 г.; 4 - 1987 г.
Вскрытие (совместное или раздельное)
Год достижения максимального уровня:
1 добыв. + 1 нагнетат. + 1 резервн.
3.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин
Проектные решения, утвержденного проекта разработки 1987 г., по месторождению по основным принципиальным положениям практически выполнены (рис.3.2):
Уточненный проектный фонд 1538 с учетом отказа от бурения 73 проектных скважин (авторский надзор, 1988г.) и размещения дополнительного фонда в количестве 24 скважин (2 на БС 6 и 22 на горизонт БС 10 в зоне расширения площади нефтеносности) пробурен на 93% по плотной сетке скважин 375х325 м или 12,2 га/скв. в центральной части месторождения и по сетке 500х433 или 21,7 га/скв. на южном и северном окончаниях месторождения. Недобуренные 104 скважины составляют, в основном, резервный фонд.
Максимальный проектный уровень 4,206 млн. т добычи нефти перекрыт на 409 тыс. т или почти на 10% в 1988г. Максимальная добыча нефти 4,615 млн. т достигнута при среднем дебите нефти 16,3 т/сут. (ниже проектного на 11%) и при действующем фонде 838 скважин, превышающем проект на 26%. А максимальная добыча жидкости (1988г.) не достигнута на 2,6 млн. т или на23%, ввиду пониженной обводненности добываемой продукции за весь период. Максимальная закачка незначительно меньше (на 885 тыс. м 3 или на 6%). Недостижение проектных уровней по добыче жидкости и закачки воды также связано с опережающим выбытием скважин из эксплуатации по причине малодебитности или высокого обводнения.
Заводнение залежи, первоначально организованное путем остановки части нагнетательных скважин по площадной семиточечной системе, трансформировано, начиная с 1983г., в блоковую трех рядную систему, которая постепенно сформировывается в блочно-замкнутую. В настоящее время, вследствие отключения значительной части нагнетательных скважин, система заводнения, в большей степени, площадная или очаговая.
Нестационарное заводнение применяется на площади не в классической форме с периодом 15-30 суток, а в виде ограничения объемов закачиваемой воды в летнее время с последующим увеличением в зимний период, т.е. с периодом в несколько месяцев.
Давление на устье нагнетательных скважин за последние годы снижено до 130 атм., т.е. на 10 атм. Относительно проекта - 140 атм.
Забойное давление 158 атм. существенно ниже на 22 атм., чем по проекту - 180 атм. Депрессия на пласт увеличилась с 65 атм. до 87 атм. т.е. на 34%.
Приемистость нагнетательных скважин в 2001г. (172,03 м 3 /сут) составляет среднее значение между принятой в проекте с применением циклической закачки (150 м 3 /сут) и без нее (300 м 3 сут).
Разбуривание ачимовской пачки не осуществлялось. Проектный фонд в количестве 32 скважин не пробурен в связи с низкой продуктивностью пластов, с большим риском получения нерентабельных дебитов.
Состояние выполнения проектных решений по горизонту Б 10 .
Рис. 3.2. Состояние выполнения проектных решений по горизонту БС 10 .
Из сопоставления динамики основных фактических и проектных показателей разработки с начала утверждения проектного документа, т.е. с 1987г. приведена на рисунке 3.2. Из него следует, что:
превышающая с 1987г над проектом фактическая добыча нефти снизилась к 1991г до проектного значения. При дальнейшем уменьшении добычи разница между фактом и проектом достигла максимума в 1995г - до 37%. Причиной невыполнения проектной добычи нефти явилось выбытие большого количества скважин при незначительной разнице в средних дебитах между фактом и проектом.
добыча и дебит жидкости не достигают проектных уровней начиная с 1988г. притом невыполнение добычи жидкости увеличилось до трехкратной степени к 2000г за счет низких отборов нефти при более низкой обводненности добываемой продукции.
объемы закачиваемой воды, несущественно превышающие над проектом до 1989г, резко сокращались в период 1990 - 1994гг при отключении большого фонда нагнетательных скважин. Отставание от проекта по закачке воды в 1994г достигло в 2,2 раза. В 2000 году закачку увеличили до 6670 тыс. м 3 /год, но до проектного уровня не дошли.
