Реферат: Характеристика месторождения

Состояние реализованного фонда по Верхнеколик-Еганскому месторождению представлено в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2. Состояние реализованного фонда по Верхне-Колик-Еганскому месторождению на 1.08.2011 г.

№ п/п	Фонд скважин	Категория	Кол-во
1.	Добывающие	Всего	236
		в т.ч. действующие	185
		из них: фонтанные	66
		ЭЦН	119
		ШГН	0
		газлифт	0
		бездействующие	38
		в освоении	1
		в консервации	0
		пьезометрические	7
		контрольные	4
		ликвидированные	1
2	Нагнетательные	Всего	72
		в т.ч. под закачкой	60
		в бездействии	12
		в освоении	0
		в консервации	0
		пьезометрические	0
		контрольные	0
		ликвидированные	0
		В эксплуатации на нефть(действующие)	74
		Всего	308

В 2010 году на месторождении было добыто 1 855,3 тыс. т нефти, 3 803 тыс. т жидкости и 780,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,2%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 36,6 т/сут, по жидкости – 75,0 т/сут, средний газовый фактор – 420,9 м³/сут. По состоянию на 1.08.2011 г. с начала разработки было добыто 16 711,6 тыс. т нефти, 25 698,3 тыс. т жидкости и 6 157 млн. м³ газа при средней обводненности продукции – 53.8%, накопленный объем закаченной воды – 41 227 тыс. м³. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти в 2011 году составил 35.4 т/сут, по жидкости – 76.7 т/сут.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2010 год 1048,2 тыс. т или 56,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 747,3 тыс. т или 61,1%. Средний дебит: по нефти соответственно 29,2 т/сут и 33,0 т/сут; по жидкости 78,2 т/сут и 91,0 т/сут; обводненность продукции 62,6% и 63,0%. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 г. фонтанным способом, составила 807,0 тыс. т или 43,5%, а за 7 месяцев 2011 г. – 476,7 тыс. т или 38,9%. Средний дебит по нефти соответственно 46,4 т/сут и 40,1 т/сут; по жидкости 57,8 т/сут и 49,4 т/сут, обводненность продукции 33,6% и 18,9%.

Также необходимо отметить, что до 2010 г. на месторождении велась добыча установками плунжер-лифт, с помощью которых было добыто 805,7 тыс. т нефти и 816,3 тыс. т жидкости при средней обводненности 13,5%. Средний дебит по нефти составил 27,9 т/сут, а по жидкости – 28,3 т/сут. Очень непродолжительное время применялись гидропоршневые насосы, с помощью которых было отобрано всего 62 тонны нефти.

Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации приведены в таблице 3.1.4.

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Фонтан	11122,2	12387,6	36,0	40,1
ЭЦН	4783,6	12494,2	23,2	60,5
ПЛН	805,7	816,3	27,9	28,3
ГПН	0,062	0,244	2,5	9,8
Всего	16 711,5	25 698,3	30,7	47,2

Таким образом, большая часть (66,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации.

Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.1.5
Таблица 3.1.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут.	Обводненность,
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
<10	1	1	5	5	12	11	10	45
10–50	24	15	14	7	27	3	1	91
50–100	11	13	7	5	2			38
100–150		1	3	2				6
150–200		1						1
200–250	1							1
250–300		1						1
300–350		1						1
>350	1							1
Итого	38	33	29	19	41	14	11	185

Динамика коэффициентов использования нефтяного фонда скважин и эксплуатации с начала разработки приведена на рисунке 3.1.3.

Одной из наиболее эффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Широко масштабное применение ГРП на месторождении началось в 2001 году. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 1.08.2011 г. было проведено 176 скважино-операций на 150 скважинах, но здесь необходимо учитывать, что одни и те же скважины подвергались гидроразрыву несколько раз как повторные при переводе на другие объекты. Особенно это касается пластов ачимовской толщи. Результаты применения ГРП позволяют говорить, что технология по-прежнему является одной из самых надежных для обеспечения дополнительной добычи нефти, позволяющая активизировать воздействие на слабодренируемые запасы нефтяных залежей, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам.

Наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти от применения ГРП по данным ОАО «Варьеганнефтегаз» получена на объекте ЮВ₁, она составляет 1,23 млн т. По скважинам данного пласта средний дебит нефти в 2011 году равен 41,1 т/сут, дебит жидкости – 105,3 т/сут., обводненность – 61%.

По скважинам объектов АчБВ_16-19 и ЮВ₃, также характеризующихся сложным строением и высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, достигнутые средние дебиты нефти несколько ниже, чем по скважинам объекта ЮВ_1. Результаты повторных скважино-операций, проводимых на скважинах объектов ЮВ₁ и АчБВ_16-19, на которых выполнено наибольшее количество повторных ГРП, показали, что прирост дебитов нефти составляет в среднем 42% от величины прироста дебита нефти при первичной операции.

Анализируя в целом работу добывающих скважин следует отметить, что более 100 тыс. т. накопленной добычи нефти отмечается по 52 скважинам.

Остальной фонд скважин по накопленной добыче нефти распределился следующим образом: от 40 до 100 тыс. т – 97 скважин; от 10 до 40 тыс. т –78 скважин; от 2 до 10 тыс. т – 36 скважин. Низкая накопленная добыча нефти по части скважинам объясняется несколькими причинами:

• 
  это быстрое обводнение и выбытие из эксплуатации скважин, расположенных в первых рядах элементов системы заводнения;
  
• 
  эксплуатация скважин на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами;
  
• 
  быстрое выбытие скважин по причине плохого состояния эксплуатационной колонны и заколонного камня, что способствует возникновению перетоков.
  

Наиболее высокие накопленные отборы нефти характерны, в основном, для скважин, расположенных в центральных стягивающих рядах, эксплуатирующихся на высокопродуктивных объектах разработки.

В последнее время в разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением и применением новых технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.
3.2 Характеристика фонда скважин, отборов нефти, газа и воды, системы воздействия на пласт, энергетического состояния по разрабатываемым объектам
Объект ЮВ₁

Залежи нефти продуктивного пласта ЮВ₁ являются самыми крупными по запасам залежами Верхне-Колик-Еганского месторождения. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 93730 тыс. т., что составляет более четверти всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 35569 тыс. т или 37,9% от всех извлекакемых запасов. Пласт ЮВ₁ разрабатывается с 1990 г.

Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный горизонт ЮВ₁¹, который не выдержан по площади и по толщине, в чем значительно уступает горизонту ЮВ₁^2-3. Продуктивный пласт ЮВ₁^2-3 развит на всей площади месторождения. Общая толщина пласта в пределах залежи в стратиграфических границах изменяется от 38,1 м до 68,8 м. Какой-либо закономерности в изменении общих толщин по площади не наблюдается. Средняя толщина пласта составляет 50 м. От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ₁¹ пласт ЮВ₁^2-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в большинстве скважин составляет 1–1,5 м. От залегающего ниже продуктивного пласта ЮВ₂ тюменской свиты пласт ЮВ₁^2-3 отделяется плотным пластом толщиной 1–1,5 м.

Расчлененность пласта ЮВ₁^2-3