Анализ разработки Локосовского месторождения

дипломная работа

1.2 История освоения месторождения

Локосовское месторождение открыто в 1963г.

Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа по пластам БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения был проведен Главтюменьгеологией по состоянию изученности на 01.07.65г. по результатам бурения шести разведочных скважин (31Р, 32Р, 33Р, 37Р, 39Р, 198Р) и утвержден ГКЗ СССР (протокол №4739 от 01.12.65г.).

В течение последующих двух лет, для уточнения строения продуктивных пластов БВ5 и БВ6, положения контуров нефтеносности залежей и ввода месторождения в разработку, было пробурено еще 7 разведочных скважин (32Б, 35Р, 36Р, 40Р, 42Р, 43Р, 353Р).

Второй подсчет запасов нефти и растворенного газа по пластам БВ5 и БВ6 был проведен Главтюменьгеологией по состоянию изученности на 01.09.67г. по результатам бурения 13 разведочных скважин. Запасы по категориям В и С1 утверждены ГКЗ СССР (протокол №5271 от 25.10.67г.).

В промышленную эксплуатацию Локосовское месторождение введено в 1976г. на основании приказа ЦКР за № 241 от 21.04.75г.

На первом этапе месторождение разрабатывалось на основании технологической схемы, составленной институтом «Гипровостокнефть» в 1975г. (протокол ЦК Миннефтепрома № 496 от 18.06.76г.).

В техсхеме предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов БВ5 и БВ6, разбуривание по обращенной семиточечной системе с размещением скважин на экспериментальном участке по сетке 600*600м, на остальной части 700*700 м. На участке с разбуриванием скважин по сетке 600*600м предусматривалось проведение промышленного эксперимента по разработке данного участка месторождения фонтанным способом до обводненности 100% по БВ5 и 80% по БВ6.

В 1978г. институтом «СибНИИНП» была составлена уточненная технологическая схема разработки (протокол ЦКР № 598 от 17.05.78г.), которая предусматривала более ускоренные темпы разбуривания месторождения при сохранении ранее утвержденных положений. Разбуривание планировалось завершить в 1981 году.

В 1978г. в ходе разбуривания основных продуктивных горизонтов БВ5 и БВ6 была выявлена нефтеносность пласта АВ2. Залежь АВ2 разбуривалась по утвержденной Главтюменнефтегазом обращенной пятиточечной системе заводнения с расположением скважин по сетке 500*500 м.

Проектный фонд по уточненной технологической схеме предусматривался в количестве 339 скважин, в том числе 208 добывающих, 107 нагнетательных, 20 зависимых (резервных) и 4 контрольных, максимальный уровень отбора нефти 4.2 млн.т.

В 1980г. бюро ЦКР рассмотрело результаты эксперимента эксплуатации фонтанным способом опытного участка Локосовского месторождения (протокол № 886 от 04.12.80г.) и постановило:

проведение эксперимента в условиях ухудшенных коллекторских свойств продуктивного пласта считать нецелесообразным, т.к. скважины прекращали фонтанирование по пласту БВ5 при обводненности 30-40%, по пласту БВ6 - при 20%;

перевести добывающие скважины опытного участка на механизированный способ эксплуатации.

С 1979г. на месторождении наметилось отставание в отборе нефти и жидкости по сравнению с проектными цифрами. Анализ состояния разработки показал, что несоответствие проектных и фактических уровней добычи нефти обусловлено, в основном, сложившимися на месторождении весьма неблагоприятными условиями разработки, в том числе:

низкими темпами разбуривания (опоздание в четыре года);

неравномерным охватом заводнением объектов по площади;

опережением темпов освоения нагнетания.

Основным недостатком разработки месторождения являлась площадная система заводнения, которая применялась в условиях отсутствия надежного контроля и регулирования. Состояние техники и технологии разработки, обустройство месторождения не позволяли в достаточной степени управлять процессами вытеснения нефти водой.

Разбуривание месторождения завершилось в 1985г. Внешний контур нефтеносности к этому времени точно не был зафиксирован. В западной части залежи пласта БВ6 установлена зона слабой нефтенасыщенности и уточнена зона замещения пласта плотными породами.

Ко времени завершения эксплуатационного бурения, на месторождении было отобрано 39.7% от НИЗ, обводненность при этом составила 54%. Максимальный проектный уровень добычи нефти в объеме 4.2 млн.т достигнут не был, несмотря на ввод в разработку не предусмотренного проектом объекта АВ2. Закачка воды на отдельных участках была в 1.5-2.5 раза выше отобранных объемов жидкости. О перекачивании воды можно судить по текущему пластовому давлению: по объекту БВ5 - 23.04 МПа против 21.9 МПа первоначального, а по объекту БВ6 - 23.04 МПа против 22.0 МПа первоначального.

Объединением «Татнефть» была проведена оперативная переоценка запасов по состоянию на 01.07.85г. На основе уточненного геологического строения и анализа разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения в 1985г. институтом «ТатНИПИнефть» был составлен «Проект разработки Локосовского месторождения», утвержденный в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки» 1978 года (протокол ЦКР № 1208 от 25.06.86г.).

