3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год
 Скачать 0.75 Mb.
|
|
3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ разработки КУСТОВОГО месторождения 3.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 году и расположено на территории Кустового и Южно-Кустового лицензионных участков. По геологическому строению относится к сложным. Всего на месторождении выявлено 49 залежей нефти в 14 подсчетных объектах, в том числе в пределах Кустового лицензионного участка – 37 залежей нефти в 12 подсчетных объектах, в пределах Южно-Кустового лицензионного участка – 12 залежей нефти в 6 подсчетных объектах. Месторождение введено в разработку в 1988 году в пределах Кустового лицензионного участка. Начальные геологические / извлекаемые запасы нефти категории ВС1, утвержденные ГКЗ (протокол № 1888 от 27.03.2009 г.) в пределах Кустового лицензионного участка, составляют 68654 / 25479 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,371. В настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с основными положениями «Дополнения к Технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра № 981 от 20.12.2007 г.), показатели которого уточнены в «Авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра №1112 от 23.12.2008 г.). По состоянию на 01.01.2012 г. в разработке находятся шесть объектов – АС4, БС101, БС103, БС110-1, БС112, ЮС1. Пласты АС40, Ач13, ЮС0, ЮС01 не разрабатываются (по пластам АС40, Ач13 все запасы отнесены к категории С2). Основными объектами разработки являются пласты БС110-1 и БС112, содержащие 66% и 70%, соответственно, геологических и извлекаемых запасов нефти категории ВС1. На рассматриваемую дату в составе месторождения в пределах Кустового ЛУ в разработку вовлечены 20 залежей нефти (одна залежь объекта АС4, три залежи объекта БС101, две залежи объекта БС103, три залежи объекта БС110-1, четыре залежи объекта БС112, семь залежей объекта ЮС11), содержащие 93,3% геологических запасов категории ВС1. По семи неразрабатываемым залежам (двум залежам объекта БС103, двум залежам объекта БС110-1, одной залежи объекта ЮС11, одной залежи объекта ЮС0 и одной залежи объекта ЮС01), геологические запасы нефти составляют 4616 тыс.т (6,7%). Разработка объектов БС101, БС103, БС110-1, БС112 и ЮС11 осуществляется с поддержанием пластового давления (объекты БС101 и БС103 - с 2007 года, БС110-1 - с 1989 года и БС112 и ЮС11 - с 1991 года С начала разработки месторождения добыто 12865 тыс.т нефти. Отбор от начальных извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ, составляет 50,5% при текущей обводненности 80,4%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,187. Накопленная добыча жидкости составляет 44410 тыс.т/ В 2011 году добыто 753,8 тыс.т нефти (при темпе отбора от НИЗ – 3%) и 3851,0 тыс.т жидкости. Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 53,1 т/сут., нефти – 10,4 т/сут. График разработки Кустового месторождения показан на рис 3.1, динамика основных технологических показателей в таблице 3.1.  Рис..3.1 Графики разработки Кустового месторождения. Таблица 3.1. Кустовое месторождение. Динамика основных показателей разработки.
