1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4

Название	1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4
Дата	30.11.2022
Размер	6.08 Mb.
Формат файла
Имя файла	diplom1.doc
Тип	Документы #821393
страница	6 из 13

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 13

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Объекты разработки

Основным объектом разработки является пласт БС11, состоящий из двух пластов – БС11^осни БС11¹. Оба пласта разрабатываются единой сеткой скважин.

Запасы нефти утверждены ГКЗ в 1985 году в количестве 172,6 млн.т - балансовые, 85,9 млн.т извлекаемые по данным 13 разведочных скважин, КИН -0,51. Проект разработки выполнен на запасы, пересчитанные СибНИИНП (протокол ЦКЗ N30 от 10.08.92г.), которые составили по пласту БС11: 162,9 млн.т - балансовые и 70,0 млн.т - извлекаемые, КИН -0,43.

В период 1993-94 гг СибНИИНП выполнен проект разработки Пограничного месторождения, в котором рассмотрено два варианта.

Динамика добычи нефти базируется на запасах пласта БС11 категорий В+С1, пересчитанных СибНИИНП, объемах бурения, способах эксплуатации и системе воздействия на пласт, реализуемых на месторождении и их развитии.

Вариант 1 - заложено фактическое состояние : трехрядная система разработки (500х500м) с равномерным уплотнением в стягивающем ряду, а также в полосе между первым эксплуатационным стягивающим радом. В результате получается пятирядная система разработки (плотность сетки 14,5 га/скв.)

Технологические показатели в целом по месторождению:

максимальный уровень добычи нефти - 8087 тыс.т (1989г)
жидкости - 15 800тыс .т
закачки воды - 20400тыс.т
общий фонд скважин – 659
нагнетательных – 151
специальных – 31
резервных – 30
дублеров - 5

Вариант 2 - предусматривается интенсификация системы разработки путем перевода части добывающих скважин под нагнетательные и формирование блочно-квадратной системы разработки. В первую очередь под нагнетание переводятся высокообводненные скважины первых рядов и в последнюю очередь из стягивающих рядов.

Технологические показатели второго варианта:

максимальный уровень добычи нефти - 8087 тыс.т 1989г)
жидкости- 15800тыс.т
закачки воды - 20400тыс.т
общий фонд скважин - 876, в том числе
добывающих – 575
нагнетательных – 235
специальных – 31
резервных – 30
дублеров - 5

В первом варианте рассматривается значительное снижение добычи жидкости: с 10009,5 тыс.т в 1995 г. до 4739,4 тыс.т в 2000г. Второй вариант предлагает снижение добычи жидкости: с 10009,5 тыс.т, в 1995г до 5287 тыс.т в 2000 году, но меньшими темпами.

В процессе разработки объекта БС₁₁, в его кровельной части был выделен пласт БС₁₁°. На большей части площади месторождения он отделен от основной залежи выдержанным глинистым прослоем толщиной от 0.8 до 5м, на 15% площади он заглинизирован и на 25% площади раздел отсутствует (сливается с основной залежью). Наибольшее развитие пласт БС₁₁° получил в северной и восточной части месторождения. В 65% скважин, вскрывших данный пласт, он был проперфорирован совместно с БС₁₁^осн в 35% скважин пласт БС₁₁° не был проперфорирован. Подробно, по блокам, анализ проведен в главе 3.4.

Пласт БС₁₁¹ в отдельный объект разработки не выделялся и раздельно не эксплуатировался. В 15% скважин данный пласт проперфорирован совместно с пластом БС₁₁^осн. В большинстве скважин пласт БС₁₁¹ в подошве имеет водонасыщенные прослои и его присоединение к залежи БС₁₁^осн по разрезу фактически резко увеличивает площадь водонефтяной зоны, поэтому перфорацией он, как правило, не вскрывался.

3.2. Сопоставление проектных и фактических
показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей по месторождению таблица 3.6 показало что, из года в год фактические показатели меньше проектных. Так за 1998 год добыча нефти составила 670 тыс.т, что на 166 тыс.т меньше, чем по проекту (836 тыс. т). Отставание составляет 20%. Накопленное отставание составило 1533 тыс.т. нефти. Добыча жидкости также меньше, чем по проекту на 1019 тыс.т. Продуктивность скважин, заложенная в проектные показатели практически равна факту. Темпы обводнения несколько выше запроектированных.

Невыполнение проектных уровней связано как с несоответствием запасов, так и с выбытием добывающих скважин (выбытие по годам составило: (проект/факт) 1993 год - 47/119, 1994 год- 24/18, 1995 год -12/14, 1996 год - 20/14,1997 - год 20/11, 1998 год - 20/46).

Кроме того, в период 1993г.- 1998 г. было запланировано бурение 74 добывающих скважин, по факту пробурено - 3.

В целях увеличения добычи нефти, на месторождении ежегодно реализуется значительный объем геолого-технологических мероприятий. Интенсификация разработки осуществляется с применением физико-химических и гидродинамических методов.

