1 Shares 558 Views

Разработка нефтяных месторождений. Кросноленинское месторождение.
Основные проектные решения по разработке Красноленинского месторождения.
На первом этапе разработке месторождения Ем -Еговской площади, промышленная нефтегазоносность связывалась с корой выветривания фундамента, отложениями тюменской и викуловской свит. Основным объектом эксплуатации являлись отложения тюменской свиты (ЮК2 – 9), викуловская свита (ВК), и кора выветривания (КВ), ввиду слабой изученности, в первых проектных документах не рассматривались.

В 1978 г Сибирским научно-исследовательским институтом (СибНИИНП) подготовлен новый проектный документ на разработку месторождения «Принципиальная схема опытной промышленной эксплуатации Красноленинского нефтегазоносного района». Гду а то время со слабой изученностью месторождений, представленная работа центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР) принята не была. На ее основе с позиции доизучения геологопромысловой статистики продуктивных пластов на Ем–Еговской площади месторождения определен ОПР со вскрытием 270 скважин по площадной обращенной 9-ой системе разработки, пл-ю 450*450 м (протокол ЦКР № 750 от 28 ноября 1978 году).

При освоении разведочных скважин участка получены дебиты от 8 до 155 т/сут.
В последующем было утверждено 4 проектных документа на разработку месторождения (1982, 1989, 1990 – 1991 и 1996 годы);

1. Технологическая схема ОПР Ем – Еговского и Пальяновского месторождения (протокол ЦКР № 9712 от 21 апреля 1982 года);

2. Технологическая схема ОПР Ем – Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения (составлен в 1989 году) (протокол ЦКРМПР № 9321 от 07.11.1990 года);

3. Проект ОПР Ем – Еговской и Каменной площадей (составлен в 1990 года) (протокол ЦКР № 4421 от 31.03.1991 года). Технологические показатели опытно – промышленной разработки Ем – Еговской и Каменной площадей (составлены в 1991 году).

4. Дополнение к ТЕХСХЕМЕ Ем – Еговской и Пальяновской площади (протокол ЦКРМПР № 22121 от 21.11.1997 году). СибНИИНП на разработку абалакской свиты был составлен только один проектный документ в 1997 году. В настоящее время разработка абалакской свиты ведется на основании «Дополнение к ТЕХСХЕМЕ разработки 1996 года». Приведу краткую характеристику этого документа.

Дополнение к ТЕХСХЕМЕ Ем–Еговской и Пальяновской площади (абалакская свита 1996 году).
Последним проектным документом предполагалось пласт ЮК1-2 Ем – Еговской площади является «Дополнение к ТЕХСХЕМЕ разработки Ем – Еговской и Пальяновской площади (абалакская свита)», утвержденная ЦКРМПР (протокол № 2212 от 21.04.1996 году).
Необходимость составления проектного документа вызвана фактически состоявшимся вводом в промышленную разработку нового объекта – абалакской свиты, характеризующейся высокой продуктивностью и сравнительно незначительными запасами (средняя нефтенасыщенная толщина объекта составляет 1.6 м). Залежь введена в разработку в 1992 году, путем приобщения в разбуренных скв. объекта ЮК1. Ресурсы по юрским отложениям на оценку в ГКЗ не представлялись.

В «Дополнении к ТЕХСХЕМЕ разработки месторождения Ем – Еговской и Пальяновской площади» расчеты технологических показателей разработки абалакской свиты выполнены по трем вариантам освоения, отличающимся количеством скважин и объемами эксплуатационного бурения на не разбуренной части площади.
Учитывая особенности геологического строения залежи, высокую зональную неоднородность объекта, размещение скважин проводилось индивидуально и поэтапно, начиная с предположительно более продуктивных зон. Скважины в первую очередь располагаются преимущественно на сейсмопрофилях и в достаточно уверенно прослеживаемых зонах малоразмерных поднятий и высокоградиентных склонов, поэтому размещение скважин носит неравномерный характер. Из трех вариантов был принят второй вариант разработки, который предусматривает следующие основные решения:

