Работа скважин в условиях ЗападнотАУСургутского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?дной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0.9 т/сут, по жидкости - 29.1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти - 0.2 тыс. т, жидкости - 7.2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) - 31.6 т/т, накопленный - 14.6 т/т.
Объект БС1 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, - 25.9 га/скв. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 628.9 тыс. т нефти и 9782.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93.6%. Текущий ВНФ - 14.6 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8.8 т/сут, по жидкости - 137.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 8934.4 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96.3%, текущая - 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.
Объект БС2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин - 19.1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337.0 тыс. т нефти и 6493.7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94.8%. Текущий ВНФ - 18.3 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9.8 т/сут, по жидкости - 189.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 4288.5 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90.2%, текущая - 65.3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.
Залежь пласта БС4, содержащая незначительные запасы (НИЗ - 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти - 12.8 т/сут, по жидкости - 244.3 т/сут. В 2007 году добыто 23.3 тыс. т нефти и 445.6 тыс. т жидкости при обводненности продукции - 94.8%. Текущий ВНФ - 18.1 т/т, накопленный - 7.1 т/т.
Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС10-11. Пласт БС11 условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС10. В 1965-1991 гг. пласты БС10 и БС11 разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими ФЕС пласты БС10 и БС11 четко не выделяются и эксплуатируются совместно (~ 40% скважин пласта БС11). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС10 и БС11; доля запасов пласта БС11 в общем объеме запасов горизонта БС10-11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки - в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки - 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740.7 тыс. т нефти и 10228.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73.2%. Текущий ВНФ - 2.7 т/т, накопленный - 1.1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости - 36.1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 12575 млн. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113.6%, текущая - 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 23.2 МПа.
Пласт ЮС1, содержащий незначительные запасы нефти (НИЗ - 214 тыс. т), введен в разработку в 1995 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 107 тыс. т нефти. В 2007 году эксплуатировалось три скважины со средним дебитом по нефти - 14.1 т/сут, по жидкости - 16.9 т/сут. В 2007 году добыто 14.5 тыс. т нефти и 17.3 тыс. т жидкости, при обводненности - 16.3%.
Разведка и оценка добывных возможностей горизонта ЮС2 осуществляется с 1980 года. В 1980-1989 годах на горизонт ЮС2 было углублено 11 скважин. В 1987-1989 годах в опытно-промышленную разработку был введен первый опытный участок с размещением скважин по девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв. В 2004 году на трех участках были запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки - 16.6 га/скв., на участке 3 - 32.7 га/скв. Системы разработки планировалось организовать путем бурения пилотных стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен, формирование регулярных систем зарезкой боковых стволов не завершено. Предварительные результаты ОПР показывают, что в условиях горизонта ЮС2 эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах практически одинакова.
С начала разработки по объекту ЮС2 добыто 1619 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 203.5 тыс. т нефти и 333.4 тыс. т жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, сред