Реферат: Пермский национальный исследовательский политехнический университет

части месторождения в районе скв. 1204р. Залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 3,4 до 14,4 м. ВНК среднее -2297 м. Высота залежи составляет около 18 м. Размер залежи 4,5 х 3,1 км.

Залежь 6 находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения. Залежь полностью подстилается водой.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС₈ колеблется от 2,8 до 8,4 м. ВНК среднее -2296 м. Высота залежи составляет около 10 м. Размер залежи 2,0 х 1,4 км.

Залежь пласта БС₆. По нефтенасыщенностипласт БС₆на Мамонтовском месторождении разделился на 2 залежи.

Залежь 1 полностью подстилается водой.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС₆ колеблется от 0,5 до 4,4 м. ВНК среднее -2215,5 м. Высота залежи составляет около 5 м. Размер залежи 3,25 х 1,25 км.

Залежь 2 полностью подстилается водой.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС₆колеблется от 0,8 до 7,5м. ВНК 2224 м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 1,62 х 1,62 км.

Залежи пласта АС_5-6. Пласт АС_5-6 на Мамонтовском месторождении представлен одной основной и двумя подчинѐнными залежами нефти, расположенными севернее основной. Средней ВНК по залежам 1900 м.

Залежь 1 расположена в северной части Мамонтовской площади. Нефтенасыщенные толщины 0,4 - 18 м. ВНК -1905 м. Высота залежи 23 м.

Размеры залежи 8 х 5,5 км.

Залежь 2 небольшая по величине и расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 25,4 м. ВНК 1900 м. Высота залежи 38 м. Тип залежи массивный. Размер залежи 12,5 х 19,5 км.

Залежь 3 находится к западу от залежи 2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 14,4 м. ВНК -1902 м.

Высота залежи 21 м. Размер залежи5,5х2,5км.Залежи пласта АС₄. Залежи пласта АС₄распространены по всей площадиМамонтовского месторождения. Пласт АС₄представлен основной и севернойзалежами нефти. Размеры основнойзалежи 42,25 х 16,5 км.ВНК 1901 м.Высотазалежи60м.Назападномсклонеобособляетсяотосновнойзалежинебольшая залежь. Нефтенасыщенная толщина 1 - 4,8 м. ВНК -1900 м. Размерызалежи 4,25 х 3 км.Пластово-сводоваязалежь АС₄ и массивнаяводоплавающаяАС_5-6оъединяются в единый горизонт,в которомуровень ВНК отмечается19001902 м.

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

Запасы нефти и газа

БалансовыезапасынефтиигазапоМамонтовскомуместорождениюподсчитанытематическойпартиейподсчета запасовОАО «РН-Юганскнефтегаз»иутвержденыГКЗРФв1999г.(протокол№541).Посостояниюна01.10.2001г.ГлавтюменьгеологиейзапасынефтиМамонтовскогоместорождениябылиприращеныиоценивалисьвеличинами:Балансовые–1.4млрд.тИзвлекаемые– 900млн.т.,при среднемКИН=0,236.Повеличинеизвлекаемыхзапасовнефтиместорождениеявляетсякрупным,погеологическомустроению–сложным.Основнаячастьизвлекаемыхзапасов(77%)приуроченакнизкопродуктивным,глубокозалегающимпродуктивнымпластамачимовскойтолщи,характеризующейсянизким КИН.ДостоверностьзапасовпокатегорииС2повсемпластамнизкая.ПооценкеСибНИИНПбалансовыезапасыкатегорииС2ачимовскойтолщизавышены в два раза за счет завышения объемов нефтенасыщенных пород попластам.Практическивсезапасы(98,5%)относятсякразведанным–категорийС₁.

2. Технологическая часть

1. Характеристика текущего состояния разработки месторождения

Мамонтовскоеместорождениеначалоразрабатыватьсяв1970годусогласнотехнологической схеме разработки. Согласно утвержденному ЦКРМНП варианту разработки, разбуривание нефтяных пластов осуществлялось потреугольнойсеткесрасстояниеммеждускважинами600

м(плотностьсетки31.104 м2/скв) при обращенной семиточечной системе площадного заводнения.Скважиныразмещались в пределахизопахиты 2м в нефтяной и 2.5м–вводонефтяной зоне. Быстрое разбуривание (по проектным решениям) наиболеепродуктивнойчастизалежиипостепенноенаращиваниеинтенсивностиразработки путем развития системы поддержания пластового давления по всейзалежи позволили ввести в активную разработку основные запасы нефти, заисключениемзоннизких(менее2.5м)нефтенасыщенныхтолщин,расположенных преимущественновсеверо-западной частизалежи.Бурениескважинпроизведенокустовымнаклонно-направленнымспособом с трех- и четырех интервальным профилем. Имеющиеся отклоненияотнормативовискривленияпрофилейскважиносложняютпроведениетекущего и капитального ремонта скважин и работу механизированного фонда.Врезультатепростаиваетзначительноеколичествоскважинвследствиеприхватаили обрыва ЭЦН,порывакабеля и т.п.Диаметр эксплуатационных колонн (146 мм) позволяет эксплуатироватьскважины имеющимися типами электропогружных насосов. Режимы работыдобывающих скважин вцеломблизки кпроектным.Однойизпричин,отрицательновлияющихнапоказателиразработки,является недостаточно надежная конструкция скважин в интервалах залеганиялюлинворской свиты, что приводит к смятию и смещению обсадных колонн. Вчастности,поэтойпричиненаосновномобъектеБС_10монликвидирована31скважинадобывающегофонда(19%всехликвидированныхдобывающихскважин объекта) и 53 нагнетательные скважины (54 % от общего количества),

чтонарушаетпроектнуюсеткускважининегативноотражаетсянаравномерностивыработкизапасовнефти.Сначала2000-хгг.прибурениискважинсталаприменятьсяболеесовершеннаяконструкцияскважинсудлиненным(доглубины750м)кондуктором,чтопозволяетнадежноперекрыть интервал залегания люлинворской свиты и не допустить нарушенийобсадных колонн.Сборпродукцииосуществляетсяпооднотрубнойзакрытойсхемеспараметрами, обеспечивающими нормальную работу скважин до определеннойстадии разработки. На данной стадии разработки, характеризующейся ростомобводненияиналичиемскважинразличнойобводненностипокустам,появляютсяотдельныеучастки,работающиеврежимеинверсиифаз,икоррозионно-опасныеучастки,чтоможетосложнитьпроцессдобычииподготовкинефти.Потенциалреализованнойсистемыразработкиобъектапозволилвсередине и конце 90-х гг. обеспечить высокие темпы отбора нефти, в результатечегопосостояниюна05.02.2015значениянакопленнойдобычинефтиижидкостипревышаютпроектные величины.По месторождению в целом (категория запасов АВС₁) проектная добычанефтихарактеризуется постепенным падением с 6 млн.т в 2001 году до 360тыс.т в 2060 году. Добыча жидкости в течение первых 9 лет (с 2000 по 2008 гг.)поддерживалась на стабильном уровне (40-41 млн.т), затем начала снижаться всвязисвыбытиемскважинизэксплуатационногофонда(в2060году–18млн.т).Динамика закачки аналогична добычежидкости.В2000годуУфимскимфилиаломООО«ЮганскНИПИнефть»