|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
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 БС6 и 22 на горизонт БС10 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. м3 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 м3/сут) составляет среднее значение между принятой в проекте с применением циклической закачки (150 м3/сут) и без нее (300 м3сут). · 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 Б10.
Рис. 3.2. Состояние выполнения проектных решений по горизонту БС10. 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. м3/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 БС101+2+3. Сравнение фактических показателей разработки месторождения за 1999 - 2000 гг. проведены: 1. С проектными согласно утвержденному проекту разработки (протокол ЦКР МНП №1259 от 10.06.1987). 2. С принятыми в лицензионном соглашении между Комитетом по нефти и газу администрации округа и ОАО «Юганскнефтегаз», подписанным 20.09.1993г. 3. С уровнями добычи нефти, утвержденными ЦКР РФ (протокол №1961 от 06.12.1995г.). 4. С расчетными, проведенными ОАО «ЮНГ» и утвержденными Ханты-Мансийской ТКР (протокол №1 от 17.01.1997г.и протокол №30 от 11.12.1997г.). Таблица 3.6. Усть-Балыкское, БС10 месторождение Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Рис. 3.3 и 3.4 Сопоставление фактических и расчетных показателей добычи и дебита нефти. Проектные документы 1 – факт 2 – проект (1987г.) 3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.) 5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.)
Рис. 3.5 и 3.6 Сопоставление фактических и расчетных показателей дебита жидкости и количества скважин. Проектные документы 1 – факт 2 – проект (1987г.) 3 – лицензионное согл. (1993г.) 4 – утвержд. ЦКР (1995г.) 5 – утвержд. ТКР (17.01.97г.) 1. При сравнении фактических и проектных показателей разработки (1987 г.) за последние два года значительное отставание от проектных уровней произошло по всем основным показателям, кроме дебита по нефти. При этом отставание добычи нефти за эти годы в процентном соотношении сохраняется на одном уровне. Невыполнение проектных уровней в 2000г. следующее: - добыча нефти меньше на 581 тыс. т или на 1/3; - добыча жидкости в 3, 1 раза; - дебит жидкости в 1, 8 раза; - действующий фонд меньше на 242 скв. или 35%; - закачка воды в 2, 2 раза; - фонд нагнетательных скважин в 2, 3 раза. Превышение дебита нефти над проектным значением в 1998 году на 0, 6 т/сут. или 11% является следствием сокращения малодебитного фонда за счет их выбытия из эксплуатации из-за нерентабельности. При значительных недоотборах в годовой добычи нефти, накопленный отбор несущественно отличается от проектного (меньше на 1230 тыс. т или 2, 5%). Причиной является перевыполнение максимального уровня и более высокие темпы отбора в предыдущие годы до 1991г., вследствие опережающего разбуривания площади. Сопоставление основных фактических и проектных показателей разработки приведено на рисунках 3.3, 3.4, 3.5, 3.6. 2. Уровни добычи нефти, принятые в лицензионном соглашении, перевыполняется в 2000г. в значительной степени, на 30% за счет высоких дебитов нефти, превышающих более чем в 2 раза расчетное значение, фактический действующий добывающий фонд в 1, 6 раза меньше расчетного. Кратное превышение среднего дебита нефти объясняется применением оптимизации работы скважин. Аналогично добыча жидкости превышает расчетную в 1, 5 раза, вследствие более низких дебитов жидкости (ниже на 11%) и меньше действующего фонда на 40%. 3. Сравнение фактических показателей разработки с утвержденными ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995г.) показывает практически одинаковые уровни по добычи нефти. Отставание фактических показателей отмечается в 2000г. по: - действующему фонду на 62 скважину или 11, 5%; - среднему дебиту жидкости на 21%; - добычи жидкости на 1430 тыс. т или на 30%; - обводненности на 8, 3% (абс.). 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. Выводы: 1. Фактическая накопленная добыча нефти на месторождении в 2000г. соответствует проектной при значительном отставании по накопленной добычи жидкости. 2. Фактическая годовая добыча нефти в 1999г. отстает от проектного уровня на 12%, а в 2000 году превышает на 7%. 3. 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). 4. 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. 5. Превышение проектного значения в 2000г. отмечается по дебиту нефти на 8%, при отставании по остальным показателям. 6. На месторождении ежегодно уточняются уровни добычи с утверждением на ТКР, на которые необходимо ориентироваться при планировании отборов в следствии устаревания проектного документа. 7. По месторождению в 2002 - 2003гг. необходимо составить проект до разработки, в котором определить идеологию работы над месторождением на последующее десятилетие, после обширного применения технологий интенсификации нефтедобычи (форсированный отбор жидкости, ГРП, МУН). Фонд скважин Усть-Балыкское (горизонт БС10) месторождение разрабатывается с 1966 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт БС10 разбурен на 95%. В настоящее время объект находится на стадии падающей добычи нефти. Отобрано 59% нефти от НИЗ при обводненности 71%. Средний дебит нефти за 2000 год составил 7, 91 т/сут., дебит жидкости - 27, 03 т/сут. Состояние фонда скважин На Усть-Балыкском (горизонт БС10) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных, 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м (таблица 3.8). Выделено два объекта разработки: горизонт БС10, пласты БС16-20 ачимовской пачки. Пласты ачимовской пачки (БС16-20) На пласты БС16-20 ачимовской толщи проектный фонд утвержден в количестве 32 скважин, в том числе 16 добывающих, 11 нагнетательных (из них одна разведочная) и 5 резервных. Пласты ачимовской пачки по состоянию на 1.01.2001г. не разбуривались и в разработку не вовлекались из-за нерентабельности. Горизонт БС10 Основной объект разработки горизонт БС10 к моменту составления последнего проектного документа практически был разбурен в зоне совместного залегания пластов БС101, БС102, БС103. Проектный фонд по горизонту БС10 утвержден в количестве 1555 скважин, в том числе на запасы категории С1 – 1465, С2 – 90. Распределение проектного фонда эксплуатационных скважин по пластам и категориям приведено в таблице 3.7. Таблица 3.7 Проектный фонд
На объект БС10 запроектирована самостоятельная сетка с разной плотностью по участкам залежи: · В чисто нефтяной зоне залежь разбурена по площадной семи точечной системе, сетка 375х325 м, плотностью 12 га/скв.; · Краевые не разбуренные части пласта БС102 в водонефтяной зоне в проекте рекомендуется разбуривать по более редкой сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м (вместо 375), плотностью 21, 7 га/скв. распространение сетки скважин с плотностью 12 га/скв. в краевых зонах было экономически нерентабельно; · В зонах запасов категории С2 проектом предусматривается разбуривание горизонта БС10 по площадной семи точечной системе, плотностью сетки 16, 2 га/скв., расстоянием между скважинами 433 м. Согласно протоколу (№1252 от 10.06.1987г.) ЦКР Миннефтепрома по объекту БС10 (категория С2) в северной части залежи утверждена блоковая трех рядная система разработки с увеличением расстояния между скважинами до 500 м, плотностью сетки 21, 7 га/скв. разбуривание этого участка залежи по более редкой сетке сокращает проектный фонд объекта БС10 на 37 скважин. В процессе эксплуатационного разбуривания строение залежи горизонта БС10 было уточнено. В зонах увеличения площади нефтеносности на северо-востоке и юге залежи были дополнительно размещены 22 скважины, в том числе 15 добывающих и 7 нагнетательных и утверждены ПО " Юганскнефтегаз" совместно с СибНИИНП от 29.12.1987г. В зонах сокращения площади нефтеносности по объекту БС10 осуществлен отказ от бурения 36 проектных скважин («Авторский надзор за разработкой», 1987г.). Таким образом, уточненный проектный фонд объекта БС10 по состоянию на 1.01.2001г. представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервной и 30 контрольными. На 1.01.2001г. на горизонт БС10 по эксплуатационной сетке пробурено 1431 скважина или 95% проектного фонда, в том числе 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных. По основной сетке пробурено 527 скважин или 37% от общего фонда. Уплотняющий фонд на залежь горизонта БС10 (исключая краевые зоны) пробурен в количестве 886 скважин, плотность сетки скважин при этом увеличилась с 49 га/скв до 12 га/скв, т.е. в 4 раза. Не пробурено 73 скважины, из них 61 резервная и 12 контрольных. За весь период разбуривания было пробурено 28 скважин-дублеров вместо 20 скважин, ликвидированных по техническим причинам и 8 скважин, ликвидированных в связи с застройкой г. Нефтеюганска. Распределение проектного и пробуренного фонда скважин по объектам БС10 и БС16-20 и категориям скважин приведено в таблице 3.8. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-03-03; Просмотров: 1424; Нарушение авторского права страницы
