вкр Дрозд. ВКР Дроздов. 1 характеристика месторождения 6

• Название: 1 характеристика месторождения 6
• Анкор: вкр Дрозд
• Дата: 28.02.2023
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: ВКР Дроздов.docx
• Тип: Реферат; #960257
• страница: 4 из 14

2 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки объекта

Приобское месторождение разрабатывается с 1988 года. За 24 года разработки, как видно из приложения Б, добыча нефти постоянно растет. Если в 1988 году она составляла 2300 тонн нефти, то к 2012 году достигла 1485000 т., добыча жидкости возросла от 2300 до 1608000 т. С 1994 года для поддержания пластового давления в эксплуатацию вводятся нагнетательные скважины и начинается закачка воды. На конец 2012 года нагнетательный фонд составляет 132 скважины, а закачка воды росла с 100 до 2362 тыс.т. к 2012 году. С ростом закачки увеличивается средний дебит действующих скважин по нефти.

К 2012 году дебит увеличивается, что объясняется правильным выбором количества закачиваемой воды. Также с момента ввода в эксплуатацию нагнетательного фонда начинается рост обводненности продукции и к 2012 году она достигает отметки - 9,8 % , первые 6 лет обводненность - 0 % .

Фонд добывающих скважин к 2012 году составил 414 скважины, из них скважин, добывающих продукцию механизированным способом – 373. К 2012 году накопленная добыча нефти составила 8583,3 тыс.т. Приобское месторождение является одним из самых молодых и перспективных в Западной Сибири.

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. Динамика основных технико-экономических показателей разработки представлена в приложении Б, таблица 2.1.

В 2007 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок №4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов №140 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.

2.2 Анализ показателей фонда скважин

Приобский лицензионный участок имеет форму неправильного многоугольника, площадью около 3353,45 км². В непосредственной близости к Приобскому месторождению расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее) и Правдинское (57 км на юго-восток). Центральная часть участка расположена в пойме р. Оби. Территория месторождения условно подразделяется на две зоны: Правобережную и Левобережную. Граница между ними проходит по основному руслу р. Обь.

В настоящее время месторождение разрабатывается по «Технологической схеме разработки Приобского месторождения, 2001 г.» утвержденной ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2769 от 15.11.2001 г.). По запасам месторождение относится к крупным, а по геологическому строению - чрезвычайно сложным для освоения.

Отличительные особенности месторождения:

- большая площадь нефтенocнocти; - многопластовость;

- многоэтапность проектирования и развития системы разработки и обустройства месторождения;

- статус территории особого порядка недропользования.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях (горизонты АС₇, АС₈, АС₉, АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂). В пpoмышленную разработку вовлечены три горизонта: АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂, где сосредоточено 96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС₁₂ сосредоточено 54,9 % из них. На Приобском месторождении по состоянию на 01.01.2010 год фонд скважин с начала разработки составляет 1167 скважин, в том числе добывающих 836, нагнеттательных 331. Хаpактepистика ocновного фонда скважин по месторождению в целом представлена в таблице 2.2, фонд добывающих нагнетательных на рисунке 2.1-2.2.

Таблица 2.2

Хаpактepистика ocновного фонда скважин по месторождению в целом

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
		АС10	АС11	АС12	Всего по месторождению
Фонд добывающих скважин	Пробурено	482	610	571	836
	Возвращено с других горизонтов	0	0	0	0
	Всего	482	610	571	836
	Действующие	423	523	496	688
	из них фонтанные	22	21	24	38
	ЭЦН	378	474	430	598
	ШГН	22	26	41	50
	СТР	1	2	1	2
	Бездействующие	27	29	36	52
	В освоении после бурения	9	10	11	11
	В консервации	2	6	3	10
	Контрольные	0	0	5	5
	Пьезометрические	1	1	2	4
	Переведены под закачку	0	0	0	0
	Переведены на другие горизонты	0	0	0	0
	Ликвидированные	19	41	18	66

Рисунок 2.1 - Характеристика фонда добывающих скважин Приобского место- рождения по состоянию на 01.01.2010г.



Рисунок 2.2 - Характеристика фонда нагнетательных скважин Приобско го месторождения по состоянию на 01.01.2010г.
Месторождение является многопластовым. Экcплуатациoнными объек- тами являются пласты АС₁₀, пласт АС_11, пласт АС₁₂. Месторождение характери- зуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть фонда на дан- ный момент имеет обводненность 9,5 – 25,1 % (обводненность в целом по ме- сторождению – 22,1 %).

Накoплeнная добыча нефти на 01.01.2010 г. по пласту АС₁₂ cocтавила 11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из них 496 скважин действующие, экcплуатациoнный фонд нагнетательных cква- жин - 210, из них 172 cкважины дейcтвующиe.

По пласту АС₁₁ с начала разработки отобрано 43633 тыс. т нефти. По со- стоянию на 01.01.2010 г., фонд добывающих скважин составил 610, в том чис- ле: действующих – 523, фонд нагнетательных скважин – 219, в т.ч. действую- щих - 206.

По пласту АС₁₀ с начала разработки отобрано 11778 тыс. т нефти. По со- стоянию на 01.01.2010 г., фонд дoбывающих cкважин cocтавил 482, в том чис- ле: действующих – 423, фонд нагнетательных скважин – 176, в т.ч.. действую- щих - 157.