Заключение. Максимальные проектные уровни запасы категорий вс
 Скачать 79.5 Kb.
|
|
Заключение По результатам выполнения работы «Технологический проект разработки Федоровского нефтегазоконденсатного месторождения» определены принципиальные положения и технологические показатели разработки его дальнейшей эксплуатации: Максимальные проектные уровни (запасы категорий ВС1С2):
* - допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной в соответствии с п.111 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 №71 в редакции приказа Минприроды России от 30.06.2009 №183. промысловая подготовка конденсата до товарной продукции раздельно от нефти не предусматривается – добытый конденсат транспортируется и реализуется совместно с нефтью Использование попутного газа – 95 %. Выделение десяти эксплуатационных объектов: АС4-8, АС6/1, АС7-8, АС9, БС1-2, БС10/1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты). Применение систем разработки: - объект АС4-8 - в северной части Моховой площади – площадной девятиточечной с расстоянием между скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем, на остальной части – размещение горизонтальных добывающих скважин и наклонно-направленных нагнетательных скважин по однорядным и площадным системам; - объект АС6/1 - избирательной с эксплуатацией на естественном режиме скважинами возвратного фонда; - объект АС7-8 - площадной девятиточечной с расстоянием между скважинами 500 м. Система формируется скважинами возвратного фонда (в том числе с боковыми стволами) и скважинами из эксплуатационного бурения; - объект АС9 - избирательной с очаговым, приконтурным и законтурным заводнением (залежи 1, 2, 4, 5), площадной девятиточечной (залежь 3), эксплуатация на естественном режиме скважинами с боковыми стволами (залежи в районах скважин №№ 1474, 1906, 2339, 3983, 6026), эксплуатация на естественном режиме скважины № 1486Гр (залежь в районе скважины № 6636); - объект БС1-2 - блоковой трехрядной с очаговым и законтурным заводнением (залежь Основная на Федоровской и Моховой площадях), площадной девятиточечной с законтурным заводнением (на Северо-Сургутской площади), избирательной (залежь в районе скважины №75Р), эксплуатация на естественном режиме боковым горизонтальным стволом (залежь в районе скважины №723); - объект БС10/1 - на Федоровской площади – блоковой трехрядной с очаговым заводнением, очагово-избирательной, для Восточно-Моховой площади – блоковой трехрядной с очаговым заводнением, избирательной, для залежей незначительных размеров – разработка на естественном режиме наклонно-направленными скважинами и скважинами с боковыми стволами; - объект БС10 - для залежи 1 на Федоровской и Моховой площадях – блоковой трехрядной с поперечным разрезанием, на Восточно-Моховой площади (север) – блочно-квадратной, на Восточно-Моховой площади (юг) – блоковой трехрядной, для залежи 2 – очагово-избирательной, для залежи в районе скважины № 4488Р – эксплуатация на естественном режиме боковым стволом; - объект БС14-19 - на Федоровской площади – разработка залежей на естественном режиме и с применением очагового заводнения при избирательных системах размещения скважин, на Восточно-Моховой площади – трехрядных, однорядных, очагово-избирательных систем, на отдельных залежах разработка на естественном режиме, применение технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ); - объект ЮС1 - однорядных, трехрядных, площадных с горизонтальными и наклонно-направленными добывающими скважинами и наклонно-направленными нагнетательными скважинами, на отдельных залежах – избирательных с приконтурным и очаговым заводнением, на залежах в районе скважин №№2009Р, 4276П, 4425, 4265П,8151, 4296Р, 4291П – эксплуатация на естественном режиме скважинами с боковыми горизонтальными стволами, применение технологии ОРЭ; - объект ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты) - площадной пятиточечной с горизонтальными и наклонно-направленными добывающими, наклонно-направленными нагнетательными скважинами, однорядной с наклонно-направленными добывающими и нагнетательными скважинами, семиточечной с расстоянием между скважинами 400 м, пятиточечной и девятиточечной с расстоянием между скважинами 500 м с проведением ГРП при вводе в эксплуатацию, применение технологии многосекционного (многозонного) ГРП в горизонтальных скважинах, в девятиточечной системе бурение угловых скважин по конструкции нагнетательных. Общий фонд скважин всего (запасы категорий ВС1С2) – 11802, в том числе: добывающих – 7599, из них горизонтальных – 1366, нагнетательных – 3775, наблюдательных – 31, газовых – 21, водозаборных – 376. Фонд скважин для бурения всего (запасы категории ВС1С2) – 3753, в том числе: добывающих – 2479, из них горизонтальных - 189, нагнетательных – 1091, наблюдательных – 2, водозаборных – 181. Фонд резервных скважин – 181 водозаборная. Проектный фонд скважин для бурения, расположенный в приконтурных, а также неуверенных в геологическом отношении