Интенсивный рост и достижение наибольших значений добычи нефти происходит в период с 1988 по 1995 гг., по мере бурения скважин и ввода в разработку нефтяных залежей. Фактически уже на пятый год после начала буровых работ (1992 год) добыча нефти выходит на максимальный уровень – 958,3 тыс.т, что соответствовало темпу отбора от НИЗ, утвержденных ГКЗ, - 4%, обводненность продукции на тот момент составила 35,6%. В этот период в эксплуатацию было введено 292 добывающие скважины (71% всех скважин участвующих в добыче продукции) и отобрано 5017 тыс.т нефти (39% всей накопленной добычи нефти по месторождению). Извлечение углеводородного сырья производилось, преимущественно, с применением механизированного способа добычи. По скважинам, работающим на данном этапе разработки с применением установок ЭЦН и ШГН, приходится 61,5% добычи нефти, остальной объем добываемой продукции (38,5%) получен по скважинам, эксплуатация которых осуществлялась фонтанным способом. Действующий добывающий фонд к концу рассматриваемого периода составил 171 скважину. Дальнейший период разработки месторождения – 1996-2001 гг. характеризуется постепенным снижением годовых отборов нефти (с 709,3 тыс.т в 1996 году до 446 тыс.т в 2001 году) и непрерывным ростом обводненности продукции (с 56,6% до 82,7%). Вместе с тем, в незначительных объемах продолжается эксплуатационное бурение скважин. В данный период разработки на месторождении было введено 29 новых добывающих скважин и добыто 3240 тыс.т нефти (25,2%). Действующий добывающий фонд к концу этого периода составил 205 скважин. В период с 2002 по 2009 гг. отмечаются положительные тенденции, связанные с ростом добычи нефти (с 476,1 тыс.т в 2002 году до 753,8 тыс.т в 2009 году) и стабилизацией обводненности продукции скважин на уровне 78,9-82,2%. Позитивные изменения показателей разработки произошли в результате применения геолого-технологических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов, включая технологии горизонтального бурения скважин и бурения боковых горизонтальных стволов. В рассматриваемый период разработки на месторождении было введено в эксплуатацию 95 новых добывающих скважин, в т.ч. девять горизонтальных. Накопленная за период добыча нефти составила 4607,5 тыс.т (35,8%). В действующем добывающем фонде к концу периода находились 204 скважины. Объектами разработки, определяющими накопленную добычу нефти на месторождении, являются пласты БС110-1 и БС112 (82,9% суммарной добычи нефти). Доля накопленной добычи нефти объекта ЮС11 составляет 9,6% добычи по месторождению, 4,5% получено по объекту БС101, 2,8% - по объекту БС103, менее 1% обеспечил объект АС4, в выработке запасов которого участвовали всего три скважины. Распределение текущей добычи нефти по объектам разработки выглядит следующим образом. На основные объекты разработки БС110-1 и БС112 приходится 49,1% добычи нефти, на объект БС101 - 18,4%, на объект ЮС11 - 16,5%, на объект БС103 - 15,7% и менее 1% обеспечил объект АС4. Распределение накопленных и текущих отборов нефти по эксплуатационным объектам на 01.01.2012 г. приведено на рис. 3.2.  Рис. 3.2. Кустовое месторождение. Распределение накопленной и текущей добычи нефти по объектам разработки. Динамика текущей добычи нефти по объектам разработки Кустового месторождения представлена на рис. 3.3.  Рис..3.3 Кустовое месторождение. Динамика текущей добычи нефти по объектам разработки. Закачка воды с целью поддержания пластового давления ведется на месторождении с 1989 года. Для ППД используется подтоварная вода. По состоянию на 01.01.2011 г. в продуктивные пласты (за исключением пласта АС41) закачано 42163 тыс.м3 рабочего агента, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 64,3%. На 1 тонну добытой нефти приходится 3,3 м3 закачанной в пласты воды, на тонну жидкости – 0,9 м3. В 2011 году объем закачанной воды составляет 2642,8 тыс.м3 воды, текущий отбор жидкости закачкой компенсируется на 86,3%, средняя приемистость нагнетательных скважин – 99,8 м3/сут. Основной объем накопленной и текущей закачки воды (95,1% и 81,4%) приходится на эксплуатационные объекты БС110-1 и БС112. Динамика текущих объемов закачки воды по объектам разработки Кустового месторождения представлена Распределение накопленных и текущих объемов закачки воды по эксплуатационным объектам на 01.01.2012 г. приведено на рис. 3.4. .  Рис. 3.4. Кустовое месторождение. Динамика текущих объемов закачки воды по объектам разработки. По состоянию на 01.01.2012 г. на балансе ТПП «Когалымнефтегаз» числится 457 скважин. Из числа пробуренных в добывающем фонде находится 345 скважин, в т.ч. 204 действующие (59,1% добывающего фонда) и 17 бездействующих, в нагнетательном фонде находится 103 скважины, в т.ч. 81 действующая (78,6% нагнетательного фонда) и 11 бездействующих, водозаборный фонд составляют 9 скважин. |