КУРСОВАЯ Аида 3н214. Ситдикова. А. А группа 3Н21420
 Скачать 123.26 Kb.
|
|
1.4 Динамика основных показателей разработки месторождения Югомашевское нефтяное месторождение открыто в 1954 г., введено в разработку в 1966 г., расположено в Янаульском и Татышлинском районах Республики Башкортостан. В 1967 г. составлена «Технологическая схема разработки залежей нефти нижнего карбона и терригенного девона». По технологической схеме разработки залежей нефти нижнего карбона и терригенного девона предусматривалось пробурить 84 скважины, в т.ч. 48 нефтяных, 21 нагнетательную и 15 резервных. Размещение проектных скважин – по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 700 м (42,6 га/скв.). Система заводнения обращенная 7-точечная. К внедрению был рекомендован II вариант разработки, предусматривающий одновременно-раздельную эксплуатацию нижнего карбона и терригенного девона при совместной закачке воды. По факту было пробурено 146 скважин, в т.ч. 127 нефтяных и 9 нагнетательных по нижнему карбону, 10 добывающих скважин на терригенном девоне по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 700 м. В 1972 г. составлена «Технологическая схема разработки залежей среднего карбона». По технологической схеме разработки залежей нефти среднего карбона предусматривалось пробурить 170 скважин, в т.ч. 126 нефтяных, 22 нагнетательных и 22 резервных. Размещение скважин – по равномерной треугольной сетке 550x550 м (25га/скв.). На дату составления технологической схемы 1978 г. была пробурена 91 скважина,из них добывающих – 86, нагнетательных – 5 по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 550 и 400 м. В 1978 г. составлена «Уточненная технологическая схема разработки Югомаш- Максимовского месторождения» (протокол ЦКР № 695 от 27.05.1978 г.). Предусматривалось бурение скважин по равномерной квадратной и треугольной сеткам с площадной семиточечной и очагово-избирательной системам заводнения. Предлагалось к бурению на терригенной толще нижнего карбона 101 добывающая, 17 нагнетательных и 60 резервных скважин, сетка квадратная 400х400 м и треугольная 300х300 м, система заводнения – площадная; на среднем карбоне 109 добывающих, 29 нагнетательных и 5резервных скважин, сетка квадратная 400х400 м, система заводнения – очаговая и площадная; на терригенный девон – 79 добывающих, 19 нагнетательных и 10 резервных скважин, сетка квадратная 400х400 м, система заводнения – площадная. По факту было пробурено 350 скважин, на терригенной толще нижнего карбона по квадратной сетке 400х400 м и треугольной 300х300 м, на среднем карбоне по квадратной сетке 400х400 м. В 1989 г. составлена «Уточненная технологическая схема разработки Югомаш-Максимовского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 1373 от 04.04.1990 г.). По уточненной технологической схеме был принят вариант со следующими принципиальными положениями: - выделение семи эксплуатационных объектов разработки – верхние пласты среднего карбона (Скш и Св1) (возвратный), пласт Св3, пласт Сбш, терригенные пласты нижнего карбона, турнейский ярус, пласты фаменского яруса (Dфмс1, Dфмн2, Dфмн3), терригенные пласты девона; -применение следующих систем разработки по эксплуатационным объектам: -по объектам Св3 и Сбш – площадной девятиточечной и очаговой систем заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м; - по терригенным отложениям нижнего карбона – очаговой системы заводнения с дифференцированным воздействием на пласты СII, CVI и промежуточную пачку пластов CIV0-CVI0, с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м; - по терригенным отложениям девона – очаговой системы заводнения по пласту DI; с разработкой пластов Dкн1 и Dкн2 на естественном режиме, проектная сетка –квадратная 500х500 м; - по фаменскому ярусу – бурение 22 добывающих скважин, проектные скважины в пределах 4-х метровой нефтенасыщенной толщины; - разработка пластов Cкш, Св1, Св3, Св4 