Митрошенко_З-Сургутское месторождение. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении

• Название: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении
• Дата: 14.01.2023
• Размер: 3.69 Mb.
• Имя файла: Митрошенко_З-Сургутское месторождение.doc
• Тип: Курсовой проект; #886273
• страница: 5 из 8

1.7 Запасы углеводородов

На Западно-Сургутского месторождении по материалам проведенных геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания в 2007 году выполнен пересчет запасов нефти и газа. Запасы углеводородов оценены по продуктивным пластам АС₉, БС₁₁, БС₁₂, БС_2-3, БС₄, БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂ и утверждены (протокол ГКЗ Роснедра от 04.06.2008 №1656) в объеме:

Геологические запасы:

– нефти: 449267 тыс.т (категории АВС₁), 25190 тыс.т (категория С₂);

– растворенного газа: 18988 млн.м3 (категории АВС₁), 1272 млн.м³ (категория С₂).

Извлекаемые запасы:

– нефти: 202603 тыс.т (категории АВС₁), 2661 тыс.т (категория С₂).

Коэффициенты нефтеизвлечения:

– 0.451 (категории АВС₁), 0.106 (категория С₂).

По состоянию на 01.01.2008 г. на Государственном балансе числятся запасы нефти и растворенного газа в объеме:

Геологические запасы:

–нефти: 486764тыс.т (категории АВС₁), 21134 тыс.т (категория С₂).

Извлекаемые запасы:

– нефти: 193360 тыс. т (категории АВС₁), 5354 тыс. т (категория С₂);

– растворенного газа: 7402 млн.м3 (категории АВС₁), 223 млн.м³ (категория С₂).

Коэффициенты нефтеизвлечения:

– 0.397 (категории АВС₁), 0.253 (категория С₂).

Пересчитанные геологические запасы по сравнению с числящимися на балансе уменьшились по категориям ВС₁ на 37497 тыс.т и увеличились на 4056 тыс.т по категории С₂ (-7.7 и +19.2 % соответственно).

Наибольшая часть запасов промышленных категорий сосредоточена в пластах БС_10-11 – 253434 тыс.т (56.4 %).

Запасы категории С₂ в целом по месторождению составляют 5.3 % от суммарных.

Часть залежей пластов БС₁₀, ЮС₁ и ЮС₂ расположена в пределах городской черты, зеленой зоны г. Сургут и водоохранной зоны реки Обь, в пределах водоохранной зоны сосредоточено 141239 тыс.т нефти по категориям АВС₁ и 8801 тыс.т по категории С₂.

1.8 Общие сведения о состоянии разработки Западно-сургутского месторождения

Западно – Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения – 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.

С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции – 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м³ растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м³, использование попутного газа – 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92,1%.

Фактические уровни добычи нефти в 2005–2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год – 3846,1 тыс. т (проект – 3877,4 тыс. т), 2006 год – 3946,4 тыс. т (проект – 3935,4 тыс. т), 2007 год – 3948,1 тыс. т (проект – 3878,2 тыс. т). Всего за 2005–2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740,6 тыс. т.

С 2008 года применяется трѐхрядная и пятирядная схемы с уплотнением и очаговым заводнением (центральная и южная части), обращѐнная девятиточечная система с плотностью сетки 25 га/скв на отдельных участках с уплотнением (северозападная часть), трѐхрядная система с равномерной треугольной сеткой плотностью 31,2 га/скв. (600х600 м) с наклонно-направленными и горизонтальными добывающими скважинами (юго-восточная часть). Фонд скважин всего – 2920, в том числе: добывающих – 1722, нагнетательных – 597, контрольных – 1, водозаборных – 48, резервных – 552.

По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих – 1501, нагнетательных – 524, контрольных – 1, водозаборных – 44.

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин – 0,967, нагнетательных скважин – 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин – 0,983, нагнетательных скважин – 0,989.

В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости – 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85,5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут – 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).

Пласт АС₉, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0,9 т/сут, по жидкости – 29,1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти – 0,2 тыс. т, жидкости – 7,2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) – 31,6 т/т, накопленный – 14,6 т/т.

Объект БС₁ введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, – 25,9 га/скв. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти.

В 2007 году добыто 628,9 тыс. т нефти и 9782,3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93,6%. Текущий ВНФ – 14,6 т/т, накопленный – 3,1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8,8 т/сут, по жидкости – 137,2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 8934,4 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96,3%, текущая – 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 21,0 МПа.

Объект БС_2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, средняя плотность сетки скважин – 19,1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337,0 тыс. т нефти и 6493,7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94,8%. Текущий ВНФ – 18,3 т/т, накопленный – 3,1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9,8 т/сут, по жидкости – 189,2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 4288,5 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90,2%, текущая – 65,3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 21,0 МПа.

Залежь пласта БС₄, содержащая незначительные запасы (НИЗ – 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти – 12,8 т/сут, по жидкости – 244,3 т/сут. В 2007 году добыто 23,3 тыс. т нефти и 445,6 тыс. т жидкости при обводненности продукции – 94,8%. Текущий ВНФ – 18,1 т/т, накопленный – 7,1 т/т.

Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС_10-11. Пласт БС₁₁ условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС_10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС₁₀. В 1965–1991 гг. пласты БС₁₀ и БС₁₁ разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС_10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС_10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими фильтрационно-емкостными свойствами пласты БС₁₀ и БС₁₁ четко не выделяются и эксплуатируются совместно ( 40% скважин пласта БС₁₁). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС₁₀ и БС₁₁; доля запасов пласта БС₁₁ в общем объеме запасов горизонта БС_10-11 снизилась от 6% до 3%.

Как единая гидродинамическая система, горизонт БС_10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки – в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки – 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740,7 тыс. т нефти и 10228,3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73,2%. Текущий ВНФ – 2,7 т/т, накопленный – 1,1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости – 36,1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году – 12575 млн. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113,6%, текущая – 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального – 23,2 МПа.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.