– выделение одного объекта разработки;
– разработка залежи на естественном режиме;
– размещение скважин индивидуальное на основании комплекса геофизических исследований (сейсмо – и гравиразведка);
– разбуривание с 1997 года 30 оцен-х скв. с отбором керна и проведением полного комплекса ГИС, общий фонд 119 скважин;
– опытное заводнение, организация перевода 10 скв. из добычи;
– ГРП в низкопроницаемых интервалов.

Запасы Юрских отложений
Ем-Еговской площади, числившиеся на балансе РФ

Свита

Балансовые запасы, млн. т Извлекаемые запасы, млн. т

А, В, С1

С2 А,В,С1

С2

Баженовская (ЮК0)

2.2

54.9 1

10.9

Абалакская (ЮК1)

13.6

14 3.4

1

Тюменская (ЮК2 – 9)

327.6

283.6 122.1

57.9

Итого: 343.7 352.5 126.5

69.8

– проектный уровень добычи нефти – 405.5 тыс.т(1996);

– накопленная добыча нефти за 10 лет– 2178.8 тыс.т; за 20 лет – 2491тыс.т.

Основные технологические показатели разработки
Одним из более высокопродуктивных является пласт ЮК (первый) объекта разработки ЮК, начальные геологические запасы нефти которого в ГКЗ РФ не утверждались. По состоянию на 1.01.2002 года на Государсвтенном балансе числится 27,4 (млн.т нефти) классифицированных по категории С1, что составляет около 8,5 процентов запасов нефти всех отложений юрского горизонта. Категория запасов С2 по пласту составила 66,4 млн.т или 19.4 процентов. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по категориям запасов по пласта ЮК1 составили: Категория С1 = 6.9 млн. тонн нефти или 5,9 %, категории С2 = 5,4 или 8.9 %.

Таблица
Запасы нефти по состоянию на 1.01.2002 года (млн.т)

На балансе РГФ Балансовые АВС1

 

 

На балансе РГФ

Балансовые АВС1С2 27.466.4

Извлекаемые

АВС1

КИН

С2

КИН

6.9

0.25

5.4

0.08

С начала разработки на 01.01.2003 года из пласта ЮК1 добыто нефти 5017.6 тыс.т или 93.1 % добычи из объекта ЮК. Отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 72.7 %. Текущий КИН – 0.813. Добыча нефти в 2002 году составила 99.7 тыс.т или 86.5 % добычи по объекту ЮК. Добыча жидкости – 107.2 тыс.т. Дебит нефти – 31.1 т/сут, жидкости – 33.4 т/сут. Обводненность – 7.0 %. Фонд добывающих скважин – 37, действующих – 10. Фонд нагнетательных скважин – 3, действующих – 3. Пласт разрабатывается на естественном режиме.
Пробная закачка воды проводилась в 1995 году в объеме 5.9 тыс.м3, в 2001 году в объеме 61.9 тыс.м3 и в 2002 году – 186.6 тыс.м3.

уровней добычи нефти

уровней добычи нефти

Сопоставление проектных и фактических уровней добычи нефти по абалакской свите
Состояние фонда скважин
Балансовый фонд скважин пласта ЮК1 составляет 94 единицы, из которых 87 находится в добывающем фонде, в т.ч. – 10 – действующих, 27 – бездействующих, 46 – в консервации, 4 – в пьезометре; в нагнетательном фонде – 5, в т.ч. 3 – действующие, 2 – в консервации; 2 – прочих.
По состоянию на 1.01.2003 года в бездействии, консервации и пьезометре находится 77 добывающих скважин, из которых 49 были в добыче (Рис. 3.2.1, Рис. 3.2.2).
Накопленная добыча нефти на одну скважину по данной категории составляет 66 тыс.т. Накопленный отбор неработающего фонда равен 3234.4 тыс.т или 64.5 % от накопленной добычи нефти по пласту.