и фаменского яруса на естественном режиме; - отложения турнейского яруса в разработку не вводятся ввиду низкой рентабельности; - осуществление на месторождении комплекса геолого-технологических и технических мероприятий по разукрупнению эксплуатационного объекта Св3+Сбш, вовлечению в разработку недренируемых запасов нефти, оптимизации сетки скважин, избирательному заводнению низкопроницаемых пластов, повышению давления нагнетания, применению нестационарного заводнения и системных обработок призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин; - бурение 577 скважин, в том числе 437 добывающих, 79 нагнетательных, 60 резервных и 1 оценочной при общем проектном фонде 1382 скважины; -давление на устье нагнетательных скважин по отложениям среднего карбона – 10,0-13,0 МПа, отложениям нижнего карбона – 12,0-15,0 МПа, пласту DI – 13,0 18,0 МПа; - способ эксплуатации – механизированный (ШГН и ЭЦН). По факту было пробурено пробурено 142 скважины. В 1995 г. составлено «Дополнение к уточненной технологической схеме разработки Югомаш-Максимовского нефтяного месторождения с бурением горизонтальных скважин» (протокол ТЭС АНК «Башнефть» от 30.05.1995 г.), по которому предусматривалось бурение горизонтальных скважин на карбонатных отложениях башкирского яруса. В 1998 г. выполнен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей разработки месторождений АНК «Башнефть» (по заданию Минтопэнерго № ВГ – 5226 от 30.06.1998 г. и по договору с АНК «Башнефть» (договор 3287, этап 7 дополнительный)), в котором представлены новые уточненные технологические показатели разработки по Югомашевскому нефтяному месторождению на основе существующего фонда скважин (протокол ЦКР № 2445 от 14.10.1999 г.). В 2005 г. был выполнен «Анализ разработки месторождений с определением уровней добычи нефти по каждому месторождению по годам до 2010 г. включительно утвержденный протоколом ЦКР Роснедра (№ 3526 от 28.12.2005 г.), в котором определены уровни добычи нефти и жидкости сроком на 5 лет. Основные положения: - общий фонд скважин 1198, в том числе 958 добывающих и 240 нагнетательных скважин; - перевод под закачку 31 скважины; - опытно-промышленное внедрение осадкогелеобразующей технологии на основе композиции алюмохлорида, дилатационно-волновое и виброволновое воздействия, газоразрыв пласта зарядом ЗГРП-01-1 (173 скважино-обработок). В 2007 г. составлен «Проект разработки Югомашевского нефтяного месторождения», утвержденный ЦКР по пятому суммарному варианту (протокол № 4253 от 20.03.2008 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями: - максимальные уровни: добычи нефти – 1499,5 тыс.т (2028 г.); добычи жидкости –5655,4 тыс.т (2043 г.); закачки воды – 6327 тыс.м3 (2042 г.);добычи растворенного газа –43,9 млн м3 (2028 г.); использование растворенного газа полное. - выделение восьми эксплуатационных объектов: верхние карбонатные отложения среднего карбона (пачки Скш, Св1), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пачки Св3 и Св4), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пачка Сбш), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3,CVI), карбонатные отложения турнейского яруса (пачка СTкз), карбонатные отложения фаменского яруса (пачки Dфмс1, Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dac), терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2, DI); -разработка всех пластов с применением заводнения; -общий фонд скважин – 3128, в т. ч. добывающих – 2440, нагнетательных –662, водозаборных – 26; -фонд скважин для бурения – 2152: добывающих – 2003, из них горизонтальных – 138, водозаборных – 9, скважин-дублеров – 140; -ГРП – 43 скв.-опер.; -зарезка боковых стволов – 12 скв.-опер.; -внедрение физико-химических МУН–7165 скв.-опер.; -достижение КИН в целом по месторождению0,409(категорияА+В+С1),вт.ч.по объектам:ОбъектСкш,Св1Св3иСв4СбшCII,CIV0,CIV,CV,CVI0.12,CVI0.3,CVIСT2Dфмн3DacDкн1, Dкн2, DI. |