1.2. История проектирования
и разработки Пограничного месторождения
Пограничное месторождение открыто в 1982 году поисковой скважиной №62.
В 1984 году институтом УкргипроНИИнефть составлена технологическая схема разработки пласта БС11 [5] на запасы категории С1, находившихся на балансе ВГФ на 01.01.1984 г. (по результатам бурения семи разведочных скважин). Этот проектный документ был утверждён Центральной комиссией по разработке (протокол №1076 от 05.06.1984 г.) в качестве технологической схемы опытно-промышленной разработки.
В ноябре 1984 года СибНИИНП выполнен проект пробной эксплуатации Пограничного месторождения, в котором по результатам бурения 13 разведочных скважин и утверждённому варианту 2 выбраны скважины первоочередного участка.
Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в марте 1985 года. Первый подсчёт запасов нефти и растворённого газа был произведён Главтюменьгеологией в 1985 году по пластам БС11, БС111, БС14, BC15 и ЮС1, который был утверждён ГКЗ СССР (протокол №9768 от 17.07.1985г.). На базе утверждённых запасов категории С1 институтом УкргипроНИИнефть выполнена технологическая схема [6], которая утверждена Центральной комиссией по разработке МНП (протокол №1204 от 25.06.1986г.) со следующими показателями:
проектные максимальные уровни добычи нефти -5.1млн.т;
проектные максимальные уровни добычи жидкости 15.4 млн.т ;
проектные максимальные уровни добычи ресурсов нефтяного газа 219 млн.т.;
проектные максимальные уровни закачки-19.8 млн.м ;
выделение двух эксплуатационных объектов (БС11 и ЮС1);
применение на объекте БС11 блоковой трехрядной системы разработки с размещением скважин по сетке 500*500м, общий фонд скважин - 810, в т.ч. добывающих - 483, нагнетательных -180, контрольных - 7, водозаборных - 8, резервных – 132;
механизированный способ эксплуатации скважин (УЭЦН, ШГН);
давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа (БС11).
По результатам разбуривания в период 1985-1988гг. уточнилось геологическое строение месторождения: на 7.4 %, сократилась площадь нефтеносности пласта БСц, балансовые запасы уменьшились на 5%; В 1989 году месторождение вышло на максимальный уровень добычи нефти 8087 тыс.т, что выше утверждённого проектного уровня в полтора раза при меньшем фонде добывающих и нагнетательных скважин (фонд реализован на 80%). Дебиты по нефти в 1,6 раза, по жидкости в 1,1 раза выше проектных. Единичные скважины были углублены до объекта ЮС1 в результате чего, значительно сократилась площадь нефтеносности.
В 1990 году по результатам пересчёта геологических запасов [3] , была составлена Уточнённая технологическая схема разработки Пограничного месторождения [7], которая утверждена ЦКР (протокол №1389-1 от 21.11.90 г.) в качестве дополнения к Технологической схеме разработки Пограничного месторождения 1985 года сроком на 5 лет со следующими технологическими показателями:
проектный уровень добычи нефти - 8,087 млн.т (1989 г.);
проектные уровни добычи жидкости - 16,1 млн.т;
проектные уровни закачки - 18,7 млн.м3;
общий проектный фонд скважин – 953 шт.;
в том числе добывающих - 758.;
нагнетательных - 137.;
специальных - 21.;
резервных - 30.
дальнейшее совершенствование системы разработки основного объекта БС11 путём реализации геолого-технических мероприятий по оптимизации сетки скважин, перехода на избирательную систему заводнения и др.;
совершенствование системы разработки путём широкого применения циклического заводнения в сочетании с переменой фильтрационных потоков жидкости в пласте;
проведение опытно-промышленных работ по испытанию технологии вытеснения нефти оторочкой водного раствора композиции химических реагентов (НПАВ и щелочи); растворов КМЦ с бентонитовой глиной, закачки структурированных систем;
осуществление мероприятий по интенсификации разработки ВНЗ
и слабо дренированных запасов.
В основном, эти рекомендации были на месторождении реализованы.
Основные проектные документы и решения показаны в таблице 1.1.
Таблица 1.1.
Основные проектные документы и проектные решения
по Пограничному месторождению.
Проектные работы
|
Запасы нефти на ВГФ, млн.т
|
Проект, показатели
|
Проекта, фонд скважин
|
Бал.
|
Извл.
|
Он, тыс.т
|
Ож, тыс.т
|
Оз, тыс.м3
|
Всего
|
Доб.
|
Нагн
|
Рез.
|
Техсхема ОПР 1984г.
|
42,7
|
19,2
|
1,0
|
2,56
|
3,08
|
198
|
103
|
39
|
56
|
ППЭ 1984г.
|
42,7
|
19,2
|
0,633
|
0,9
|
1,6
|
35
|
29
|
7
|
-
|
Техсхема 1986г.
|
172,6
|
87,2
|
5,1
|
15,4
|
19,8
|
858*
|
519
|
190
|
132
|
Уточнённая техсхема 1990г.
|
164,0
|
76,2
|
8,087
|
16,1
|
18,7
|
953**
|
758
|
137
|
30
|
Проект разработки 1994г
|
164,0
|
69,2
|
8,087
|
15,8
|
20,4
|
876
|
575
|
235
|
30
|
Дополнение к проекту разработки 1996г.
|
164,0
|
69,2
|
8,087
|
15,8
|
20,4
|
939
|
575
|
235
|
98
|
*в том числе 7 контрольных, 10 водозаборных
** в том числе 21 специальная
|
Скачать 6.08 Mb.