Так, к примеру, по добывающим скважинам было проведено обработок ПЗП (СКО, ГКО, АСКО, ЩСПК и др.) в 1995г- 97скв.опер., 1996г - 52, 1997г. - 59, 1998г. - 79. По нагнетательным скважинам ВПП и УП в 1995г- 142 скв.опер, 1996г - 97, 1997г. - 108, 1998г. - 86.

Объём мероприятий в 1995-1997гг. не выполнялся, что явилось причиной отставания добычи по переходящему фонду скважин.

По нестационарному и блочно-замкнутому заводнению проведено мероприятий соответственно в 1995году - 116/14скв., в 1996 г-106/21, в 1997г.-110/23, в 1998г. - 25/25.

Всего от вышеперечисленных мероприятий, по оценкам НГДУ, дополнительная добыча составила в 1995 году - 19.2%, в 1996году -22.6%, в 1997 году - 25.7%, в 1998 году -31%.

Текущая динамика отборов жидкости на месторождении, характеризуется быстрыми темпами падения добычи, быстрым ростом обводненности продукции, обвальным выбытием из работы действующего фонда скважин, т.е. признаками не характерными для поздней стадии разработки, в которой находится Пограничное месторождение.

Фактические показатели разработки оказались ниже проектных, что связано (возможно) с завышенными запасами месторождения, ростом бездействующего эксплуатационного фонда скважин, значительной перекомпенсацией, с недобором жидкости.

Не в достаточном объеме проводились мероприятия по ограничению водопритока и форсированному отбору жидкости. Обводнённость останавливаемых скважин равная 98% не является истинной. Расчёт потери добычи в 1998-м году за счёт выбытия скважин показал: потери добычи жидкости - 1470тыс.т; нефти - 73,5тыс.т., обводненность - 95%, т.е. остановка скважин, расположенных во вторых рядах и в зоне стягивания не соответствует проектной.

Таблица 3.1

Фактические и проектные показатели разработки за период 1985-1999гг. Пограничное месторождение, объект БС₁₁

