Реферат: Характеристика месторождения

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Фонтан	11122,2	12387,6	36,0	40,1
ЭЦН	4783,6	12494,2	23,2	60,5
ПЛН	805,7	816,3	27,9	28,3
ГПН	0,062	0,244	2,5	9,8
Всего	16 711,5	25 698,3	30,7	47,2

Таким образом, большая часть (66,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации.Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.1.5Таблица 3.1.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут.	Обводненность,
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
<10	1	1	5	5	12	11	10	45
10–50	24	15	14	7	27	3	1	91
50–100	11	13	7	5	2			38
100–150		1	3	2				6
150–200		1						1
200–250	1							1
250–300		1						1
300–350		1						1
>350	1							1
Итого	38	33	29	19	41	14	11	185

Динамика коэффициентов использования нефтяного фонда скважин и эксплуатации с начала разработки приведена на рисунке 3.1.3.Одной из наиболее эффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Широко масштабное применение ГРП на месторождении началось в 2001 году. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 1.08.2011 г. было проведено 176 скважино-операций на 150 скважинах, но здесь необходимо учитывать, что одни и те же скважины подвергались гидроразрыву несколько раз как повторные при переводе на другие объекты. Особенно это касается пластов ачимовской толщи. Результаты применения ГРП позволяют говорить, что технология по-прежнему является одной из самых надежных для обеспечения дополнительной добычи нефти, позволяющая активизировать воздействие на слабодренируемые запасы нефтяных залежей, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам.Наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти от применения ГРП по данным ОАО «Варьеганнефтегаз» получена на объекте ЮВ₁, она составляет 1,23 млн т. По скважинам данного пласта средний дебит нефти в 2011 году равен 41,1 т/сут, дебит жидкости – 105,3 т/сут., обводненность – 61%.По скважинам объектов АчБВ_16-19 и ЮВ₃, также характеризующихся сложным строением и высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, достигнутые средние дебиты нефти несколько ниже, чем по скважинам объекта ЮВ_1. Результаты повторных скважино-операций, проводимых на скважинах объектов ЮВ₁ и АчБВ_16-19, на которых выполнено наибольшее количество повторных ГРП, показали, что прирост дебитов нефти составляет в среднем 42% от величины прироста дебита нефти при первичной операции.Анализируя в целом работу добывающих скважин следует отметить, что более 100 тыс. т. накопленной добычи нефти отмечается по 52 скважинам.Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 40 до 100 тыс. т – 97 скважин; от 10 до 40 тыс. т –78 скважин; от 2 до 10 тыс. т – 36 скважин. Низкая накопленная добыча нефти по части скважинам объясняется несколькими причинами:

• 
  это быстрое обводнение и выбытие из эксплуатации скважин, расположенных в первых рядах элементов системы заводнения;
  
• 
  эксплуатация скважин на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами;
  
• 
  быстрое выбытие скважин по причине плохого состояния эксплуатационной колонны и заколонного камня, что способствует возникновению перетоков.
  

Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.В последнее время в разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.3.2 Характеристика фонда скважин, отборов нефти, газа и воды, системы воздействия на пласт, энергетического состояния по разрабатываемым объектамОбъект ЮВ₁Залежи нефти продуктивного пласта ЮВ₁ являются самыми крупными по запасам залежами Верхне-Колик-Еганского месторождения. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 93730 тыс. т., что составляет более четверти всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 35569 тыс. т или 37,9% от всех извлекакемых запасов. Пласт ЮВ₁ разрабатывается с 1990 г.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный горизонт ЮВ₁¹, который не выдержан по площади и по толщине, в чем значительно уступает горизонту ЮВ₁^2-3. Продуктивный пласт ЮВ₁^2-3 развит на всей площади месторождения. Общая толщина пласта в пределах залежи в стратиграфических границах изменяется от 38,1 м до 68,8 м. Какой-либо закономерности в изменении общих толщин по площади не наблюдается. Средняя толщина пласта составляет 50 м. От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ₁¹ пласт ЮВ₁^2-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в большинстве скважин составляет 1–1,5 м. От залегающего ниже продуктивного пласта ЮВ₂ тюменской свиты пласт ЮВ₁^2-3 отделяется плотным пластом толщиной 1–1,5 м.Расчлененность пласта ЮВ₁^2-3

изменяется по скважинам от 2 до 16, составляя в среднем 6,15. Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет всего 3,6% от общей площади залежи. Остальная часть площади залежи, т.е. 96,4% приходится на водонефтяную зону (ВНЗ). В северной части восточной складки, имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.

