Анализ системы разработки

Анализ показателей разработки Южно-Ягунского месторождения

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения (2).

Технологической схемой разработки Южно-Ягунского месторождения предусмотрено:

• — выделение двух эксплуатационных объектов 1−2БС10 и 2БС11
• — применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500×500м.
• — общий проектный уровень добычи нефти — 5,5 млн. т/год
• — общий проектный уровень добычи жидкости — 9,96 млн. м³ /год
• — общий проектный объем закачки воды — 13 млн. м³ /год

В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.).

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:

• — выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
• — применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500×500 м; по пласту Ю1 — площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400×400 м;
• — ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;
• — общий проектный фонд 3491 скважина, в т. ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого-технических совещаний 1985 — 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.

• 1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн. т до 547,444 млн. т (на 15,8%).
• 2. Основные пласты, находящиеся в разработке БС11−2 и БС10−2 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.

Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2−3 раза меньше ожидаемой.

• 4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.
• 5. Обводненность продукции скважин объекта 1−2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15−20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо-нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.

С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно — Ягунского месторождения.

Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения:

• — проектный уровень добычи нефти — 9.451 млн.т.
• — проектный уровень жидкости — 24.1206 млн.м.
• — проектный объем закачки воды — 30.5802 млн. м
• — общий фонд скважин за весь срок разработки — 3323 шт.
• — фонд скважин для бурения всего — 1047 шт.
• — на основной залежи сохранить проектную сетку скважин.
• — предусмотреть в более поздние этапы разработки переход на блочно — замкнутую систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11;
• — применение для пласта ЮС1 площадной семиточечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500×500м;

На месторождении реализуется блоковая система разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводнения в настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическим условиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого, применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10−11 сформировало, в основном, две группы скважин:

• 1 группа — скважины, работающие только на один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11).
• 2 группа — скважины, работающие на два пласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11)

Для повышения продуктивности скважин на месторождении применяют обработку призабойных зон (ОПЗ). Эти работы положительно влияют на темпы выработки запасов. В среднем на одну обработку добывается 442 т дополнительной нефти.

На Южно-Ягунском месторождении пласты БС11−1; БС11−2; БС10−1 и БС10−2 разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Средний дебит одной скважины по нефти составляет 44%.

О динамике разработки за период с 1996 года по 2001 год можно судить из следующей таблицы 2.1.

Таблица 2.1. Динамика разработки месторождения.