3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год
![]()
|
3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ разработки КУСТОВОГО месторождения 3.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 году и расположено на территории Кустового и Южно-Кустового лицензионных участков. По геологическому строению относится к сложным. Всего на месторождении выявлено 49 залежей нефти в 14 подсчетных объектах, в том числе в пределах Кустового лицензионного участка – 37 залежей нефти в 12 подсчетных объектах, в пределах Южно-Кустового лицензионного участка – 12 залежей нефти в 6 подсчетных объектах. Месторождение введено в разработку в 1988 году в пределах Кустового лицензионного участка. Начальные геологические / извлекаемые запасы нефти категории ВС1, утвержденные ГКЗ (протокол № 1888 от 27.03.2009 г.) в пределах Кустового лицензионного участка, составляют 68654 / 25479 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,371. В настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с основными положениями «Дополнения к Технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра № 981 от 20.12.2007 г.), показатели которого уточнены в «Авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра №1112 от 23.12.2008 г.). По состоянию на 01.01.2012 г. в разработке находятся шесть объектов – АС4, БС101, БС103, БС110-1, БС112, ЮС1. Пласты АС40, Ач13, ЮС0, ЮС01 не разрабатываются (по пластам АС40, Ач13 все запасы отнесены к категории С2). Основными объектами разработки являются пласты БС110-1 и БС112, содержащие 66% и 70%, соответственно, геологических и извлекаемых запасов нефти категории ВС1. На рассматриваемую дату в составе месторождения в пределах Кустового ЛУ в разработку вовлечены 20 залежей нефти (одна залежь объекта АС4, три залежи объекта БС101, две залежи объекта БС103, три залежи объекта БС110-1, четыре залежи объекта БС112, семь залежей объекта ЮС11), содержащие 93,3% геологических запасов категории ВС1. По семи неразрабатываемым залежам (двум залежам объекта БС103, двум залежам объекта БС110-1, одной залежи объекта ЮС11, одной залежи объекта ЮС0 и одной залежи объекта ЮС01), геологические запасы нефти составляют 4616 тыс.т (6,7%). Разработка объектов БС101, БС103, БС110-1, БС112 и ЮС11 осуществляется с поддержанием пластового давления (объекты БС101 и БС103 - с 2007 года, БС110-1 - с 1989 года и БС112 и ЮС11 - с 1991 года С начала разработки месторождения добыто 12865 тыс.т нефти. Отбор от начальных извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ, составляет 50,5% при текущей обводненности 80,4%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,187. Накопленная добыча жидкости составляет 44410 тыс.т/ В 2011 году добыто 753,8 тыс.т нефти (при темпе отбора от НИЗ – 3%) и 3851,0 тыс.т жидкости. Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 53,1 т/сут., нефти – 10,4 т/сут. График разработки Кустового месторождения показан на рис 3.1, динамика основных технологических показателей в таблице 3.1. ![]() Рис..3.1 Графики разработки Кустового месторождения. Таблица 3.1. Кустовое месторождение. Динамика основных показателей разработки.
