Состояние разработки Суторминского месторождения - Разработка 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, - рассматривать пласты БС91 и БС90 в качестве самостоятельных объектов промышленной эксплуатации, БС92 - как объект опытно-промышленной эксплуатации.

Состояние разработки объекта БС1

Пласт БС1. Рассмотрено 3 варианта.

Вариант 1 - базовый при сложившихся условиях: 81 скважина, в т. ч. 64 добывающие.

В варианте 2 за прогнозный период разработки планируется:

    - вернуть из неработающего фонда (из консервации и бездействия) 27 добывающие скважины; - перевести с нижележащих объектов и ввести из освоения 45 добывающих скважин; - перевести в ППД 39 скважин после отработки на нефть.

В варианте 3 дополнительно к варианту 2 за прогнозный период разработки планируется:

    - пробурить боковых стволов с горизонтальным окончанием - 40, в т. ч. 15 стволов из скважин, введенных из неработающего фонда, и 25 стволов из скважин, намеченных к переводу с других пластов; - провести комплекс мероприятий на переходящем и вводимом в эксплуатацию фонде скважин в соответствии с рекомендациями, обоснованными в раздел.

Пласт БС1

92 мероприятия по повышению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на пласте БС1 позволили получить 203,7 тыс. тонн дополнительной нефти (6,4% от всей дополнительной добычи нефти по месторождению за анализируемый период) при средней технологической эффективности 2214 тонн нефти/1 скважино-операцию.

Гидродинамические методы

В результате форсированного отбора жидкости на скважине 5220 в 2010 году было добыто 1692,6 т дополнительной нефти.

Возврат и приобщение

Более половины всей накопленной добычи нефти пласта БС1 за анализируемый период было получено за счет возвратов скважин на пласт и приобщений. 66 этих мероприятий позволили дополнительно получить 169,8 тыс. тонн нефти, что составляет 2573,3 тонн нефти/1 скважино-операцию. Наибольшее количество этих работ выполнено в 2010 году (88% от общего количества возвратов и приобщений).

Гидроразрыв пласта

В 2010 гг. было проведено 5 ГРП. Дополнительная добыча нефти составляет 8,5 тыс. тонн, средняя технологическая эффективность 2752,7 тонн нефти/1 скважино-операцию.

распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта бс за период 2010-2011 гг

Рис. 3.3.3.1. Распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта БС1 за период 2010-2011 гг.

ОПЗ химреагентами

За анализируемый период было проведено 22 ОПЗ химреагентами, в том числе глинокислотные обработки - 12 скважино-операций, солянокислотные обработки - 4 скважино-операции и 6 мероприятий по ликвидации гидратных

Пробок, АСПО, солеотложений. В результате было получено 24,2 тыс. тонн дополнительной нефти, что составляет 1100 т нефти/1 скважино-операцию. Наибольший эффект был получен от мероприятий по ликвидации гидратных пробок, АСПО, солеотложений - 14,7 тыс. тонн дополнительной нефти, или 2457 тонн нефти на 1 скважино-операцию. Дополнительная добыча нефти от ГКО составила 6,9 тыс. тонн, или 575,9 тонн нефти на 1 скважину-операцию. В результате СКО дополнительная добыча нефти составила 2,6 тыс. тонн, технологический эффект - 644,8 тонн нефти/1 скважино-операцию.

На рисунок 3.3.3.2. представлены данные о количестве проведенных мероприятий и величине дополнительно добытой нефти за период 2010-2011 гг.

распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта бс за период 2010-2011 гг

Рис. 3.3.3.2. Распределение дополнительной добычи нефти по методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти пласта БС1 за период 2010-2011 гг.

Таблица 3.3.3. Результаты исследований скважин пласта БС1

Наименование

Количество

Интервал изменения

Среднее значение по пласту

Примечание

Скважин

Замеров

Продуктивность, (м3/сут-МПа)

4

4

1,382-21,287

11,004

Удельная продуктивность (м3/м-сут-МПа)

4

4

0,2878-5,602

2,669

Гидропроводность, мкм2-см/мПа-c

4

4

2,961-40,562

17,912

Проницаемость, мкм2

4

4

0,0029-0,04

0,018

Пьезопроводность, см2/c

4

4

103-1241

699

Скин-фактор, безр.

4

4

-0,6-3,82

0,55

Обводненность, %

8

10

30,83-99,8

80,5

Похожие статьи




Состояние разработки Суторминского месторождения - Разработка месторождения

Предыдущая | Следующая