Реферат: Характеристика месторождения

₃, ЮВ₁^2-3, ЮВ₁¹ и АчБВ_14-19 (вместо ранее числившихся Ачим1–4 и БВ₁₃², БВ₁₄, БВ₁₅) были приняты, а геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов поставлены на Государственный баланс. В таблицах 2.4.3 и 2.4.4 представлены ресурсы нефти, газа и конденсата по пластам АчБВ_14-19, ЮВ₁¹, ЮВ₁^2-3 и ЮВ₃ в соответствии с их официальными изменениями произошедшими в 2006 г. (см. колонку «статус запасов»).Таб. 2.4.3. Верхне-Колик-Еганское месторождениеУточненные начальные геологические и извлекаемые запасы нефти продуктивных пластов находящихся в эксплуатации

пласт	геологические, тыс. т				КИН		извлекаемые, тыс. т			Стасус запасов
	С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2
ПК-19	21 181	43 480	64 661	0,200	0,200	0,200	4 236	8 696	12 932	уточнены по сравнению с данными
ПК-20–1	5 154	12 040	17 194	0,200	0,200	0,200	1 031	2 408	3 439	Госбаланса на 01.01.2005 г.
Итого:__26_335__55_520__81_855__0,200'>Итого:	26 335	55 520	81 855	0,200	0,200	0,200	5 267	11 104	16 371	Прошли экспертизу ГКЗ и ЦКР
БВ-10–1	8 881	29 088	37 969	0,203	0,261	0,247	1 803	7 592	9 395	уточнены по сравнению с данными
БВ-11–2	17 889	10 800	28 689	0,200	0,200	0,200	3 578	2 160	5 738	Госбаланса на 01.01.2005 г.
Итого:	26 770	39 888	66 658	0,201	0,244	0,227	5 381	9 752	15 133	Прошли экспертизу ГКЗ и ЦКР
АчБВ-14	1 664	2 114	3 778	0,250	0,192	0,218	416	406	822	стоят на учете на Госбалансе
АчБВ-15–1	225	1 927	2 152	0,250	0,192	0,198	56	370	426	на 01.01.2006 г.
АчБВ-15–2	437	938	1 375	0,250	0,192	0,210	109	180	289
АчБВ-16	3 411	1 418	4 829	0,250	0,192	0,233	853	272	1 125
АчБВ-17	7 246	2 725	9 971	0,250	0,192	0,234	1 812	523	2 335
АчБВ-18	8 679	828	9 507	0,250	0,192	0,245	2 170	159	2 329
АчБВ-19	3 376	503	3 879	0,250	0,192	0,243	844	97	941
Итого:	25 038	10 453	35 491	0,250	0,192	0,233	6 260	2 007	8 267
ЮВ-1–1	7 391	3 562	10 953	0,391	0,300	0,361	2 890	1 069	3 959	стоят на учете на Госбалансе
ЮВ-1/2–3*	84 266	8 072	92 338	0,400	0,300	0,391	33 683	2 422	36 105	на 01.01.2006 г.
Итого:	91 657	11 634	103 291	0,391	0,300	0,388	36 573	3 491	40 064
ЮВ-3	2 840	-	2 840	0,250		0,250	710	-	710	стоят на учете на Госбалансе
ЮВ-8–1	4 289	2 972	7 261	0,200	0,200	0,200	858	594	1 452
ЮВ-8–2	1 461	1 129	2 590	0,200	0,200	0,200	292	226	518	Оперативно уточненны
ЮВ-9–1	141	1 122	1 263	0,200	0,200	0,200	28	224	252	по состоянию на 01.10.2006 г.
ЮВ-9–2	3 980	7 082	11 062	0,200	0,200	0,200	796	1 416	2 212
ЮВ-10	8 557	671	9 228	0,316	0,100	0,300	2 704	67	2 771
Итого:	21 268	12 976	34 244	0,253	0,195	0,231	5 388	2 528	7 916
ВСЕГО:	191 068	130 471	321 539	0,308	0,221	0,273	58 869	28 882	87 750

Необходимо отметить, что ранее в Анализе разработки месторождения по указанным пластам были использованы геологические модели и запасы УВ, которые практически не отличаются от представленных в настоящей работе. Это объясняется тем, что списание запасов произведенное по месторождению в 2006 г. было произведено на материалах и результатах, которые представлялись по упомянутым объектам на экспертизу в ГКЗ.По пластам ПК₁₉ и ПК₂₀¹, а также пластам БВ₁₀¹ БВ₁₁², также использованы уточненные геологические модели и соответствующие им запасы УВ, которые в 2005 г. прошли экспертизы ГКЗ и ЦКР. Геологические материалы, на основе которых производился Анализ разработки указанных пластов в 2004 г., в настоящей работе заимствованы практически без изменений.По продуктивным объектам соответствующим пластам ЮВ₈^1-2, ЮВ₉^1-2 и ЮВ₁₀ в настоящей работе представлены геологические модели и запасы нефти, которые соответствуют состоянию их изученности на 01.10.2010 г. Они отличаются от материалов, представляемых в Анализе разработки, так как в них учтены данные сейсморазведки 3Д, а также результаты бурения эксплуатационных скважин, которых ранее не было. Как указывалось выше, эти модели и запасы будут представлены на экспертизу в ЦБК Роснедра для предания им официального статуса на Госбалансе.3. Технологическая часть3.1 Общая характеристика состояния эксплуатации месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение открыто в декабре 1981 года поисковой скважиной №57.Проект пробной эксплуатации составлен СибНИИНП в 1986 году и утвержден Главтюменнефтегазом (протокол №22 от 21.05.1986 г.). На эту дату на месторождении было пробурено 7 поисково-разведочных скважин, одна из которых попала в контур нефтеносности пластов АчБВ₁₄ и ЮВ₁. В остальных скважинах нефтенасыщен только ЮВ₁. В 1988 году СибНИИНП составлена дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации и утверждена ЦКР Главтюменнефтегаза (протокол №74 от 21.07.1988 г.). В опытно-промышленную разработку месторождение введено в 1990 г. на основании «Дополнительной записки к проекту пробной эксплуатации» (протокол №7 от 21.12.1990 г.).Разработка месторождения ведется в соответствии с технологическими решениями последнего проектного документа – «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Верхнеколик-Еганского месторождения», составленного ТОО «Нефтегазпроект» в 1996 г., и утвержденной ЦКР МТЭ (протокол №2102 от 30.01.1997 г.) сроком на 5 лет. Согласно этого документа в промышленную разработку вводились запасы нефти только в пластах ЮВ

₁ (c выделением первоочередного участка центральной части восточного купола месторождения) и в пластах ачимовской пачки. Система расположения скважин – рядная, система воздействия на пласты – закачка подтоварной и пресной воды. Ряды скважин расположены в широтном направлении, между рядами нагнетательных скважин располагаются три ряда добывающих скважин. Расстояния между рядами скважин 500 м, расстояния между скважинами в рядах: в нагнетательных – 500 м, в первых рядах добывающих скважин – 450–500 м, а в средних, стягивающих, рядах – 250 м.Бурение на ачимовскую пачку в пределах восьмиметровой нефтенасыщенной толщины по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 636 м (40.4 га/скв.) с переходом от трехрядной к площадной пятиточечной системе. На втором этапе разработки – уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. путем перевода 99 скважин с объекта ЮВ₁ после их обводнения.Основные технологические показатели утвержденной технологической схемы следующие:проектный уровень добычи:

• 
  – нефти – 1918 тыс. т/год;
  
• 
  – жидкости – 4248 тыс. т/год;
  
• 
  – нефтяного газа – 469,1 млн. м³/год;
  
• 
  уровень закачки воды – 7013 тыс. м³/год;
  