Общая толщина пласта ЮВ₁¹ в стратиграфических границах составляет, в среднем 6,6 м Пласт имеет сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта, гораздо реже – к верхней. Коллекторские прослои развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение.

В 50 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ₁¹ вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ₁^2-3 и только в двух скважинах перфорация проведена исключительно на ЮВ₁¹. В процессе проведения исследований в 11 скважинах зафиксированы незначительные притоки нефти из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ₁¹, т.е. в совместных скважинах добыча осуществляется преимущественно из пластов ЮВ₁^2-3. Таким образом, запасы нефти пласта ЮВ₁¹ не вырабатываются.

За весь период эксплуатации на объекте пробурено 265 скважин, в том числе 197 добывающих и 68 нагнетательных, переведено с других объектов 3 скважины. В таблице 3.2.1. приводится состояние фонда на 01.08.2011 г. (в знаменателе указан фонд совместных скважин).
Таблица 3.2.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ₁ на 01.08.2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	197/205
	Возвращено с других горизонтов	3
	Всего	118/128
	в т.ч. действующие	86/94
	из них: фонтанные	9
	ЭЦН	77/85
	бездействующие	21/23
	в освоении	1
	в консервации	0
	пьезометрические	5
	контрольные	4
	Переведено на другие горизонты	82
	Ликвидированные	1
	Передано под закачку	73
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	68
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведено из добывающих	73
	в т.ч. из собственного фонда	73
	возвратного фонда	0
	Всего	63
	в т.ч. под закачкой	51
	в бездействии	12
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	31
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	5
Всего		181/191

Проектный фонд, в соответствии с последним документом, на основании которого сегодня ведется разработка объекта ЮВ₁, составляет 497 скважин, в том числе 352 добывающих, 123 нагнетательных и 22 контрольных.Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 263 скважины. По состоянию на 01.08.11 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 171 скважина, из них 108 добывающих и 63 нагнетательных. Действующий добывающий фонд составляет 86 скважин, под закачкой числится 51 скважина.На дату анализа на объекте числится 10 совместных скважин. Из числа действующих добывающих скважин в настоящее время совместно с другими объектами работает 8 скважин. Из них 3 скважины (37,5%) работают совместно с объектом ЮВ₃, остальные 5 скважин с объектом АчБВ_14-19. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации нефтяного фонда представлена на рисунке 3.2.1.Основные буровые работы на объекте начались в 1990 году. Ввод новых добывающих скважин в 1991 году достигает своего максимального показателя (46 скважин) и затем ещё 2 года держится на вполне приличном уровне (31–32 скважины). Дебиты новых скважин по нефти в этот период составляли от 24,6–31,2 т/сут. Начиная с 1995 г. и вплоть до 1998 г. производство буровых работ, и ввод новых скважин, неуклонно снижается (13–16 скважин в год) и только в 2004 г. снова возрастает до 22.Затем идет опять резкий спад (в 2007 г. пробурена только одна горизонтальная скважина), и на дату анализа было введено 8 скважин, из которых 4 с горизонтальным стволом. Необходимо отметить, что дебит первой горизонтальной скважины (№504), пробуренной в 2007 г., достигал 543 т/сут безводной нефти. Всего же на месторождении на дату анализа пробурены, и находятся в работе 7 скважин с длиной горизонтального участка от 428 до 637 м. Накопленная добыча нефти по всем горизонтальным скважинам – 337,3 тыс. т, уплотненный среднесуточный дебит нефти с начала разработки –164,5 т/сут. Добыча нефти из горизонтальных скважин за 2010 год на дату анализа составила 134,2 тыс. т. (17% от всей добычи на объекте), средний дебит по нефти – 135,2 т/сут, что почти в 4 раза превышает аналогичный показатель наклонно-направленных скважин. Результаты работы горизонтальных скважин приведены в таблице 3.2.2.Максимальный объем добычи нефти