опережающее бурение скважин - при разнице до 15% в год по сравнению с проектом, привело к завершению разбуривания площади практически в 1989г (небольшое бурение: 33 тыс. м и 24 тыс. м было проведено в 1990 и 1992гг) против запроектированного в 1993г.
дебит нефти новых скважин получен значительно выше, чем по проекту в 1987 и 1988 гг., соответственно на 23% и 28% при более низкой обводненности, ниже на 7-8% (абс.), в связи с разбуриванием в эти годы более продуктивных зон залегания пластов БС 10 1+2+3 .
Сравнение фактических показателей разработки месторождения за 1999 - 2000 гг. проведены:
С проектными согласно утвержденному проекту разработки (протокол ЦКР МНП №1259 от 10.06.1987).
С принятыми в лицензионном соглашении между Комитетом по нефти и газу администрации округа и ОАО «Юганскнефтегаз», подписанным 20.09.1993г.
С уровнями добычи нефти, утвержденными ЦКР РФ (протокол №1961 от 06.12.1995г.).
С расчетными, проведенными ОАО «ЮНГ» и утвержденными Ханты-Мансийской ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.и протокол №30 от 11.12.1997г.).
Усть-Балыкское, БС 10 месторождение
Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Выбытие из вновь введенных скв. шт.
Кол-во новых скв. на конец года, шт.
Доб. нефти из новых скв.П.Г., тыс. т
То же из перешедших скв.П.Г., тыс. т
Сум.доб.нефти из переш.скв., тыс. т
Доб.нефти из переш.скв.Д.Г., тыс. т
Ср. дебит дейст.скв. по нефти, т/сут.
То же переход. скв. по нефти, т/сут.
Ср. дебит дейст. скв. по жидк., т/сут.
Доб. жидкости мех. способом, тыс. т
Превышение над проектом достигнуто по дебиту нефти на 8% из-за применения интенсификации добычи нефти.
При сопоставлении фактических показателей за 2000г. с утвержденными ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.) видно несущественное превышение добычи нефти и дебита по нефти соответственно на 3% и 5%. Закачка воды перекрывает расчетный объем на 1/3. По остальным показателям отмечается превышение проектных значений.
Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости.
Фактическая годовая добыча нефти в 1999г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%.
Основной причиной незначительного (12%) отставания от проектного уровня добычи нефти является: крайне низкий коэффициент использования добывающего фонда - 0,62, в связи с чем действующий фонд меньше проектного в 1,5 раза. Массовое выбытие скважин из эксплуатации вызвано геологическими и техническими причинами (опережающее обводнение части скважин в связи со сложным строением горизонта и с поломками и выбытием из строя внутрискважинного оборудования).
Стабилизация добычи нефти и уменьшение разницы между фактическими и проектными показателями за последние 2 года явилось следствием применения методов интенсификации нефтедобычи, восстановление и ввод в эксплуатацию скважин, перераспределения направления потоков фильтрации.
Превышение проектного значения в 2000г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям.
На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа.
По месторождению в 2002 - 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определ
Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Прогнозные параметры развития сельскохозяйственной организации
Курсовая работа по теме Західно-українські землі в умовах депортацій повоєнного періоду
Контрольная Работа Россия В 17 Веке
Курсовая работа по теме Невротичні розлади у хворих соматичного профілю
Курсовая работа: Расчет эффективности лизинга
Курсовая работа по теме CRM-технологии
Реферат по теме Ницше
Курсовая Необходимая Оборона Понятие Условия Правомерности
Сочинение Про Хлеб На Татарском Языке
Адрес Учебно Курсового Комбината
Реферат: Хип-Хоп, как стиль жизни
Сочинение С Планом На Тему Жизнь Дубровского
Реферат: Определение целей и задач безопасности жизнедеятельности
Реферат по теме Славистика
Реферат: Безопасность жилых зданий
Реферат: Основные принципы организации ПЭВМ
Реферат: «Разработка коллекции нарядной женской одежды для отдыха в фольклорном стиле под девизом «Ведруссия»
Реферат: Теоретическое обоснование развития воспитательного потенциала семьи дошкольника
Этические Комитеты Реферат
Курсовая работа: Управление карьерой на предприятии
Изучение перспективных зон развития ловушек углеводородов методами динамической инверсии волновой записи - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Управління дебіторською заборгованістю підприємства - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Влияние организационно-правовой формы и сферы деятельности организации на ведение бухгалтерского учета - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа