Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении

      -проектный   фонд  635  скважин, в  т.ч. 464  добывающих, 171  нагнетательных,  150  резервных;

      -проектные   уровни добычи  нефти  -  7,65  млн. т;  добычи  жидкости  -  16,1  млн. т;   закачки  воды  -  21,1  млн. м. 

      -балансовые  запасы  372  млн. т. извлекаемый  - 149 млн. т. при  коэффициенте нефтеотдачи   0,4.

      3 . Уточненная  технологическая  схема  разработки  1978 г.  была  составлена по заданию   Миннефтепрома. В  ней  учтено  то  обстоятельство, что  при   проведении  более  точной  границы  между  Западно и Южно-Сургутскими  месторождениями  часть  скважин  (31  добывающая  и  14  нагнетательных), предусмотренные  тех. схемой  разработки  Южно-Сургутского  месторождения, оказались  расположенными  на  территории  Западно-Сургутского  месторождения, Тех.схема  предусматривала  следующие  технико-экономические  показатели  и  принципиальные  положения:

      -бурение  740  скважин, в т. ч . 433  добывающих, 157 нагнетательных, 150 резервных:

      -проектные   уровни: добычи  нефти -  6,8  млн. т; добычи  жидкости  -  15,2 млн. т; закачки воды  -  18,6 млн. м.      

      -запасы     нефти :  балансовые  -  372,027 млн  . т,                               извлечаемые  -  148,807 млн . т,  коэффициент  нефтеотдачи  -  0,4

      -за  весь  срок  разработки :  капитальные вложения  -  480,1 млн . руб;

удельные  капитальные  вложения  -225,8  руб\т;  себестоимость  -  14,3  руб .

      4 . Уточненная  технологическая  схема  1981 г.  была  составлена  по  решению   Коллегии  Миннефтепрома  в  связи  с  необходимостью  обоснования

целесообразности  разделения  одного  объема  разработки  (горизонт  Б10-11)  на  два  самостоятельных. Тех. схема  утверждена  ЦКР  МНП (проч.903 от  18.03.81 г. и  № 923  от  18.08.81 г.)  со  следующими  принципиальными положениями и техлогическими  показателями :  -выделение двух  эксплуатационных  объектов :  пластов  Б₁₀¹  и Б₁₀²  -  Б₁₁   с разбуриванием их  самостоятельными  сетками скважин;

      -применение  блочно-квадратной  системы  разработки  по  обоим  объектам

      -бурение  1327  скважин, в т.и. 913  добывающих  и 404  нагнетательных (Б10- 452 добывающих  и  180  нагнетательных);  пласты  Б10 - Б11  - 461  добывающих  и  234  нагнетательных  (при  общем   проектном  фонде  1768  скважин.)

      -проектные   уровни:  добычи  нефти  -  9,3 млн. т (1985г), добычи  жидкости  -  22,9 млн. т (1990г.),  закачки   воды  -  30,2 млн. м  (1990г.)

      -запасы  нефти :  балансовые  -  387,254 млн.т,  извлекаемые  -

- 162,647 млн.т,  коэффициент  нефтеотдачи -0,42

      - за  весь  срок  разработки :  капитальные   вложения  -1070  млн.руб;

удельные  капитальные  вложения  -296 руб\т., себестоимость  - 19,8  руб\т

      5.Дополнительная  записка  и  технологическая   схема  1981  года  уточняла  технико-экономические  показатели  разработки  под  рекомендованный

Главтюменнефтегазом  темп  разбуривания  месторождения.

      6. В   дополнительной  записке  1983  года  с  целью  стабилизации  уровня  добычи нефти  и снижения  темпов  падения  СибНИИНП  было рекомендовано  пробурить  дополнительно  57  скважин,  в  том  числе  34  добывающих  и  23  нагнетательных  на  участках  расширения  площади  нефтеносности  и  прироста  запасов.

      7. Дополнительная  записка  1984  года  составлена  с  целью уточнения  динамики  технологических  показателей  с  учетом  вовлечения  запасов  нефти  в  правых  зонах.

      8. Проект  пробной  эксплуатации  пласта  Ю1  Южно-Сургутского  месторождения   составлен  в  1989  году.  Утвержден   протоколом  Главтюменнефтегаза  от  26.06.89  года.

      Как   видно  из  сказанного  выше  по  Южно-Сургутскому  месторождению   постоянно  шла  работа  по  совершенствованию  системы   разработки  и  составлению   проектных  документов. По  мере  разбуривания    уточнялось  геологическое  строение,  корректировались  проектные  решения.

3.2.     ТЕКУЩЕЕ  СОСТОЯНИЕ   РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

      В настоящее   время на  месторождении  реализуются   основные положения технологической  схемы составленной СибНИИНП  в 1991 г.

Разбуривание основного объекта разработки  Б₁₀ разрабатываемого с1976 г., по проектной сетке практически завершено в 1992 г. За последние 7 лет пробурены единичные скважины. В результате бурения дополнительного фонда сетка скважин уплотнилась в 1,5-2 раза: по 1Б₁₀ до 21 га/скв., по 2Б₁₀ до 15 га/скв., в целом по горизонту Б₁₀ до 12 га/скв.

      Система  заводнения применяется комбинированная:

      - на  первом этапе (1977-1981г.г.) - трёхрядная  система заводнения;

      - на  втором этапе (1982-1990г.г.) применяется  блочно-квадратная система с элементами очагового. Система заводнения жёсткая, расстояние от зоны закачки до зоны отбора 600м. - от основных рядов и 420м. - от дополнительных.

Размеры ячеек 2.4х1.8 км., т.е. от зоны закачки до зоны стягивания расстояние 900-1200м.

      Основные  технико-экономические показатели  разработки представлены в таблице  3.1.

      В целом  по месторождению в истории  получены неплохие результаты разработки. Максимальный уровень  добычи нефти достигнут в 1985г, и составил 11775 тыс.т, или 2,4% от НИЗ при текущей обводненности продукции 41,4%. Максимальный действующий фонд (1372 добывающих и 462 нагнетательных) достигнут в 1988 г. С 1989 года он начал уменьшаться В 1993 г. фонд нагнетательных скважин сократился с 425 до 261 скважины, фонд добывающих с 1381 до 1203 скважин и на текущий момент он составляет 986 добывающих и 226 нагнетательных скважин.

 

 

ТАБЛИЦА 3.1.

ДИНАМИКА  ПОКАЗАТЕЛЕЙ  РАЗРАБОТКИ  НА  ЮЖНО-СУРГУТСКОМ  МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЕРИОД 1976-1999гг.).

Показатели	1976	1977	1978	1979	1980	1981	1982	1983	1984	1985	1986	1987
Добыча нефти, тыс. т	24,3	625	1760	3872	5749	7232	8636	9908	10150	11775	11726	11679
Дебиты новых скважин, т/сут	32	55,3	68,4	50,1	55,2	31,7	30,8	29,3	29,3	31,9	31,9	24,3
Действующий  фонд  доб. Скважин  на конец года, скв.	1	32	110	198	260	373	549	765	946	1100	1192	1276
Фонд добывающих скважин на конец  года, скв.	1	32	113	202	264	387	568	773	955	1121	1196	1293
Фонд нагнетательных  скважин на конец года, скв.	0	0	9	42	71	145	184	215	313	407	459	443
Среднегод. обводненность, %	0,0	0,0	2,6	5,1	9,2	14	21,5	23,9	27,7	41,4	50,8	54,3
Добыча жидкости, всего т.т	24,3	625	1760	3923	6656	8572	10449	13140	16302	20645	23840	26351
Закачка воды, тыс. м3	0	0	940	4976	9612	13352	16210	20021	25742	30008	31970	31703
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут	31,3	47	63,5	77,9	74,1	68,1	56,3	45,9	38,3	32,1	28,4	25,8
Средний дебит действующих скважин  по жидкости, т/сут	31,3	47	65,8	83,5	82,4	80,5	73,2	60,6	54,3	56,1	59,1	59

 

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛИЦЫ 3.1

 

Показатели	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Добыча нефти, тыс. т	11020	9813	8050	6849	5538	4670	3783	2595	2297	2109	1985	1843	1744
Дебит новых скважин, т/сут	18,2	2,3	24,5	2,3	112	7	8	8	7	0	0	7,5	7,2
Действующий фонд добыв. скважин на конец года, скв.	1362	1348	1250	1210	1042	1139	881	824	745	747	750	755	760
Фонд добывающих скважин на конец  года, скв.	1372	1360	1429	1205	1375	1381	1203	1104	1085	1045	1020	986	954
Фонд нагнетательных скважин на конец года, скв.	462	445	462	448	437	425	261	260	233	233	230	226	221
Среднегод. обводненность,%	58	63,7	67,1	73,9	75,5	79,2	81,1	80	80	79,2	81,0	82,8	84,0
Добыча жидкости всего, т.т	26928	26916	25132	23441	21560	20187	16682	13207	11210	10163	10503	10791	10900
Закачка воды, тыс. м3	33900	34174	30010	28990	26040	24890	17631	14032	14367	11782	11570	11270	11353
Средний дебит действующих скважин  по нефти, т/сут	23,5	19,8	16,9	14,2	12,8	10	9,1	8,3	8,5	8,8	8,3	7,6	7,2
Средний дебит действующих скважин  по жидкости, т/сут	56,8	54,5	51,9	53,8	53,5	49,9	47,9	42,3	41,4	42,4	43,7	44,2	45,0

 

      По данным  таблицы 3.1. построены графики  3.1 и 3.2.

