Приобское м/р (левобережная часть)

Запасы нефти по зоне эксплуатации

Таблица 1.4

Пласт	Категория запасов	Запасы нефти, тыс.т.		КИН доли ед.
		балансовые	извлекаемые
АС10	В	49370	12986	0, 263
	С1	4937	1299	0, 263
	ВС1	54307	14285	0, 263
АС11	В	15044	5994	0, 398
	С1	1204	599	0, 398
	ВС1	16548	6593	0, 398
АС12	В	35075	9321	0, 266
	С1	3508	932	0, 266
	ВС1	38583	10253	0, 266
Всего	В	99489	28301	0, 284
	С1	9949	2830	0, 284
	ВС1	109438	31131	0, 284

*) По части территории категории С1, из которой осуществляется добыча нефти

 

Способы добычи, применяемое оборудование

Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС₁₂.

В 2007 г. СибНИИНП было подготовлено " Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Динамика основных технико-экономических показателей разработки представлена в таблице 2.1

Динамика основных показателей разработки Приобского месторождения

 

таблица 2.1

Анализ основных технико-экономических показателей разработки

Динамика показателей разработки на основании таблицы 2.1 представлена на рис. 2.1.

Приобское месторождение разрабатывается с 1988 года.. За 12 лет разработки, как видно из таблицы 3., добыча нефти постоянно растет.

Если в 1988 году она составляла 2300 тонн нефти, то к 2010 году достигла 1485000 т., добыча жидкости возросла от 2300 до 1608000 т..

Таким образом к 2010 году накопленная добыча нефти составила 8583, 3 тыс.т. (таблица 3.1).

С 1991 года для поддержания пластового давления в эксплуатацию вводятся нагнетательные скважины и начинается закачка воды. На конец 2010 года нагнетательный фонд составляет 132 скважины, а закачка воды росла с 100 до 2362 тыс.т. к 2010 году. С ростом закачки увеличивается средний дебит действующих скважин по нефти. К 2010 году дебит увеличивается, что объясняется правильным выбором количества закачиваемой воды.

Также с момента ввода в эксплуатацию нагнетательного фонда начинается рост обводненности продукции и к 2010 году она достигает отметки - 9, 8 %, первые 5 лет обводненность - 0 %.

Фонд добывающих скважин к 2010 году составил 414 скважины, из них скважин, добывающих продукцию механизированным способом - 373 К 2010 году накопленная добыча нефти составила 8583, 3 тыс.т. (таблица 2.1).

Приобское месторождение является одним из самых молодых и перспективных в Западной Сибири.

 

Особенности разработки, влияющие на эксплуатацию скважин

 

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС₁₂. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС₁₂ является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивным.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи.

Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов

Выбор метода воздействия на нефтяную залежь

 

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

Из методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону скважины наиболее широко распространены:

гидроразрыв пласта;

кислотные обработки;

физико-химические обработки различными реагентами;

теплофизические и термо-химические обработки;

импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: