егор. Введение Геологическая часть

• Название: Введение Геологическая часть
• Дата: 11.07.2022
• Размер: 5.59 Mb.
• Имя файла: егор.doc
• Тип: Реферат; #628498
• страница: 6 из 11

2 Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки

Сибирское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в сентябре 1987 года согласно: «Плана пробной эксплуатации». В работу была пущена скважина 42 на турнейско-фаменскую залежь, одна работавшая на месторождении до 1996 года.

С 1996 года разработка месторождения осуществляется согласно “Проекту пробной эксплуатации”. Для проектирования использованы запасы, утвержденные ЦКЗ Роскомнедра РФ (протокол №134 от 22.11.96г.) в количестве: балансовые категории С₁-17884 тыс.т, С₂-20803 тыс.т; извлекаемые категории С₁-6004 тыс.т, категории С₂-7132 тыс.т.

Разработка всех залежей в период пробной эксплуатации осуществляется на естественном режиме и фонтанным способом. Период пробной эксплуатации - 3 года (1997-1999 гг.).

В процессе реализации «Проекта пробной эксплуатации Сибирского месторождения» бурение опережающих скважин велось более высокими темпами, чем планировалось. К началу 1999 года все утвержденные в «Проекте» скважины были пробурены. Для сохранения набранных темпов бурения и для ускорения промышленного освоения месторождения на период 1999-2000 г. потребовался промежуточный технологический документ.

В 1998 году ОАО «ПермНИПИнефть» выполнена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Сибирского месторождения», которая является дополнением к предыдущему проекту , так как сохранила принципиальные положения по выбору объектов разработки и размещению скважин. Запасы нефти, принятые для проектирования, пересчитаны по результатам разбуривания и утверждены в ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 61-98 от 7.04.98г.) в количестве: балансовые категории С₁ - 23801 тыс.т, категории С₂ - 14683 тыс.т (в том числе под солями 5445 тыс.т); извлекаемые категории С₁ – 8157 тыс.т, категории С₂ – 4921 тыс.т (в том числе под солями 1929 тыс.т).

• 
  Выделение трех самостоятельных эксплуатационных объектов: башкирско-серпуховский, бобриковский, турнейско-фаменский;
  
• 
  Фонд скважин для бурения – 144, в том числе 117 – добывающих и 27 нагнетательных;
  
• 
  Общий фонд скважин – 189.
  
• 
  Системы размещения:
  

• 
  башкирско-серпуховского объекта - блоковая трехрядная с расстоянием между скважинами в рядах 500 м;
  
• 
  бобриковского объекта - законтурное заводнение с одним разрезающим рядом, размещением скважин по неравномерной сетке с расстоянием 400-600 м;
  
• 
  турнейско-фаменского объекта - одиночными скважинами на естественном режиме.
  

• 
  Для проектирования обустройства и прогнозирования добычи на весь период разработки:
  

• 
  проектный уровень добычи нефти – 803,9 тыс.т (2008 г.);
  
• 
  проектный фонд скважин – 273, из них: добывающих – 197, нагнетательных – 59, резервных – 17.
  
• 
  конечный КИН – 0,392 (2082г.)
  
• 
  накопленная добыча – 19383,1 тыс.т.
  

Реализация этих решений осуществляется с 2000 года.

На Сибирском месторождении в эксплуатации находятся залежи нефти в башкиро-серпуховских и турнейско-фаменских карбонатных отложениях и в бобриковских терригенных отложениях.

Эксплуатация башкирско-серпуховского объекта разработки началась в марте 1996 года пуском в эксплуатацию трёх поиково-разведочных скважин (скв.43, 145, 149). В 1997 году введены ещё две поиково-разведочные скважины (скв.146 и 156).

Эксплуатационное бурение ведётся с 1998 года. В течение 1998-1999 годов пущены в эксплуатацию 10 опережающих скважин. С 2000 по 2004 год в соответствии с технологической схемой [10] пробурено 52 проектных добывающих скважины и 12 нагнететельных скважин.

На 1.01.2005 г. фонд башкирско-серпуховского объекта состоит из 79 скважин, в том числе 67 добывающих скважин и 12 нагнетательных скважин.

66 добывающих скважин - действующие, из них ведут совместную эксплуатацию с бобриковским объектом 2 скважины. В восьми скважинах вскрыты перфорацией совместно башкирские и серпуховские продуктивные отложения (скв. 303, 503, 520, 563, 571, 579, 580, 605). Одна скважина находится в бездействии с прошлых лет.

Фонтанным способом эксплуатируется 1 скважина, механизированным (ЭЦН) - 65.

Из 12 нагнетательных скважин одна находится в бездействии с прошлых лет.

Дебиты нефти по скважинам изменяются от 1,1 т/сут (скв.43) до 27,4 т/сут (скв.564 и 587). Средний дебит по действующим скважинам равен 10,3 т/сут по нефти и 11,2 т/сут по жидкости. Средний дебит по новым скважинам, введённым в 2003 году, составил 17,8 т/сут по нефти и 18,2 т/сут по жидкости.

Анализ показывает, что 69,6% добычи дают скважины с дебитами от 10 до 30 т/сут. В группу низкодебитных скважин (до 5 т/сут) вошли скважины, расположенные преимущественно в краевых частях залежи.

Распределение добывающего фонда по дебиту нефти дано в следующей таблице.

Дебит нефти, т/сут	Распределение фонда		Распределение добычи
	Количество скважин	% от фонда	Годовая добыча нефти, тыс.т	% от добычи
меньше 5	19	28,4	17,3	7,5
от 5 до 10	20	29,8	52,8	22,9
от 10 до 20	18	26,9	74,8	32,4
выше 20	10	14,9	85,9	37,2

Начало появления воды отмечено в июле 1998 года. Обводнение продукции 68% скважин незначительное (до 10%). 32% скважин имеют в продукции воду от 10 до 57,7%, причём характер обводнения – нарастающий. Распределение фонда по обводненности приведено ниже.

Обводненность, %	Распределение фонда
	Кол-во скважин	% от фонда
без воды	19	27,9
до 10	27	39,7
от 10 до 20	4	5,9
от 20 до 30	10	14,7
от 30 до 40	3	4,4
свыше 40	5	7,4

Замеры удельного веса воды показали, что 20 скважин обводняются пластовой водой (скважины, находящиеся в водо-нефтяной зоне и близко к контуру нефтеносности), 28 скважин опреснённой водой (добывающие скважины, находящиеся вблизи действующих нагнетательных скважин).

Характеристика работы скважин приведена в таблице.

Добыча нефти за 2004 год составила 237,859 тыс.т, добыча жидкости – 261,500 тыс.т, текущая обводнённость – 9,04%. Годовой уровень закачки воды составил 271,868 тыс.м3, текущая компенсация отбора закачкой равна 74,1%. По состоянию на 1.01.2005 г. из башкиро-серпуховского объекта извлечено 1118,232 тыс.т нефти и 63,655 тыс.т воды. С начала эксплуатации в залежь закачали 1025,909 тыс.м³ пресной воды, компенсация отбора закачкой равна 61,1%.

Из сравнения проектных и фактических показателей видно, что фонд добывающих скважин ниже проектного, поэтому и годовой отбор нефти несколько ниже проектного. Средний дебит скважин по нефти близок к проектному дебиту.
График разработки Бш-Сп объекта