проектный фонд скважин: – 611

• 
  в т.ч. добывающих – 409
  
• 
  нагнетательных – 180
  
• 
  контрольных – 22
  
• 
  фонд резервных скважин – 153
  

фонд скважин для бурения: – 443

• 
  в т.ч. добывающих – 280
  
• 
  нагнетательных – 148
  
• 
  контрольных – 15
  

Следует также отметить, что в 2011 году специалистами ОАО «Варьеганнефтегаз» была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз уровней добычи на 2012–2020 годы», которая утверждена в июне 2012 года ЦКР МЭТ (протокол №2373 от 24 июня 2012 г.).Начальные геологические запасы Верхнеколик-Еганского месторождения по категориям С₁+С₂ оцениваются в размере 373 219 тыс. т., извлекаемые – 93 951 тыс. т. Месторождение разрабатывается с 1990 г. На дату анализа в добыче участвуют 9 объектов: ЮВ₁, АчБВ_16-19, БВ₁₀, БВ₁₁, ПК_6, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ЮВ_3, ЮВ₈. Сопоставление запасов нефти по разрабатываемым объектам приведено в таблице 3.1.1. За весь период разведки и разработки на месторождении пробурено 374 скважины, включая разведочные. Всего__236'>Всего за время эксплуатации по всем объектам в пределах разбуренных площадей в добыче перебывало 292 скважины, под закачкой – 92 скважины. По состоянию на 1.08.2011 г. в эксплуатационном фонде числится 296 скважин, из них 224 добывающих и 72 нагнетательных. В фонде пьезометрических и контрольных находится 11 скважин и одна скважина ликвидирована. Действующий добывающий фонд составляет 185 скважин (169 – дающие продукцию и 16 в текущем простое), под закачкой числится 59 скважин и одна скважина находится в текущем простое.

Состояние реализованного фонда по Верхнеколик-Еганскому месторождению представлено в таблице 3.1.2.Таблица 3.1.2. Состояние реализованного фонда по Верхне-Колик-Еганскому месторождению на 1.08.2011 г.

№ п/п	Фонд скважин	Категория	Кол-во
1.	Добывающие	Всего	236
		в т.ч. действующие	185
		из них: фонтанные	66
		ЭЦН	119
		ШГН	0
		газлифт	0
		бездействующие	38
		в освоении	1
		в консервации	0
		пьезометрические	7
		контрольные	4
		ликвидированные	1
2	Нагнетательные	Всего	72
		в т.ч. под закачкой	60
		в бездействии	12
		в освоении	0
		в консервации	0
		пьезометрические	0
		контрольные	0
		ликвидированные	0
		В эксплуатации на нефть(действующие)	74
		Всего	308

В 2010 году на месторождении было добыто 1 855,3 тыс. т нефти, 3 803 тыс. т жидкости и 780,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,2%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 36,6 т/сут, по жидкости – 75,0 т/сут, средний газовый фактор – 420,9 м³/сут. По состоянию на 1.08.2011 г. с начала разработки было добыто 16 711,6 тыс. т нефти, 25 698,3 тыс. т жидкости и 6 157 млн. м³ газа при средней обводненности продукции – 53.8%, накопленный объем закаченной воды – 41 227 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти в 2011 году составил 35.4 т/сут, по жидкости – 76.7 т/сут.Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2010 год 1048,2 тыс. т или 56,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 747,3 тыс. т или 61,1%. Средний дебит: по нефти соответственно 29,2 т/сут и 33,0 т/сут; по жидкости 78,2 т/сут и 91,0 т/сут; обводненность продукции 62,6% и 63,0%. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 г. фонтанным способом, составила 807,0 тыс. т или 43,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 476,7 тыс. т или 38,9%. Средний дебит по нефти соответственно 46,4 т/сут и 40,1 т/сут; по жидкости 57,8 т/сут и 49,4 т/сут, обводненность продукции 33,6% и 18,9%.Также необходимо отметить, что до 2010 г. на месторождении велась добыча установками плунжер-лифт, с помощью которых было добыто 805,7 тыс. т нефти и 816,3 тыс. т жидкости при средней обводненности 13,5%. Средний дебит по нефти составил 27,9 т/сут, а по жидкости – 28,3 т/сут. Очень непродолжительное время применялись гидропоршневые насосы, с помощью которых было отобрано всего 62 тонны нефти.Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации приведены в таблице 3.1.4.