Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

В 1999 году на месторождении  пробурены 4 опережающих скважины, которые введены в разработку на турнейский пласт.

Ниже представлены показатели разработки опережающих скважин:

 

№СКВ.	Дата вода	Вскрытый пласт	Способ экспл.		Дебит, т/сут		Обводненность, на 1.01.2000г.   %
			нач.	тек.	нач.	тек.
570	30.09.99	Т	Ф	Ф	11.0	9.8	3.2%
575	27.10.99	Т	Ф	Ф	11.0	12.3	3.4%
574	28.12.99	Т	скн	скн	10.0	10.0	0
576	31.12.99	Т	Ф	Ф	10.0	10.0	0

 

Выделение эксплуатационных объектов проводилось на основе имеющихся  геолого-физических параметров пластов  и флюидов и результатов опробования  разведочных скважин. Дополнительно пробуренные опережающие скважины не внесли изменений в выделение эксплуатационных объектов.

Таким образом, на месторождении  выделяются три объекта разработки:

-   пласты Тл_2-а+Тл_2-6,

-    пласты Бб₁+Бб₂+Мл;

-   пласт Т.

По каждому выделенному объекту была выбрана система разработки:

 

-   объект Тл_2-а+ Тл_2-б - площадная семиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м;

-  объект Бб₁+Бб₂+Мл - размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м, заводнение приконтурное;

-   объект T₁ - эксплуатация на естественном упруго-водонапорном режиме одиночными скважинами.

Бурение опережающих скважин  не внесло необходимости в изменении системы разработки по первым двум объектам. Но уточнение геологического строения выявило необходимость корректировки местоположения скважин.

По турнейскому объекту  для обоснования предложенной системы разработки и сетки скважин ниже рассмотрены месторождения - аналоги.

Геолого-физические свойства объектов - аналогов приведены в таблице 3.1. На всех рассматриваемых объектах - аналогах турнейские залежи разрабатываются на естественном упруго-водонапорном режиме.

На Казаковском месторождении  скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,033. Выработка составляет 27,8 % при обводненности 26,8 %.

На Ярино-Каменноложском месторождении  скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 450 м. Из залежи отобрано 85,1 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность составляет 48,9 %. Текущая нефтеотдача составляет 0,383.

На Восточно-Горском  месторождении скважины размещены  по треугольной сетке с расстоянием  между скважинами 350 м. Из залежи отобрано 92,9 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность составляет 19,3 %. Текущая нефтеотдача равна 0,139.

На Русаковском месторождении  скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м. Из залежи отобрано 88,9 % от начальных извлекаемых запасов при обводненности 4,0. Текущая нефтеотдача равна 0,221.

На Горновском поднятии Дороховского месторождения скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Из залежи отобрано 60 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность 2,0 %. Текущая нефтеотдача равна 0,147.

Состояние разработки объектов - аналогов для турнейского пласта приведено в таблице 3.2. В результате анализа рассмотренных объектов - аналогов по турнейскому объекту Трифоновского месторождения скважины размещены по треугольной сетке в эффективных нефтенасыщенных толщинах не менее 4^х метров. Расстояние между скважинами с целью более равномерного охвата залежи по площади и с учетом уже пробуренных скважин принято равным 450 м.

 

Общий фонд скважин на месторождении увеличился с 26 до 32. По объектам скважины распределились следующим образом:

-    пласты Тл_2-а+Тл_2-6-12 скважин (ранее 13);

-    пласты Бб₁+Бб₂+Мл-10 скважин (ранее 13);

-    пласт Т-10 скважин (ранее 2 из бобриковского фонда).

 Схемы размещения  проектных и пробуренных скважин  по турнейскому пласту на полное развитие представлена на рис. 3.1. Общая схема размещения проектных и пробуренных скважин по месторождению представлена на рис. 3.2.

Таким образом, по выделенным объектам при намеченной системе разработки удельные запасы составят:

-   Тл_2-а+ Тл_2-б - 74 тыс. т (Тл_2-а - 62,0 тыс.т, Тл_2-б - 74 тыс.т);

-   Бб₁+Бб₂+Мл - 127 тыс. т (Бб₁ - 35,6 т.т, Б6₂ - 94,6 т.т, Мл - 80 т.т);

-   T₁ - 14 тыс. т;

-   по месторождению  - 72,1 тыс. т.

Все опережающие скважины пробурены, как и предусматривалось проектом, до турнейского яруса. Турнейский пласт является нижележащим объектом разработки. В опережающих скважинах по турнейскому пласту отмечены самые высокие для данного месторождения эффективные нефтенасыщенные толщины, в связи с чем в этих скважинах в первую очередь вскрыт перфорацией турнейский пласт. Конечно, часть скважин можно было бы перевести на вышележащие объекты для их опробования и исследования, но все залежи небольших размеров и вероятность того, что эксплуатационные скважины, намеченные для разработки конкретно турнейского пласта, вскроют такие же хорошие толщины, как и вскрытые в опережающих скважинах, очень низка.

Поэтому, если рассматривать  турнейский объект на полное развитие, то опережающие скважины 570, 575, 574, 576 нужно оставить для разработки турнейского объекта, а для опробования и исследования вышележащих пластов необходимо пробурить дополнительные

опережающие скважины.

Таким образом, в связи с изменившимся представлением о геологических параметрах залежей, их продуктивности возникла необходимость в бурении еще 7 опережающих скважин.

Основными причинами такого решения  являются:

1. Рациональное использование пробуренного  фонда скважин.

