7 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. 2 сведения о текущем состоянии эксплуатационного объекта 1 Текущее состояние разработки
 Скачать 1.05 Mb.
|
Пласты ЮС2, ЮС4В районе Тортасинского месторождения залежи пластов средней юры выделены на Южно-Мытаяхинском, Апрельском, Назымском, Рогожниковском, Итьяхском, Емангальском, Мытаяхинском, Северо-Лабатьюганском, Галяновском, Западно-Камынском и др. месторождениях (рис.2.5). В разработке находятся Сергинское, Песчаное и Сыньеганское месторождения. Основные технологические решения по пластам ЮС2-4 приведены в таблице 2.5. Основные геолого-физические параметры объектов средней юры представлены в таблице 2.6. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 1.6 до 11.3 м. По объектам Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается по пласту ЮС2 на уровне 12.0 м, ЮС4 – 6.4 м. Проницаемости пластов соседних месторождений составляют от 0.44 до 25.5 мД, по Тортасинскому месторождению проницаемость пласта ЮС2 оценивается на уровне 2.2 мД, пласта ЮС4 – 1.1 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.46 до 0.710 д.ед. По Тортасинскому месторождению данный параметр для пласта ЮС2 составляет 0.46 д.ед., для ЮС4 – 0.52 д.ед.  Рисунок 2.5 - Схема расположения залежей нефти пластов средней юры Таблица 2.5 - Основные технологические решения по пластам средней юры соседних месторождений
Таблица 2.6 - Геолого-физическая характеристика пластов средней юры соседних месторождений
Наиболее распространённая форма сетки при проектировании среднеюрских пластов – квадратная, с расстоянием между скважинами в основном 500-700 м. Основными видами ГТМ являются ГРП и ОПЗ. Ближайшим разрабатываемым аналогом пластов средней юры Тортасинского месторождения является объект ЮК2-4 Сыньеганского месторождения, которое введено в пробную эксплуатацию в 2005 году. На объекте ЮК2-4 предусмотрена реализация пятиточечной системы разработки с размещением наклонно-направленных скважин по квадратной сетке плотностью 49 га/скв, с уплотнением до 24.5 га/скв. на участках залежи в пределах 14-метровой изопахиты, во всех скважинах предусмотрено проведение ГРП. С начала разработки добыто 82.3 тыс.т нефти (отбор от НИЗ нефти – 0.6% при обводненности – 20%). Текущий КИН составил 0.001 д.ед. при числящемся на Государственном балансе 0.1 д.ед.. Накопленная добыча жидкости составила 109.8 тыс.т, накопленная закачка воды – 67.9 тыс.м3. В 2011 году на объекте добыто 11.8 тыс.т нефти и 14.8 тыс.т жидкости. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 2.8 т/сут, по жидкости – 3.5 т/сут. Закачка воды составила 16.9 тыс.м3, приемистость нагнетательных скважин составляет от 3.2 до 28.7 м3/сут. (в среднем, 12.2 м3/сут.). Текущая компенсация отборов жидкости и растворенного газа закачкой воды составила 86.5%. Энергетическое состояние залежей объектов разработки удовлетворительное. Текущие пластовые давления по залежам соответствуют начальным. Средняя депрессия на пласт в добывающих скважинах составляет 13.9 МПа, устьевое давление нагнетательных скважин – 19.2 МПа. На Песчаном месторождении с 2001 г. разрабатываются объекты ЮК2-3 и ЮК4. Основной объект – ЮК2-3, на долю которого приходится 69% НИЗ нефти по месторождению. Месторождение характеризуется падающей добычей, хотя проектом предусмотрена растущая добыча. В период растущей добычи (2003 год) с дебитами по нефти от 50 до 100 т/сут работали 5% скважин, от 40 до 50 – 7%, от 30 до 40 15%. Нагнетательные скважины работали, в среднем, с приемистостью 40-50 м3/сут. По всем нагнетательным скважинам отмечалась заколонная циркуляция ниже интервалов перфорации. По подавляющему большинству скважин, работающих на объекте, произведен гидроразрыв пласта, благодаря которому начальные дебиты жидкости выросли до 40 т/сут и более. По состоянию на 01.01.2012 г. в нефтяном добывающем фонде находятся 75 действующих скважин, в т.ч. 49 добывающих, 20 нагнетательных, 6 водозаборных. По объектам отобрано 18956 тыс.т. нефти и 4423 тыс.т. жидкости. В 2011 г. добыча нефти на Песчаном месторождении составила 79 тыс.т. По сравнению с 2010 г. годовая добыча снизилась на 15 тыс.т. Текущий КИН – 0.06, отбор от НИЗ – 17.9% при обводненности 82%. Годовой темп отбора от НИЗ – 1%, от ТИЗ – 1.31%. Средний дебит скважин по нефти составил 4.3 т/сут, по жидкости 23 т/сут. По сравнению с 2010 г. показатели снизились на 1 т/сут. и 0.4 т./сут., соответственно. В 2011 г. на месторождении закачано 566 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 102%. Приемистость нагнетательных скважины, в среднем, составила 80.2 м3/сут. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||