Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения
2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)
В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплуатационного бурения.
Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:
1. По категорий С1-балансовые 7347 тыс. т, извлекаемые - 2426 тыс. т;
2. По категорий С2- балансовые 21737 тыс. т, извлекаемые - 7173 тыс. т;
3. В целом по С1+С2 - балансовые 29084 тыс. т, извлекаемые - 9599 тыс. т;
коэффициент нефтеизвлечения - 0,33.
В работе предусматривалось:
1. Подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;
2. Ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год .
Проектный фонд скважин:
1. По категорий С1- общий 69 скв. (в т. ч. 4 разв.), из них 52 добывающие (в т. ч.4 разв.) , 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скв.;
2. По категорий С2- общий 143 скв. (в т. ч. 1 разв., из них 107 добывающие (в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;
3. Резервный фонд 28 скв.;
4. В целом С1+С2 - общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв), из них 159 добывающий (в т.ч. 5 разв.) и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;
5. В контрольном фонде 3 скв;
6. Водозаборных - 7 скв;
7. Плановые показатели определены до 1995 г. включительно;
8. Максимальный годовой объем бурения (кат. С1+С2) - 176 тыс. м;
9. Способ эксплуатаций скважин - механизированный с начала разработки ( ЭЦН, ШГН );
10. В качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.
Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990 г.). Работа выполнялась по заданию “Юганскнефть”.
Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500x500 м (25 га / скв.) к более плотной 450x450 м (20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ “Юганскнефть”.
На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30155 тыс. т балансовых и 9950 тыс. т извлекаемых, в т.ч. по категориям:
1. Ктегория С1 - балансовых 15483 тыс. т, извлекаемых 5109 тыс. т;
2. Категория С2- балансовых 14672 тыс. т, извлекаемых 4841 тыс. т.
При подсчете запасов в составе категорий С2 был выделен участок в районе скважины № 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.
По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС1 , площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношении закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадии формирования, особенно это относится к Восточной части залежи. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным .
Таблица 7 Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади
Показатели |
Категория запасов |
|||||
С1 |
С2 |
С1+С2 |
С2 |
С1+С2 |
||
Системы разработки |
3-х РЯДНАЯ |
|||||
Расстояние м/у Скважинами,м |
450 |
450 |
450 |
|||
Плотность сетки,га/скв |
20 |
20 |
20 |
|||
Год ввода в разработку |
1989 |
1991 |
1989 |
1995 |
1989 |
|
Максимальный проектный уровень добыча нефти,тыс.т добыча жидкости,тыс.т закачка воды,тыс. м3 |
361 700 950 |
274 504 695 |
493 1164 1575 |
54 100 150 |
495 1213 1701 |
|
Год достижения максимального уровня: добыча нефти, добыча жидкости закачка воды |
1991 2005 2005 |
1995 2000 2000 |
1994 2000 2000 |
1997 2005 2005 |
1995 2000 2000 |
|
Максимальный годовой объем бурения ,тыс м |
290 |
150 |
290 |
47 |
290 |
|
Год окончания бурения |
1991 |
1995 |
1995 |
1996 |
1996 |
|
КИН, д. ед |
0,33 |
0,33 |
0,33 |
0,33 |
0,33 |
|
Глубина скважин по стволу, м |
3100 |
3100 |
3100 |
3100 |
3100 |
|
Предельная изопахита разбуривания,м |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
Предельная обводненность,% |
98 |
98 |
98 |
98 |
98 |
|
Темп отбора от НИЗ, % |
7,1 |
7,1 |
7,1 |
7,1 |
7,1 |
|
Фонд скважин, в т.ч. разведочный из них добывающих в т.ч. разведочных нагнетательных резервных |
184 4 123 4 40 21 |
166 2 113 2 34 19 |
350 6 236 6 74 70 |
30 1 21 1 9 - |
381 7 258 7 83 40 |
|
Фонд контрольных скв. водозаборных |
4 2 |
4 2 |
8 4 |
- - |
8 4 |
|
Накопленная за весь срок: добыча нефти,тыс.т добыча жидкости,тыс.т закачка воды,тыс. м3 |
5109 30654 38992 |
4112 29046 36946 |
9221 59750 75938 |
721 4374 5564 |
9950 64124 81502 |
Таблица 8. Осноные проектные показатели по годам
Показатели |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
|
Общий фонд скважин: добывающих, из них фонтанных механизированных нагнетательных |
- 224 74 |
- 224 77 |
- 292 76 |
- 301 79 |
- 307 82 |
|
Добыча нефти, тыс. т/год в т.ч. мех. способом |
481 481 |
436 436 |
377 377 |
327 327 |
286 286 |
|
Добыча нефти с начала раз-ки |
2525 |
2961 |
3338 |
3665 |
3951 |
|
Добыча жидкости тыс. м3 /год в т.ч. мех. способом |
1037 |
1100 |
1144 |
1155 |
1160 |
|
Среднегодовая обводненность,% |
53,6 |
60,8 |
67 |
72 |
75 |
|
Закачка воды, тыс. м3 |
1510 |
1525 |
1552 |
1560 |
1567 |