Проектным документом рекомендовалось разбуривание приконтурной зоны пластов и организация законтурного заводнения. Законтурные скважины были намечены условно, их местоположение уточнялось в ходе разбуривания месторождения с учетом новых данных. Закачку воды в нагнетательные ряды предполагалось вести циклически в сочетании с переменой направления потоков. Для воздействия на отдельные линзы или застойные зоны блоковую систему заводнения дополнили уже действующими очаговыми скважинами. Исходя из фактического состояния разработки, объекты БВ5 и БВ6 предполагалось разделить на блоки 4-мя разрезающими рядами из:

уже действующих нагнетательных скважин;

добывающих, которые будут переводиться под закачку;

вновь пробуренных нагнетательных скважин.

С целью увеличения эффективности циклического заводнения с переменой направления потоков, предполагалось дополнительно разрезать блоки поперечными рядами нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины вне рядов предлагалось перевести в пьезометрические с последующим использованием их для добычи нефти. Данным проектным документом на объекты БВ5 и БВ6 предусматривалось бурение 220 скважин в т.ч. 150 добывающих и 70 нагнетательных.

При разбуривании объекта АВ2 рекомендовалась дальнейшая реализация обращенной пятиточечной системы заводнения по сетке 500*500 м и предусматривалось бурение 67 дополнительных скважин, организация законтурного или приконтурного заводнения в сочетании с внутриконтурным очаговым. По причине высокой зональной неоднородности и прерывистости коллекторов, при бурении непродуктивных скважин в зоне отсутствия коллектора или в водоносных зонах объекта АВ2, скважины при необходимости рекомендовалось углубить на объекты БВ5 и БВ6.

В дальнейшем институтом «ТатНИПИнефть» были составлены две дополнительные записки № 1 в декабре 1986г. и № 2 в марте 1987г., в которых были доработаны основные технологические показатели разработки Локосовского месторождения.

В 1997 году институтом «СибНИИНП» была выполнена работа по пересчету запасов нефти и растворенного газа и технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти по эксплуатационным объектам Локосовского месторождения.

Запасы были утверждены в ГКЗ РФ в 1999 году (протокол № 548-ДСП от 17.12.99г.).

В связи с этим возникла необходимость в составлении нового проектного документа на разработку месторождения.

В 2001г. ОАО «СибНИИНП» составлен «Проект разработки Локосовского месторождения», (утвержден ТКР ХМАО 13.07.01г., протокол № 237).

В 2004г. ООО НПО «Сибтехнефть» выполнено «Дополнение к проекту разработки Локосовского месторождения», утверждено ТКР по ХМАО, протокол № 468 от 11.03.04г.

В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании «Проекта разработки Локосовского месторождения» и «Дополнения к проекту разработки Локосовского месторождения», со следующими принципиальными положениями:

Выделено на месторождении три объекта разработки: АВ2, БВ5 и БВ6.

По объекту АВ2 линейная блоковая пятирядная система (сетка 500х500).

По объектам БВ5 и БВ6 линейная блоковая пятирядная система (сетка 600х600).

Общий проектный фонд месторождения составляет 726 скважин,

фонд добывающих скважин - 510,

фонд нагнетательных скважин - 191,

прочих - 9,

зависимых (резервных) - 16.

Проектный уровень добычи нефти - 460.1 тыс.т (2001 год).

Проектный уровень добычи жидкости - 8934.8 тыс.т (2002 год).

Перевести с горизонта на горизонт 269 скважин в эксплуатацию на нефть.

Дострел неперфорированных нефтенасыщенных пропластков в 48 скважинах.

Ремонтно-изоляционные работы в 80 скважинах.

ГРП в 6 скважинах на объекте БВ6.

Провести 3135 скважино-операций по физико-химическому воздействию на горизонты в течение 50 лет.

Перевести в ППД 145 добывающих скважин.

Перевести под закачку 8 скважин на объект АВ2 с нижележащих горизонтов.

Оптимизация режимов закачки путем ограничения приемистости в 28 скважинах.

Задействовать в циклическом заводнении 102 скважины.

Провести опытные работы:

- по проводке боковых стволов в 16 скважинах (АВ2 -7 скв., в т.ч. 6 скв. - с горизонтальным участком, БВ5 - 3 скв., БВ6 - 6 скв., в т.ч. 3 - с горизонтальным участком);

- на трех опытных участках рекомендованы технологии комплексного характера, обладающие потокоотклоняющим действием, а также способствующие доотмыву остаточной нефти. Это закачка следующих осадкообразующих систем в комбинации с эмульсионно-щелочными составами, растворителями и гидрофобизаторами:

1. Закачка водного раствора сульфата натрия, жидкого стекла, хлористого кальция и бутилцеллозольва. Последовательная закачка водного раствора карбоната натрия, жидкого стекла, хлористого кальция и кремнийорганического неионогенного ПАВ.

2. Закачка жидкого стекла, хлорида кальция, сульфанола и гидрофобизирующей кремнийорганической эмульсии.

3. Закачка нефтевытесняющей эмульсионно-щелочной композиции (сульфанол+гидроксид натрия), гидрофобизирующей кремнийорганической эмульсии и бутилцеллозольва.

· Использовать подтоварную воду.

· Снизить пластовое давление в зоне отбора к 2030 году по пластам: АВ2 до 15.3 МПа, БВ5 до 20.6 МПа, по БВ6 до 18.8 МПа.

Максимальный уровень добычи нефти (3.4 млн. т) был достигнут в 1982 году. Проектный фонд месторождения разбурен на 98.6%. Оставшийся фонд для бурения составляет 10 скважин: добывающая - 1, зависимых (резервных) - 9.

Месторождение находится на IV, завершающей стадии разработки.

Делись добром ;)