7 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. 2 сведения о текущем состоянии эксплуатационного объекта 1 Текущее состояние разработки
 Скачать 1.05 Mb.
|
Пласт ЮС0В районе Тортасинского месторождения залежи нефти, приуроченные к пласту Ю0 баженовской свиты, выделены на Сыньеганском, Западно-Камынском, Сахалинском, Тундринском, Южно-Мытаяхинском месторождениях. В разработке находятся Ай-Пимское (Приобский НГР), Галяновское (Красноленинский НГР) и Средне-Назымское (Ляминский НГР) месторождения (рис. 2.4). Основные технологические решения по пластам Ю0 приведены в таблице 2.3. Основные геолого-физические параметры данных объектов представлены в таблице 2.4. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 4.2 до 9.3 м, на Тортасинском месторождении – на уровне 5.8 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.02 до 4.2 мД, по Тортасинскому месторождению проницаемость оценивается на уровне 4.6 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.81 до 0.86 д.ед., по Тортасинскому месторождению данный параметр составляет 0.85 д.ед.  Рисунок 2.4 - Схема расположения залежей нефти пласта ЮС0 Таблица 2.3 -. Основные технологические решения по пластам ЮС0 соседних месторождений
Наиболее распространённой системой воздействия для пластов баженовской свиты является естественный режим. Проектные сетки скважин характеризуются достаточно большим расстоянием между скважинами. Основными технологиями, рекомендованными для баженовских объектов, является гидроразрыв пласта (в том числе неоднократный), а также горизонтальные скважины. Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов баженовской свиты соседних месторождений
Ай-Пимское месторождение Опытно-промышленная разработка пласта ЮС0 начата двумя разведочными скважинами в 2006 г. На объекте реализуется утвержденная девятиточечная система с расстоянием между скважинами 755 м, добывающие скважины – горизонтальные, нагнетательные – наклонно-направленные с ГРП. В 2007 году пробурены и введены в эксплуатацию 3 горизонтальные скважины. Средний дебит горизонтальных скважин по нефти составил 23.3 т/сут. В 2008 году введены 2 горизонтальные добывающие скважины с дебитами нефти 171.4 и 51.7 т/сут. и одна наклонно-направленная скважина, дебит которой по нефти после ГРП составил 94 т/сут. Режимы работы скважин по нефти нестабильные, дебиты поддерживаются путем снижения устьевого давления. При повышении депрессии на пласт наблюдается рост дебита, который в июле 2008 г. составил в среднем 104.2 т/сут., с последующим его снижением до 91.1 т/сут в декабре месяце. За 2011 год добыто 236 тыс.т. нефти при обводненности 6.7%. Средний дебит по нефти составил 26.5 т/сут., по жидкости – 28.4 т/сут. Фонд добывающих скважин по объекту составляет 30 ед., нагнетательные скважины отсутствуют. Темп отбора от утвержденных извлекаемых запасов составляет 7.12%, от текущих утвержденных извлекаемых запасов – 9.62%. По объекту ЮС0 текущий КИН равен 0.059, отобрано от НИЗ – 38.5%, обводненность – 6.7%. Средне-Назымское месторождение Месторождение введено в эксплуатацию в 2003 г. Объектом разработки является пласт ЮК0.. В 2010 г. добыча нефти составила 55.6 тыс.т. С начала разработки на 01.01.2011 г. добыто 172 тыс.т. нефти. Фонд действующих добывающих скважин составил 12 ед. Дебиты новых скважин составляли 21.1 т/сут., по нефти – 13.5 т/сут. Средний дебит действующих скважин по жидкости составил 13.5 т/сут. Закачка воды на месторождении не ведется. Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов 1%, от начальных 0.9%. Текущий КИН 0.006 д.ед. При снижении пластового давления на 10% ниже гидростатического в соответствии с проектными решениями в 2009 году одна скважина опробована под закачку воды. В результате зафиксирован быстрый прорыв воды в окружающие добывающие скважины. Опытная закачка воды была сразу прекращена, и разработка объекта продолжается на естественном режиме, что объясняет стабилизацию обводненности на уровне 2-3%. На месторождении проектными решениями запланирована реализация термогазового воздействия, работы по организации воздействия начаты в 2009 году. Добыча нефти в настоящее время ведется из одной скв. (№ 3001). При этом осуществляется анализ добываемой продукции. На других скважинах наблюдается реакция на закачку воды и воздуха. Галяновское месторождение Пробная эксплуатация началась в 2003 году. Добыча нефти осуществляется из объекта ЮК0-1 фонтанным (14 скважин) и механизированным (ЭЦН, две скважины) способами. Средний дебит нефти на 01.01.2011 г. составляет 12.4 т/сут. С начала разработки добыто 239.6 тыс.т. нефти, темп отбора от НИЗ в 2010 г. составил 2.24%, от ТИЗ – 2.46%. Разработка месторождения осуществляется на естественном режиме с учетом опыта закачки воды на Средне-Назымском месторождении. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||