Основные проектные решения по разработке месторождения

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 9Следующая ⇒

По Усть-Балыкскому, БС10 месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке:

1. Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП №349 от 28.10.71 г.

2. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №592 от 10.05.78 г.

3. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №964 от 21.04.82 г.

4. Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП №1259 от 10.06.87г.

Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему.

1. 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. м3.

· Резервный фонд в количестве 90 скважин.

· Обводнение к концу периода 41, 7%.

· 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.

2. 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.

· Резервный фонд 77 скважин.

· Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г.

· Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т.

· Максимальный объем закачки воды – 3, 8 млн. м3/год.

· Давление на устье нагнетательных скважин 120 кгс/см2.

3. В 1982 г. МНП утверждена еще одна технологическая схема разработки. Вследствие выявления сложного строения горизонта БС10 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 БС10 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. м3/год.

· Давление на устье нагнетательных скважин – 150 кгс/см2.

4. Последним проектным документом, по которому в течении 13 лет разрабатывается Усть-Балыкское, БС10 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 БС10, пласт БС16-20).

· Реализация площадной семиточечной системы воздействия по объекту БС10 (плотность сетки 12, 2 га/скв., категория С1) и объекту БС16-20 (категория С2) с расстояние между скважинами 500 м, раздельной закачкой воды в пласты БС16-17 и БС18-19-20 и их совместной эксплуатацией в добывающих скважинах.

· Применение по объекту БС10 (категория С2) блоковой трех рядной системы с расстоянием между скважинами 500 м.

· Бурение на запасы категории С1 (объект БС10) 745 скважин, в т.ч. 485 добывающих, 117 нагнетательных, 75 резервных и 8 контрольных при общем проектном фонде 1465 скважин.

· Бурение на запасы категории С2 (объект БС16-20) 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 БС10 – 140 кгс/см2, БС16-20 – 180 кгс/см2.

· Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

Кроме проектных документов, на разработку месторождения имеются документы, в которых приняты прогнозные уровни добычи нефти:

1. Лицензионное соглашение с Комитетом РФ по геологии и использованию недр Администрации Ханты-Мансийского автономного округа (подписано 20.09.93 г.).

2. «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.).

3. «Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз» на 1997г». Выполнено ОАО «ЮНГ». Утверждено ТКР (протокол №1 от 17.01.1997 г.).

4. «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

Таблица 3.1.

Запасы сырья по Усть-Балыкскому месторождению на 01.01.93 г.

Наименование	Категория	Протокол ГКЗ	Баланс ВГФ на 1.1.1993 г.
нефть, тыс. т	газ, млн. м3	нефть, тыс. т	газ, млн. м3
Геологические запасы	С1				-
С2				-
С1+С2				-
Извлекаемые запасы	С1
С2
С1+С2
КИН	С1	0, 429		0, 427
С2	0, 29		0, 422
С1+С2	0, 423		0, 427

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:

Таблица 3.2.

Уровни добычи нефти на 1994-2012 гг.

Год	Уровень добычи	КИН доли ед.	% утилизации газа
нефть, тыс. т	газ, млн. м3
		84, 9	0, 228
		64, 8	0, 235
		51, 8	0, 24
		44, 1	0, 244
		38, 8	0, 248
		35, 3	0, 252
		32, 8	0, 254
		30, 7	0, 257
		28, 8	0, 26
		27, 2	0, 263
		25, 9	0, 265
		24, 6	0, 268
		23, 4	0, 27
		22, 4	0, 272
		21, 5	0, 274
		20, 7	0, 276
		19, 8	0, 278
		19, 2	0, 28
		18, 7	0, 282

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.:

	Добыча нефти, тыс. т
	Добыча газа, млн. м3	50, 3
	Утилизация газа, %

Уровни добычи начиная с 1997г. определяются ежегодно дополнительными соглашениями с Комитетом по нефти и газу Администрации округа.

Таблица 3.3.

Сравнение уровней добычи нефти из различных источников.

№	Документ	Годы

	Проект разработки, 1987г.
	Лицензионное соглашение, 1993г.
	Утвержденные ЦКР в 12.1995г.
	Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1997г.	-		-	-	-
	Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1998г.	-	-		-	-

Таблица 3.4.

Усть-Балыкское, БС10 месторождение

Характеристика проектных документов

Показатели	Техсхема 1971г.	Техсхема 1978г.	Техсхема 1982г.	Проект разработки 1987г.
				Б10(кат.С1)	Б16-20(кат.С2)
Система воздействия	Площадная семи точечная
Сетка скважин, м	750х650	750х650	375х325	375х325	500х433
Плотность сетки, га/скв.			12, 2	12, 2	21, 7
Количество объектов разработки
Общий фонд скважин,
в т.ч. добывающих

нагнетательных
резервных
контрольных	-	-	-		-
Максимальный проектный уровень добычи нефти, млн. т	2, 75	1, 7	2, 8	4, 206	0, 057
Год выхода на максимальный уровень	Не опр.
Накопленная добыча нефти, млн. т			66, 35	79, 314	1, 22
Темп отбора, %		3, 7	4, 2	5, 3	4, 7
Извлекаемые запасы на 1 доб. скв., тыс. т/скв.
КИН	0, 4	0, 4	0, 4	0, 42	0, 24

Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 – 1971 г.; 2 – 1978 г.; 3 – 1982 г.; 4 – 1987 г.

Таблица 3.5.

Основные проектные показатели

(Проект разработки, 1987г.)

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 Следующая ⇒