Дебит жидкости по скважинам действующего фонда

Дебит жидкости по скважинам действующего фонда

Большая часть неработающего фонда характеризуется малой обводненностью (93.9 % фонда отключенных скважин работали с обводненностью от 0 до 20 %), 4.1 % неработающего фонда работали с обводненностью от 20 до 50 %, 2 % отключенного фонда работали с обводненностью от 50 до 90 %.
Действующий фонд скважин объекта характеризуется как высокодебитный по нефти и мало обводненный.
Средний дебит нефти скважин действующего фонда составляет 31.1 т/сут, обводненность 7 %.

 фонда добывающих скважин

фонда добывающих скважин

Характеристика неработающего фонда добывающих скважин

Характеристика неработающего фонда добывающих скважин

Распределение фонда скважин по дебитам нефти

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости

Средний дебит жидкости по скважинам действующего фонда – 33.4 т/сут.
Распределение скважин по дебиту жидкости следующее (Рис 3.2.4):
— от 5 до 10 т/сут –30 % фонда (3 скв.);
— от 10 до 20 т/сут – нет;
— от 20 до 50 т/сут –50 % фонда (5 скв.);
— от 50 до 100 т/сут –10 % фонда (1 скв.);
— от 100 до 150 т/сут –10 % фонда (1 скв.).

Распределение фонда скважин по дебитам нефти

Распределение фонда скважин по дебитам нефти

Распределение скважин по обводненности:
— менее 2 % – 10 % фонда (1 скв.);
— от 2 % до 20 % – 90 % фонда (9 скв.).
Коэффициент использования добывающего фонда составляет 0.27, нагнетательного –1.0.

Применение методов ПНП
Геолого-технологические мероприятия по пласту ЮК1, выполненные в 2002 году, обеспечили прирост добычи нефти в объеме 17.1 тыс.т (17.1 % от годовой добычи) за счет:
— оптимизации работы скважинного оборудования (5 скв. – операций) –14.8 тыс.т;
— прочих ГТМ (1 скв. – операция) –2.3 тыс.т.
Прогноз добычи нефти на 2003 год
Планируемый на 2003 год уровень добычи нефти по пласту ЮК1 составит 91.4 тыс.т или на 8.3 тыс.т меньше, чем было добыто в 2002 году. Добыча жидкости составит 101.5 тыс.т, что на 5.7 тыс.т меньше, чем в 2002 году.

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости

Снижение добычи нефти в 2003 году объясняется отсутствием ГТМ. В результате средний дебит нефти добывающих скважин составит 30.2 т/сут, вместо 31.1 т/сут в 2002 году; планируемый дебит жидкости – 35.5 т/сут (в 2002 году – 33.4 т/сут).
Фонд добывающих скважин составит 37 единиц, действующий фонд добывающих скважин на конец года составит – 10. Фонд скважин относительно 2002 года не изменится. Среднегодовая обводненность составит 10 % (в 2002 году – 7.0 %).
Энергетическое состояние залежи
По пласту ЮК1 пластовое давление в зоне отбора составляет 12.6 МПа. По сравнению с первоначальным (26.7 МПа) давление снизилось на 13.8 МПа. Пласт ЮК1 разрабатывается на естественном режиме, в соответствии с решением проектного документа, утвержденного ЦКР. Скважины, эксплуатирующие объект ЮК1, по которым происходит значительное снижение пластового давления, выводятся в консервацию. По объекту необходимо проведение опытно – промышленных работ по поиску технологии восстановления и поддержания пластового давления.
В пласты с начала разработки закачано 61.876 тыс.т воды, отбор жидкости компенсирован на 2.85 %, текущая компенсация равна 103.7 %. Разработка нефтяных месторождений.

Most from this category