Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

Установками ЭЦН оборудованы 374 скважины или 52,2% от фонда, 283 скважины (39,5%) оборудованы установками ШГН, в 4 скважины спущены насосы УВН. Фонтанным способом работают 11 скважин или 1,5% от фонда, 45 фонтанирующих скважин – бездействуют. Фонд добывающих скважин практически весь механизирован (92% от фонда) (табл.3.11.).

Нагнетательный фонд на 1.01.2001г. составляет 137 скважин или 32

% от пробуренного фонда 432. Уменьшение количества скважин под закачкой связано с их отключением из-за пере компенсации добычи жидкости закачкой воды, с переходом по объекту БС10 на новую систему воздействия (с площадной семи точечной системы заводнения на блоковую), сокращение добывающего фонда и техническим старением внутрискважинного оборудования. Ликвидировано 25 скважин. В категорию пьезометрических переведено более половины нагнетательного фонда (196 скважин).

В 1997г. количество нагнетательных скважин уменьшилось в 1,6 раза по сравнению с ранее достигнутым максимальным 251 (1988г.). Действующий фонд сократился с 242 скважин в 1997¸1998гг. до 89 в 1997г., т.е. в 2,7 раза. В 2000 году картина нагнетательного фонда не изменилась. Фактическое соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда по объекту значительно выше проектной величины (в 2,3 раза), вследствие остановки большего количества нагнетательных скважин с переходом на блочно-замкнутую систему заводнения. Находящиеся под закачкой нагнетательные скважины обеспечивают компенсацию отборов жидкости закачкой воды.

Рис. 3.9. Сопоставление максимально достигнутого действующего нагнетательного фонда с фактическим за 2000 год.

В 1989 году (протокол НГДУ «Юганскнефть» от 9.06.89г. совместно с ПО «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП) принято решение по объекту БС10 по переходу с площадной семи точечной системы разработки на блочно-квадратную за счет существующего фонда нагнетательных скважин. Переход осуществлялся с целью более гибкого регулирования объемами закачки и создания упорядоченных фронтов вытеснения нефти, а также для снижения пластового давления до первоначального.

Предлагалось переходить на блоковую систему поэтапно. На первом этапе ограничиться остановкой на длительный срок внутри блоков 89 нагнетательных скважин.

Во вновь формируемых разрезаемых рядах переводить под закачку добывающие скважины (за исключением тех районов, где есть острая необходимость) после достижения предельной обводненности.

По состоянию на 1.01.2001г. переход на блочно-квадратную систему разработки по объекту БС10 не завершен. Разрезающие ряды окончательно не сформированы.

Из приведенной далее схемы видно, что перевод нагнетательных скважин разрезающих продольных и поперечных рядов под закачку осуществлен по 171 скважине (86%). Из 110 добывающих скважин основных разрезающих рядов переведено только 4 скважины (3,6%). На длительный срок остановлено 67 скважин вместо 89 рекомендуемых. Для завершения перехода на блоковую систему заводнения необходимо:

перевести под закачку:

· 27 нагнетательных скважин очаговых и основных разрезающих рядов;

· 106 добывающих скважин основных разрезающих рядов;

остановить:

· 22 рекомендуемые скважины на длительный срок.

Рис. 3.10. Схема перехода с площадной семи точечной системы заводнения на блоковую по объекту БС10.

Пласт БС6

На пласт БС6 пробурено 2 рекомендуемые скважины: 183, 186 и одна скважина 7125 переведена с объекта Б10. Для оценки добычных возможностей пласта БС6 в эксплуатацию скважины введены в 1987¸1989гг. По состоянию на 1.01.2001г. все 3 скважины находятся в действующем добывающем фонде (табл. 3.11).

Пласт ЮС2

Две разведочные скважины 1149Р, 2000П и скважина 1301 объекта БС10 были введены в опытно-промышленную эксплуатацию в 1980¸1984гг. на пласт Ю2. По состоянию на 1.01.2001г. две скважины 1149Р и 1301 переведены в пьезометрические и скважина 2000П в консервацию. Эксплуатация пласта ЮС2 прекращена в 1985г ввиду низкой продуктивности и нерентабельности (табл. 3.11).

Выводы:

1. Залежь горизонта БС10 разбуривалась в течение 19 лет (1974-1992гг) поэтапно: скважины основной сетки, уплотняющей, в основном в чисто нефтяной зоне, более редкой сетки краевых водонефтяных зон.

2. Уточненный проектный фонд по объекту БС10 представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервными и 30 контрольными. Фактически на 1.01.2001г пробурено 1431 скважина (95% от проектного фонда), из них 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных.

3. Основной объект разработки горизонт БС10 практически полностью разбурен до контура нефтеносности, за исключением небольшого юго-западного участка залежи. По объекту не пробурено 61 резервная и 12 контрольных скважин.

4. Уплотняющий фонд объекта (886 скважин) составляет 63% от общего количества пробуренных скважин. Основная сетка чисто нефтяной зоны залежи уплотнена в 4 раза с 49га/скв. до 12 га/скв. Краевые участки водонефтяных зон разбурены без уплотнения с плотностью сетки скважин на северном участке 28 га/скв., на южном 19 га/скв.

5. Резерва размещения новых скважин по горизонту БС10 почти нет. Исключение составляет небольшой участок на юго-западе залежи с небольшими нефтенасыщенными толщинами от 6 до 2 метров.

6. Пласты ачимовской пачки не разбуривались и в разработку не вовлекались.

7. Переход с площадной семи точечной системы заводнения на блочно-замкнутую по объекту БС10 реализуется поэтапно, согласно проектным решениям протокола НГДУ «Юганскнефть» от 9.06.1989г. По состоянию на 1.01.2001г. переход на блочно-замкнутую систему заводнения реализован на 52%. Дальнейшее формирование замкнутых ячеек должно осуществляться переводом добывающих скважин под нагнетательные, только по мере их предельного обводнения.

8. Острой проблемой по объекту БС10 является сокращение добывающего и нагнетательного фонда более чем на 1/3 скважин, что привело к разрешению сетки скважин в целом по площади с 15 га/скв. до 40 га/скв. и соответственно к снижению охвата пласта вытеснением.

 Скачать реферат