      Как  видно из рис. 3.1., добыча жидкости  достигла своего максимума в  1988г.- 26,928 тыс.т, с 1989 г. уровень  добычи жидкости начал падать, а в период с 1993 по 1996 года, в  результате уменьшения объемов закачки воды (с 24890 тыс. т. в 1993г. до 14367 тыс. т в 1996 г.) произошел резкий спад добычи жидкости. С 1997 года закачка воды нормализовалась (колеблется от 10163 до 10900 тыс. т.), вследствие чего добыча жидкости за последние три года стабилизировалась, на 01.01 2000 г. она составила 10791 млн.т – 40 % от максимального уровня. На рис.3.1 видно, что добыча нефти возрастала с начала разработки до 1984 года. За счет продолжительного разбуривания удалось обеспечить стабильную динамику добычи нефти в течение 5 лет (1984-1988 гг.), в среднем она составила 11270 тыс.т. Далее начиная с 1989 года и в течение последующих восьми лет уровень добычи нефти начал резко сокращаться и к 1996 году он составил 2297 тыс. т. За последние три года добыча нефти снова стабилизировалась, падение происходит медленнее, и на конец 1999 года ее объем составил 1843 тыс. т., это 16 % от максимального уровня.

       В  настоящее время горизонт находится на третьей стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции.

      На рисунке  3.2 представлена динамика изменения  средних дебитов по нефти и  жидкости, и обводненности.

      Дебиты  скважин тесно связаны со стадиями  разбуривания месторождения. Месторождение разбуривалось, непрерывно начиная с 1976г., постепенно наращивая темпы бурения. В 1983,1984г.г. темпы бурения были максимальными-790тыс.м в год. С 1988г. темпы бурения резко снижаются, в 1989г. объём бурения составил 185тыс.м.

      С 1976г. по 1979г.  средний дебит жидкости увеличивается с 31,3 до 83,5 т/сут. С 1976 по 1981г.г. держится на стабильном уровне 80т/сут. С 1981г. средний дебит жидкости начинает снижаться по мере увеличения доли раздельных скважин до 54,3 т/сут. в 1984г. С 1984г. стабилизировалось соотношение совместных и раздельных скважин, средний дебит жидкости в период 1984-1989г.г. держится на стабильном уровне 54-59т/сут. В 1989г. он составил 54,5 т/сут.

      На динамику дебита  нефти влияет изменение дебита  жидкости и рост обводнённости.  С 1976 по 1979г.г. дебит нефти растёт с 31,3 до 77,9т/сут. С 1980г. дебит начинает снижаться. С 1981г. по 1984г. снижается резко, за 4 года он уменьшился почти вдвое с 68,1 до 38,3 т/сут. В этот период основной причиной снижения дебита нефти является общее снижение дебита жидкости. С 1985г. темпы снижения дебита нефти замедляются, за 5 лет к 1989 г. дебит уменьшился с 33 до 20т/сут. или на 40%. Здесь причиной снижения является рост обводнённости продукции.  

       Период добычи  малообводнённой продукции (до 10%) длился 5 лет (первые 2 года- безводные). С 1980-1982г.г. начинается период интенсивного обводнения. Наибольший годовой прирост обводнённости - 12% отмечался в 1985г. (год максимальной добычи). В последние  годы (начиная с 1989г.) темп обводнения снизился и составляет в среднем за год 4% . В настоящее время обводненность продукции достигла 82,8 %.

      Из анализа динамики  показателей представленных  на  рис2.1 и 2.2 можно сделать вывод,  что месторождение находится  на поздней стадии разработки, когда добыча нефти снизилась на 9932 тыс. тонн в год от максимального уровня, а обводненность продукции составила около 88% , что свидетельствует о необходимости применения методов интенсификации добычи нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА БС₁₀

 

      Гидропрослушивание, как гидродинамическое исследование, осуществляет контроль за энергитическим состоянием залежей и пластов периодическим замером забойных и пластовых давлений статического и динамических уровней, ежеквартальным построением карт изобар.