3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

тектоника месторождение насосный эжекторный

В технологической схеме разработки 1982 г. (СибНИИНП) рассматривалось два основных конкурирующих варианта:

вариант 2 - площадная семиточечная система разработки, треугольная сетка 500х500 м (21,6 га/скв), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,39, срок разработки 39 лет, максимальный уровень отбора 3,9 млн.т или 5,01 % от НИЗ для всего месторождения удерживается 10 лет.

Вариант 3 - блоковая трехрядная система разработки, сетка 500х500 треугольная, соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,1, срок разработки 48 лет, максимальный уровень добычи 3,4 млн.т (4,47 % от НИЗ) для всего месторождения удерживается 8 лет.

Рекомендовался к внедрению 2 вариант. ЦКР МНП (протокол 1022) утвердило тех. схему в качестве основы для проектирования обустройства. Для эксплуатации рекомендовалось рассмотреть более жесткую систему.

Пласт ЮВ1 на месторождении сильно расчленен, пропластки невыдержаны по площади, возможно наличие отдельных линз коллекторов. Также резко изменяются фильтрационные свойства между пропластками. Опыт разработки подобных объектов с применением площадных систем заводнения показывает, что при этом отмечается быстрое обводнение за счет прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, что уменьшает охват заводнением. Многорядные (трех и более) блоковые системы разработки для таких объектов целесообразнее, т.к. они позволяют постоянно совершенствовать, улучшать систему воздействия - перенос нагнетания, наращивание интенсивности воздействия, организация заводнения на отдельные пропластки, а также осуществлять циклическое воздействие по отдельным блокам.

На месторождении по проекту опытной эксплуатации осуществляется разбуривание первоочередных участков по треугольной сетке размещения скважин 500х500 м. Завершается разбуривание участка в районе скв. 15р.

По согласованию объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для всего месторождения применить трехрядную систему заводнения.

Поэтому при уточнении технологических показателей северной части месторождения был принят следующий вариант разработки:

схема размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием 500х500 м между скважинами (21,6 га/скв);

система заводнения трехрядная, ориентация рядов субмеридиональное - поперек простирания структуры;

способ добычи нефти механизированный с начала разработки;

доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным к моменту разбуривания до 2,4 за счет закрытия блоков со стороны внешнего контура нефтеносности, дополнительного разрезания (при необходимости) эксплуатационных полос на блоки, близкие к квадратам, организации отдельных очагов на возможные линзы коллекторов и для дифференцированного воздействия на пропластки. Возможно также закрытие эксплуатационных полос (формирование блоков) через одну со стороны р. Обь с правобережья и в шахматном порядке с левобережья для возможности использования запасов нефти в подрусловой части. Возможность последнего предложения необходимо оценить после разбуривания месторождения и изучения его гидродинамической характеристики. Другими словами, интенсивность воздействия трехрядной системы доводится до уровня площадной семиточечной на момент завершения бурения и выхода на максимальный уровень добычи нефти. В дальнейшем интенсивность наращивается с целью удержания максимальной добычи нефти.

Резервный фонд скважин принят в размере 20 % от основного. Использование его предусматривается по следующим направлениям: дифференцированное воздействие по пропласткам, организация приконтурной и законтурной закачки для закрытия блоков, бурение добывающих и нагнетательных скважин на отдельные линзы коллекторов, на выявленные в процессе разработки застойные зоны, на дополнительное разрезание эксплуатационных полос. В число резервных включены специальные скважины (поглотительные).

Для улучшения нефтевымывающих свойств с начала разработки предусматривается закачка сеноманской воды в объеме не менее 0,2 порового объема.

Разработка месторождения ведется с 1986 года согласно «Технологической схеме разработки Покамасовского месторождения», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР - протокол №1022 от 18.05.83 г и «Дополнительной записки к технологической схеме разработки», утвержденной ЦКР -протокол №1266 от 10.08.87 г, составленной вследствие раздела территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Татнефть» и п/о «Нижневартовскнефтегаз».

Утвержденный вариант дополнения имеет следующие принципиальные положения и технологические показатели:

в разрезе месторождения выделен один эксплутационный объект - пласт ЮВ1(1),

размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м,

общий проектный фонд 520 скважин (из них 297 добывающих, 124 нагнетательных, 84 резервных и 15 водозаборных),

проектный уровень добычи нефти - 1460 тыс.т/год,

проектный уровень добычи жидкости - 3885 тыс.т/год,

проектный уровень закачки воды - 5336 тыс.м3/год.

Исходные данные варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Основные исходные характеристики варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения, пласт ЮВ1

Таблица 3.2 Показатели разработки Покамасовского месторождения

По состоянию на 1.01.96 на месторождении пробурено 473 скважины, из них 253 добывающие, 166 нагнетательные и 54 прочие.

Фактический уровень добычи нефти - 438,8 тыс.т.

Накопленная добыча составляет 9218 тыс.т.

Покамасовское месторождение занимает площадь 8704,9 га, которая принадлежит Куль-Еганскому лесхозу.