Интенсивный рост и достижение наибольших значений добычи нефти происходит в период с 1988 по 1995 гг., по мере бурения скважин и ввода в разработку нефтяных залежей. Фактически уже на пятый год после начала буровых работ (1992 год) добыча нефти выходит на максимальный уровень – 958,3 тыс.т, что соответствовало темпу отбора от НИЗ, утвержденных ГКЗ, - 4%, обводненность продукции на тот момент составила 35,6%. В этот период в эксплуатацию было введено 292 добывающие скважины (71% всех скважин участвующих в добыче продукции) и отобрано 5017 тыс.т нефти (39% всей накопленной добычи нефти по месторождению). Извлечение углеводородного сырья производилось, преимущественно, с применением механизированного способа добычи. По скважинам, работающим на данном этапе разработки с применением установок ЭЦН и ШГН, приходится 61,5% добычи нефти, остальной объем добываемой продукции (38,5%) получен по скважинам, эксплуатация которых осуществлялась фонтанным способом. Действующий добывающий фонд к концу рассматриваемого периода составил 171 скважину. Дальнейший период разработки месторождения – 1996-2001 гг. характеризуется постепенным снижением годовых отборов нефти (с 709,3 тыс.т в 1996 году до 446 тыс.т в 2001 году) и непрерывным ростом обводненности продукции (с 56,6% до 82,7%). Вместе с тем, в незначительных объемах продолжается эксплуатационное бурение скважин. В данный период разработки на месторождении было введено 29 новых добывающих скважин и добыто 3240 тыс.т нефти (25,2%). Действующий добывающий фонд к концу этого периода составил 205 скважин. В период с 2002 по 2009 гг. отмечаются положительные тенденции, связанные с ростом добычи нефти (с 476,1 тыс.т в 2002 году до 753,8 тыс.т в 2009 году) и стабилизацией обводненности продукции скважин на уровне 78,9-82,2%. Позитивные изменения показателей разработки произошли в результате применения геолого-технологических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов, включая технологии горизонтального бурения скважин и бурения боковых горизонтальных стволов. В рассматриваемый период разработки на месторождении было введено в эксплуатацию 95 новых добывающих скважин, в т.ч. девять горизонтальных. Накопленная за период добыча нефти составила 4607,5 тыс.т (35,8%). В действующем добывающем фонде к концу периода находились 204 скважины. Объектами разработки, определяющими накопленную добычу нефти на месторождении, являются пласты БС110-1 и БС112 (82,9% суммарной добычи нефти). Доля накопленной добычи нефти объекта ЮС11 составляет 9,6% добычи по месторождению, 4,5% получено по объекту БС101, 2,8% - по объекту БС103, менее 1% обеспечил объект АС4, в выработке запасов которого участвовали всего три скважины. Распределение текущей добычи нефти по объектам разработки выглядит следующим образом. На основные объекты разработки БС110-1 и БС112 приходится 49,1% добычи нефти, на объект БС101 - 18,4%, на объект ЮС11 - 16,5%, на объект БС103 - 15,7% и менее 1% обеспечил объект АС4. Распределение накопленных и текущих отборов нефти по эксплуатационным объектам на 01.01.2012 г. приведено на рис. 3.2. ![]() Рис. 3.2. Кустовое месторождение. Распределение накопленной и текущей добычи нефти по объектам разработки. Динамика текущей добычи нефти по объектам разработки Кустового месторождения представлена на рис. 3.3. ![]() Рис..3.3 Кустовое месторождение. Динамика текущей добычи нефти по объектам разработки. Закачка воды с целью поддержания пластового давления ведется на месторождении с 1989 года. Для ППД используется подтоварная вода. По состоянию на 01.01.2011 г. в продуктивные пласты (за исключением пласта АС41) закачано 42163 тыс.м3 рабочего агента, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 64,3%. На 1 тонну добытой нефти приходится 3,3 м3 закачанной в пласты воды, на тонну жидкости – 0,9 м3. В 2011 году объем закачанной воды составляет 2642,8 тыс.м3 воды, текущий отбор жидкости закачкой компенсируется на 86,3%, средняя приемистость нагнетательных скважин – 99,8 м3/сут. Основной объем накопленной и текущей закачки воды (95,1% и 81,4%) приходится на эксплуатационные объекты БС110-1 и БС112. Динамика текущих объемов закачки воды по объектам разработки Кустового месторождения представлена Распределение накопленных и текущих объемов закачки воды по эксплуатационным объектам на 01.01.2012 г. приведено на рис. 3.4. . ![]() Рис. 3.4. Кустовое месторождение. Динамика текущих объемов закачки воды по объектам разработки. По состоянию на 01.01.2012 г. на балансе ТПП «Когалымнефтегаз» числится 457 скважин. Из числа пробуренных в добывающем фонде находится 345 скважин, в т.ч. 204 действующие (59,1% добывающего фонда) и 17 бездействующих, в нагнетательном фонде находится 103 скважины, в т.ч. 81 действующая (78,6% нагнетательного фонда) и 11 бездействующих, водозаборный фонд составляют 9 скважин. |