ПОКАЗАТЕЛИ	1985	1986	1987	1988	1989	1990	199]
1 . ДОБ. НЕФТИ, ВСКГО, ТЫС. Т	251	2624	6017.84	7742.71	8086.958	7562. 984	654(
2. В Т.Ч.ИЗ:ПЕРЕХ.СКВ.	0.0	663.0	4063	6910.71	7005. 958	6968. 984	6365. (
3. НОВЫХ СКВ.	251	1961	1954.84	832	1081	594	17!
4 . ДОЕ . НЕФТИ МЕХ.СПОС.	23	1311	5068.84	6823.71	7980.958	7555.984	6521
5. ВВОД НОВЫХ СКВ, ВСЕГО	21	174	203	147	100	49	3(
6. В Т.Ч. ИЗ ЭКСПЛ.БУР.	15	174	202	147	100	49	3(
7 . ТО ЖЕ ИЗ РАЗВ . БУР .	6	0	1	0	0	0	(
8. ПЕРЕВОДОМ С ДР. ОБЪЕКТОВ.	0	0	0	0	0	0	(
9.СРЕДНЕС.ДЕБИТ НЕФТИ НОВ. СКВ.	98.2	82.7	56.5	33.2	54.8	65.4	29.;
10. СР. Ч. ДНЕЙ РАБ. НОВ. СКВ	122	136	168	170	197	185	161
11. СРЕД -ГЛУБ. НОВ. СКВ. ,М	2715	2838	2861	2810	2735	2740	2801
12 . ЭКСП . БУР . , ВСЕГО, ТЫС. М	59.7	502.3	620.678	443. 98	278.97	134.26	100.1
13. В Т . Ч . ДОБЫВАЮЩИХ СКВ.	57.0	493.8	580. 624	413.07	273.5	134.26	100.!
14. то жр; вспом.и спец. с.	2 .7	8.5	40.054	30. 91	5. 47	0	0.1
15. РАСЧЕТ. ВРЕМЯ РАБОТЫ СКВ.	328	328	328	328	328	328	32!
16. ДОБ. Н. ИЗ НОВ. С. ПРЕД. Г	0.0	4641.0	5701.3	4755.5	2524.2	1377.3	690.
17. ДОБЫЧА НЕФТИ ИЗ ПЕР. С. ПР. Г	0.0	0.0	663. 0	4063.0	6910.7	7006.0	6969.
18.РАСЧ.ДОБ.Н.ИЗ ПЕР. С. ДАН. Г.	0.0	663.0	4063.0	6910.7	7006.0	6969.0	6365.
19.0ЖИД.ДОБ.Н.ИЗ ПЕР. СКВ. ПРЕД. Г.	0.0	4641.0	6364.3	8818.5	9434. 9	8383.2	7659.
20. ПАДЕНИЕ ДОБ. Н. , ТЫС. Т.	0.0	-3978.0	-2301.3	-1907.8	-2429.0	-1414 .2	-1294 .
21. ПРОЦЕНТ ПАДЕНИЯ ДОБ.Н	0. 0	-85.7	-36.2	-21.6	-25.7	-16.9	-16.
22. МОЩНОСТЬ НОВ. С., МЛН. Т	0.68	4 .72	3.76	1.60	1.80	1.05	0.3
23. ВЫБЫТИЕ ДОБ. С., ВСЕГО	0	23	45	36	35	4	2'
24. В ТОМ Ч. ПОД ЗАКАЧКУ	0	22	29	34	26	3
25. ФОНД ДОБ. С. НА КОНЕЦ Г	22	172	330	448	513	562	57
26. В ТОМ Ч.НАГН.В ОТРАВ.	0	0	0	0	0	0
27 .ДЕИСТ. Ф. ДОБ. С. НА К. Г.	19	171	327	442	508	ЬЬЬ	48
28. ПЕР. СКВ. НА МЕХ. ДОК.	8	132	186	128	111	50	3
29. ФОНД МЕХ. С. НА КОН. Г.	8	132	284	424	502	539	53
30 . ВВОД НАГНЕТ . СКВ . , ШТ .	1	25	43	45	28	3
31 . ВЫБЫТИЕ НАГН . СКВ .	0	0	0	0	0	1R	1
32. ФОНД НАГН. С. НА КОН. Г.	1	26	69	114	142	127	11
33. ДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД НАГ. СКВ.	1	16	41	68	85	76	6
34. ФОНД. ВВЕД. РЕЗЕРВ. СКВ. НА К. Г.	0	0	0	0	0	0
35. СР. ДЕБИТ ЖИДК.,Т/СУТ.	84.2	120.7	100.3	98.6	97.9	90.0	102.
36. ДЕБИТ ЖИДК.НОВ.СКВ.	105.8	94.5	74.3	72.6	66.1	72.3	81.
37. ДЕБИТ ЖИДК.ПЕР.СКВ.	0. 0	751.0	122.1	105.3	102.5	91.0	103.
38 . СР . ОВВ . ПРОД . ДЕИСТ . ФОНДА . СКВ . %	7 .4	11.8	19.8	35.5	46.2	52. 0	58.
39 . СР ОВВ . ПРОД . ПЕРЕХ . СКВ . %	0.0	10.3	18.2	32.2	48.9	53.8	58.
40. СР. ОБВ. ПРОД. НОВЫХ. СКВ. %	7.5	12.3	22.9	54 .1	17	9.3	63.
41.СР-ДЕБИТ НЕФТИ, Т/СУТ.	78.0	106.5	80.5	63.6	52.7	43.2	42.
42. ДЕБИТ НЕФТИ ПЕР . СКВ. Т/СУТ	0.0	673.8	99.9	71.4	52.4	42.0	42.
43 . СР . ПРИЕМ . НАГН . СКВ . МЗ/СУТ .	0.0	0.8	0.8	0.7	0.7	0.8	0.
44 . ДОБ . ЖИДК . ВСЕГО, ТЫС . Т	271	2976	7499.23	12000.08	15022.66	15751.13	1578
45. ТО ЖЕ ИЗ ПЕРЕШ.СКВ.ТЫС.Т	0.00	739. 00	4967	10186.08	13720.66	15096.13	15302.0
46. ТО ЖЕ ИЗ НОВЫХ СКВ. ТЫС. Т	271	2237	2532.23	1814	1302	655	48
47. ДОБ . ЖИДК . МЕХ . СПОС . ТЫС . Т	24	1640	6451.23	10869.08	14760.66	15702.83	1 561
48. ДОБ. ЖИДК. С НАЧ.РАЗР.ТЫС.Т.	271	3247	10746.2	22746.3	37768.97	53520.8	693С
49. ДОБ. НЕФ. С НАЧ . РАЗР . ТЫС . Т	251	2875	8892.84	16635.55	24722.5	32285.49	3882
50. КИН Д.ЕД.	0.002	0.018	0.054	0.101	0.1 51	0.197	0.23
51. ОТБОР ОТ УТВ. ИЗВЛ. ЗАПАСОВ %	0.4	4.2	12.9	24.1	35.8	46.7	56.
52. ТЕМП ОТВ. НАЧ. УТВ. ИЗВ. ЗАПАСОВ %	0.4	3.8	8.7	11.2	11.7	10. 9	9.
53. ТЕМП ОТВ. ТЕК. УТВ. ИЗВ. ЗАПАСОВ %	0.4	3.8	9.1	12. 9	15.4	17.1	17.
54. ЗАКАЧКА РАБ. РЕАГЕНТА, МЛН .МЗ	0	4.17	10.25	14.98	18.67	20.44	19.
55 . НАК . ЗАК . РАБ . РЕАГ . МЛН . МЗ .	0.00	4.17	14.42	29.40	48.07	68.51	87.7
56. КОМП.ТЕКУЩАЯ %	0. 00	119.30	117 .70	110.60	112 . 20	118.40	112 Л