7 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. 2 сведения о текущем состоянии эксплуатационного объекта 1 Текущее состояние разработки
 Скачать 1.05 Mb.
|
Анализ опыта разработки пластов-аналоговПри обосновании технологических решений по объектам, находящимся на этапе проведения геологоразведочных работ и пробной эксплуатации, возникает недостаток исходной информации (исследований кернового материала, проб пластовых флюидов, сведений о геологическом строении и фильтрационной неоднородности, особенностях механизма выработки запасов). В этих условиях необходимо привлечение соответствующих данных по пластам-аналогам, которые характеризуются лучшей изученностью и достаточным опытом разработки. В пределах Тортасинского месторождения выделены залежи нефтеносных пластов АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4 ЮС10. Наиболее перспективными для промышленной эксплуатации являются пласты ЮС0-4. Выбор схожих объектов производился на основе сопоставления геолого-физических характеристик пластов Тортасинского месторождения с характеристиками объектов соседних месторождений. Результаты анализа опыта разработки пластов соседних месторождений представлены ниже. Пласты АС1, АС5, АС7.Схема расположения залежей нефти пластов АС1, АС5, АС7 в районе Тортасинского месторождения представлена на рисунке 2.3. Наиболее близким аналогом является Северо-Селияровское месторождение, на котором разрабатывается объект АС5. Также в районе Тортасинского месторождения имеются залежи пластов АС1 Средне-Назымского, АС7 Приобского, АК1-3 Красноленинского, которые находятся в разведке. Объект АС3 Большого Ольховского месторождения находится в опытно-промышленной разработке. Основные технологические решения по пластам АС приведены в таблице 2.1. Геолого-физические параметры этих залежей представлены в таблице 2.2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 2.1 до 5.5. м, по пластам группы АС Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается на уровне 3.4-5.5 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.3 до 7 мД, по Тортасинскому месторождению проницаемость оценивается на уровне от 1 до 3 мД по керну (от 2.5 до 5.6 мД по ГИС), коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 0.38 до 0.495 д.ед., по Тортасинскому месторождению данный параметр составляет 0.46 д.ед. Таблица 2.1 - Основные технологические решения по пластам группы АС соседних месторождений
 Рисунок 2.3 - Схема расположения залежей нефти пластов АС1-7 На меловых объектах соседних месторождений запроектированы квадратные сетки с расстоянием между скважинами 500 и 800 м; трехрядная и обращенная девятиточечная системы. Предусмотрен широкий набор технологий повышения нефтеотдачи – бурение боковых стволов, проведение ГРП, физико-химические МУН, нестационарное заводнение и перфорационные работы. Таблица 2.2 - Геолого-физическая характеристика пластов верхнего мела соседних месторождений
Северо-Селияровское месторождение Северо-Селияровское месторождение находится в разработке с 2003 года. Основной объект разработки – пласт АС5. Месторождение находится на стадии стабильной добычи нефти. С начала разработки по состоянию на 01.01.2012 г. добыто 832 тыс.т. нефти, 1234 тыс.т. жидкости. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0.019 д.ед. (запасы категорий С1+С2), при числящемся на Государственном балансе 0.166 д.ед. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти составляет 11.7% при обводненности 47%. В целях ППД в пласт закачано 1933 тыс.м3 воды. На месторождении пробурено 60 добывающих скважин, 23 – нагнетательных, 3 – наблюдательных, 10 – пъезометрических. Среднегодовой дебит по нефти в 2011 г. составил 5.1 т/сут, по жидкости – 9.6 т/сут. Дебиты горизонтальных скважин по жидкости и по нефти сопоставимы с дебитами наклонно-направленных скважин. На начальном этапе разработки в 2004 году входной дебит по нефти составил 26.4 т/сут, по жидкости – 27.7 т/сут. Средний входной дебит за первые три месяца эксплуатации скважин в 2007 году по нефти составил 5.9 т/сут, по жидкости – 9.1 т/сут, в 2008 году по нефти – 6.7 т/сут, по жидкости – 10 т/сут, что связано с бурением скважин в областях с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами. Эксплуатационное бурение не проводилось с 2008 года. Текущее пластовое давление по состоянию на 01.01.2012 г. составляет 21.8 Мпа, что практически соответствует начальному – 22 МПа. В 2011 году на месторождении добыто 106 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти составил 1.5%. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||