Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет

• Название: Томский политехнический университет
• Анкор: Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения
• Дата: 25.06.2022
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: TPU411635.docx
• Тип: Анализ; #614708
• страница: 5 из 29

Геолого-физическая характеристика месторождения

Глава удалена, так как входящая в нее информация представляет собой экономическую тайну.

3. Сведения о состоянии разработки

1. Общие сведения о состоянии разработки

Всего в пределах лицензионного участка пробурено 80 скважин, в том числе 15 глубоких (1 – параметрическая, 6 поисковых, 8 разведочных скважин). В эксплуатации перебывали пять разведочных скважин. Основные цели и задачи эксплуатации залежи разведочными скважинами - определение площади нефтеносности месторождения и границ залежи, изучение геолого-физических свойств продуктивных пластов (отбор керна, глубинных проб нефти, воды и газа,

ГИС), испытание пластов, подготовка залежи к пробной эксплуатации и оценке промышленных запасов нефти - были выполнены.

Фактически можно выделить две стадии освоения месторождения. На первой стадии освоения происходила разработка залежи разведочными скважинами (четыре скважины №№1Р, 10Р, 11Р, 22Р). На второй стадии началась разработка эксплуатационными скважинами.

Первой в 1997 г. освоена разведочная скважина №10R на пласт М, согласно «Плану пробной эксплуатации скважины №10….», скважина проработала до стадии полного обводнения. В июне 2000 г. расконсервирована разведочная скважина №11R, в 2003 г. восстановлена скважина №1R. В 2002 году закончена бурением поисково-оценочная скважина №22R, при испытании которой установлено наличие газовой шапки. Все скважины эксплуатировали пласт М₁.

В период эксплуатации разведочными скважинами в основном проводилась оценка добывных возможностей продуктивных пластов, определение методов и способов эксплуатации скважин, оптимальных режимов работы скважин и т.п.

С 2005 г. началась стадия освоения и промышленной разработки продуктивных пластов М-М₁ эксплуатационным фондом скважин. В 2005 г. были пробурены и введены в разработку совместно на пласты М-М₁ две проектные эксплуатационные скважины №763, 770.

В ноябре 2007 г. в результате опробования эксплуатационной скважины

№109 проведено успешное испытание продуктивного пласта Ю₁₅. С 2008 г., после постановки на государственный баланс промышленных запасов нефти пластов Ю₁₄ и Ю₁₅, в пробную эксплуатацию на юрские отложения были введены скважины №№109 и 762. Согласно принципиальным положениям действующего проектного документа ввод пластов Ю_14-15 в промышленную разработку предусмотрен с 2015 г.

Фаза активного эксплуатационного бурения проектного фонда скважин приходится на 2008-2012 гг. В это же время бурится разведочная скважина 25Р. При испытаниях которой, а также транзитных скважин выявлены новые залежи нефти (пласт Ю₇) и газа (пласты Ю₁₀ и Ю₁₃).

В настоящее время в промышленной разработке участвуют залежи отложений коры выветривания и кавернозно-трещиноватые карбонаты коренных пород палеозоя (пласты М и М₁) как единый объект. Пласты Ю₁₄ и Ю₁₅ объединены в один объект разработки, полномасштабная выработка которых пока не ведётся, так же, как и объекта Ю₇.

В таблице 3.1.1 приведены основные показатели состояния разработки месторождения на 01.01.2014 г.

Таблица 3.1.1 - Технологические показатели разработки Урманского месторождения

Годы	Добыча нефти, тыс.т	Накопл. добыча нефти, тыс.т	КИН ВС1+С2	Отбор от НИЗ (кат ВС1+С2), %	Темп отбора (кат ВС1+С2)		Добыча жидкости, тыс.т	Накопл. добыча жидкости, тыс.т	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обводн., %	Закачка воды, тыс.м3	Накопл. Закачка воды, тыс.м	Приемистость, м3/сут	Компенсация		Действ. фонд добыв. скв.	Действ. фонд нагн. скв.
					НИЗ	ТИЗ									текущ.	накопл.
2007	197,3	578,6	0,009	3,0	1,0	1,0	536,5	1170,4	90,9	247,13	63,22	279,1	324,6	795,21	82,3	55,6	6	1
2008	344	922,6	0,015	4,7	1,8	1,8	871	2041,5	81,3	205,9	60,51	412,1	736,7	729,32	78,2	66,3	18	2
2009	455,3	1377,7	0,022	7,0	2,3	2,5	1585,5	3626,9	61,9	205,3	69,85	680,1	1416,8	611,05	61,5	64,19	31	5
2010	435,7	1813,4	0,029	9,3	2,2	2,5	2197,8	5824,7	40,6	182,7	77,76	1283,9	2700,6	551,72	75,1	69,7	44	8
2011	253,6	2067	0,033	10,6	1,3	1,5	2341,9	8166,6	21,6	164,4	86,9	1840,7	4541,3	594,93	90,5	77,8	41	7
2012	167,6	2234,6	0,036	11,4	0,9	1,0	1679,6	9846,1	12,0	119,8	90,0	1408,6	5949,9	598,15	93,2	79,5	43	7
2013	156,4	2391	0,038	12,2	0,8	0,9	1725	11571,1	11,1	122,2	90,9	1314,1	7264,0	516,3	83,8	80,3	40	7

На 01.01.2014 г. накопленная добыча нефти в целом по Урманскому месторождению составляет 2391 тыс.т, накопленная добыча жидкости 11571,1 тыс. т., накопленная закачка воды 7264 тыс.м³.

В 2013 г. из продуктивных пластов месторождения добыто 156,4 тыс.т нефти, извлечено 1725 тыс. т жидкости, закачано в пласт воды 1314,1 тыс.м³, добывающие скважины эксплуатировались со средним дебитом по нефти 11,1 т/сут, по жидкости - 122,2 т/сут при обводненности 90,9%, средняя приёмистость нагнетательных скважин - 516,3 м³/сут.

Эксплуатационный фонд составил 47 скв., из них действующий добывающий – 40 скв., действующий нагнетательный – семь скважин. Основной способ эксплуатации – механизированный (ЭЦН).