2. Недостаток данных для формирования  адресной геолого-математической  модели. В 2000

 

 

 

году намечен подсчет запасов  и ТЭО КИН по Трифоновскому  месторождению, после чего будет  составлена технологическая схема разработки.

3. Рациональное использование буровых  мощностей.

Это скв. 303, 305, 307 и 309 из бобриковского  фонда, скв. 408 и 410 из тульского фонда  и скв. 204 из турнейского фонда.

В скв. 303 необходимо сначала  испытать пласт Мл, затем дострелять пласт Бб₂. Геолого-физические характеристики этих пластов несколько отличаются (табл. 2.2). Данное опробование позволит оценить добывные возможности пластов Мл и Бб₂, уточнить их параметры и оценить возможность совместной разработки пластов Мл и Б6₁. В скв. 305, 307 и 309 необходимо сначала испытать пласт Бб₂, затем дострелять пласт Бб₂ Скв. 307 и 309 уточнят запасы категории С2 по пласту Бб₂. Данное опробование этих пластов позволит определить добывные возможности пластов Бб₂ и Б6₁, уточнить их параметры, а также оценить возможность совместной разработки пластов Б6₁ и Бб₂. Геолого-физические характеристики этих пластов близки (табл. 2.2). В скв. 408 необходимо испытать сначала пласт Тл_2-б, затем дострелять пласт Тл_2-а. Эта скважина уточнит запасы категории C2 по пласту Тл_2-б. Геолого-физические параметры пластов Тл_2-а и Тл_2-б значительно отличаются, например, проницаемость 0,421 и 0,025, песчанистость 0,74 и 0,44, соответственно. Таким образом, при невозможности совместной разработки этих пластов, в технологической схеме необходимо будет рассмотреть разработку пласта Тл_2-б самостоятельными скважинами из возвратного фонда нижележащих пластов.

В скв. 410 намечается вскрыть  перфорацией пласт Тл_2-а.

В скв. 204 намечается вскрыть  перфорацией пласт Т. Скважина оценит добывные возможности и параметры  пласта Т в этом районе.

Все опережающие скважины необходимо бурить до турнейского яруса, что позволит уточнить толщины по всем продуктивным пластам, а скв. 309 и 410 уточнят размеры залежей.

Скв. 204 и 309 намечаются зависимыми от результатов бурения скв. 307.

Для расчета годовых  отборов нефти определена величина начальных дебитов скважин по удельному дебиту каждого объекта. Удельные дебиты объектов определены по результатам опробования разведочных и эксплуатации всех введенных в разработку скважин. Расчет удельных дебитов приведен в таблице ниже.

 

 

 

 

 

 

 

№ СКВ.	Пласт	Эфф.н/н толщина, м	Дебит нефти, т/сут	Уд. дебит, т/метр	Примечание
507	Бб2	11	25	2,27	эксплуатация
548	Б61	5,2	10,3	2,0	опробование
535	Мл	1,6	6,2
48	Мл	1,8	12,8
	∑	3,4	19,0	5,6	опробование
575	Т	16,6	11,0		эксплуатация
574	Т	8,0	11,0		эксплуатация
570	Т	16,2	11,0		эксплуатация
532	Т	2,6	8,7		эксплуатация
576	Т	8,4	10,0		эксплуатация
	∑	51,8	50,7	0,98
548	Тл2а	3,8	13,7		эксплуатация
535	Тл2а+Тл2а	5,2+1,4	10,5		эксплуатация
	∑	10,4	24,2	2,33	эксплуатация

 

Начальные дебиты проектных  скважин приняты согласно удельным дебитам и эффективным нефтенасыщенным толщинам, в которых они размещены .

Ниже приведены средние  дебиты для каждого расчетного объекта на период пробной эксплуатации и на полное развитие.

 

Годы	Объект
	Тл2а + Тл2б	Бб1+Бб2+Мл	Т
2000	13,0	27,0	6,0
2001	-	29,0	7,4
2002	11,0	13,0	5,4
2003	10,0	11,0	-

 

Для расчета технологических  показателей разработки были взяты аналого-статистические кривые зависимости W = f (r), содержащиеся в комплексе, составляющем программу «ANALOG». Зависимости определены на основе фактических данных, полученных по длительно разрабатываемым залежам месторождений Пермской области и других нефтедобывающих районов Волго -Уральского региона со сходными геолого - физическими условиями.

По этой методике согласно плану разбуривания, дебитам новых  скважин, проектным коэффициентам  эксплуатации (0,945) и использования фонда скважин (0,95) по всем объектам

 

разработки рассчитаны основные показатели разработки. Число  дней работы новых скважин принято  равным 155.

Расчеты технологических  показателей на период пробной эксплуатации по турнейскому пласту и в целом по месторождению приведены .

Расчеты технологических показателей разработки турнейского объекта представлены. Через 20 лет будет отобрано 140,1 тыс.т нефти, что составляет 99,6 % от начальных извлекаемых запасов. Нефтеотдача составит 0,1. В целом по месторождению суммарные технологические показатели разработки представлены . Через 20 лет будет отобрано 1469,5 тыс.т нефти - это 63,7 % от начальных извлекаемых запасов. Нефтеотдача составит 0,204. Основные технологические показатели разработки по объектам и в целом по месторождению на 20 лет. График разработки пласта Т Трифоновского месторождения приведен на рис. 3..4 Полученная информация по новым скважинам внесла изменения в построение структурных планов, карт эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, что изменило величину запасов. В целом по месторождению оперативно подсчитанные балансовые запасы практически не изменились (+2,9 %), но произошло значительное перераспределение запасов по пластам.