зонах, считать зависимым от результатов бурения первоочередных ближайших скважин. При необходимости строительство зависимых добывающих скважин осуществлять по конструкции нагнетательных и эксплуатировать как нагнетательные. Тип каждой планируемой к бурению добывающей скважины определять индивидуально, в зависимости от изученности геологического строения объектов и результатов эксплуатации ранее пробуренных скважин. При необходимости формирование очагового заводнения путем перевода единичных добывающих скважин под закачку с учетом текущего состояния разработки и особенностей геологического строения. В случае неподтверждения эффективности применения горизонтальных скважин предусмотреть замену горизонтальных скважин (горизонтальных боковых стволов) на наклонно-направленные скважины и боковые стволы. В зонах со сложным геологическим строением и близостью подошвенной воды при необходимости оперативно изменять конструкцию добывающих наклонно-направленных скважин на горизонтальные. При наличии благоприятных геологических условий и технической возможности бурение горизонтальных скважин с проведением в них многосекционного (многозонного) ГРП. В случае выявления расширения площади нефтеносности залежей, приращиваемые участки вовлекать в разработку в соответствии с утвержденными для объекта разработки проектными решениями. Использование скважин, выполнивших проектное назначение, а также при неподтверждении геологического строения, в качестве пьезометрических, водозаборных или на других объектах путем перевода (зарезкой боковых стволов при капитальном ремонте скважин или другими методами вскрытия пластов). При необходимости использование выполнивших проектное назначение поисковых и разведочных скважин в качестве эксплуатационных, если их техническое состояние удовлетворяет всем необходимым требованиям. Применение технологии зарезки боковых стволов при капитальном ремонте скважин. Фонд скважин с боковыми стволами всего (запасы категорий ВС1С2) – 1882, в том числе для зарезки при КРС – 1096. Местоположение и количество скважино-точек для зарезки боковых стволов при КРС, длину горизонтальных участков горизонтальных скважин и боковых стволов определять (уточнять) ежегодно на основе текущего анализа выработки запасов и геологического строения. Способ эксплуатации добывающих скважин – механизированный (ЭЦН, ШГН) и фонтанный. Применение периодической эксплуатации скважин в том случае, если по геологическим, техническим или технологическим причинам эксплуатация скважин в непрерывном режиме невозможна (нецелесообразна). Для поддержания пластового давления использование попутных вод и вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса. Давление на устье нагнетательных скважин 10-18 МПа. Фонд скважин для одновременно-раздельной эксплуатации всего (запасы категорий ВС1С2) – 103, в том числе: для одновременно-раздельной добычи – 56, одновременно-раздельной закачки – 47. Целесообразность применения оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЗ и ОРД) определять по результатам промысловых, геофизических и гидродинамических исследований скважин. Применение следующих методов воздействия на пласты: – на объектах АС4-8, АС7-8, БС10/1, БС14-19 гидроразрыв пласта на действующем фонде скважин (в том числе в боковых стволах); – на объектах ЮС1, ЮС2 гидроразрыв пласта, как на действующем фонде скважин, так и при вводе скважин в эксплуатацию (в том числе в боковых стволах); – на всех объектах ОПЗ химическими реагентами (соляно-глинокислотными составами, в том числе с добавлением ПАВ, кислотными составами КС-1, КС-2, КС-3, СГКО+ПАВ, СКО+ОФК, ГКО+ОФК, растворителями+СКО, растворителями+ГКО, растворителями+ПАВ, растворами ПАВ, растворителями, щелочно-солянокислотными составами), перфорационных методов и изоляционных мероприятий; – на объектах АС4-8, АС7-8, АС9, БС1-2, БС10/1, БС10, БС14-19 – технологий МУН (закачка оторочек составов на основе эмульсий, полимеров, дисперсных наполнителей, растворов ПАВ, осадко-гелеобразующих составов, а также комплексных составов); – на объектах ЮС1, ЮС2 – технологий МУН (закачка оторочек составов на основе эмульсий, полимеров, растворов ПАВ, осадко-гелеобразующих составов, а также комплексных составов); – на всех объектах, кроме АС6/1 гидродинамических методов. Достижение КИН по месторождению для запасов категорий ВС1 – 0.343, в том числе по объектам:
Проведение исследовательских работ (в том числе доразведки) в соответствии с программой. Мероприятия по доразведке корректировать в соответствии с ежегодными программами ОАО «Сургутнефтегаз». В период 2014-2022 годов на месторождении прогнозируется рост добычи нефти с 8.3 млн.т до 9.2 млн.т. Увеличение добычи нефти будет обеспечивать низкопродуктиный объект ЮС2 (отложения тюменской свиты). Доля добычи нефти из этого объекта в общем объеме месторождения будет увеличиваться с 51% в 2014 году до 72% в 2022 году. Такая динамика возможна только при подтверждении геологической модели объекта ЮС2. |