Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС (стр. 5 из 19)
· В 2005г. предоставить Органам на согласование проект доразведки;
· В 1999г. утвердить на ЦКР пересчет запасов;
· В 1999г. утвердить на ЦКР проект доразработки Усть-Балыкской группы месторождений;
Уровни добычи нефти и газа на 1998г. приняты согласно Протоколу Ханты-Мансийской ТКР №30 от 11.12.1997г.:
| Добыча нефти, тыс. т | 1094 |
| Добыча газа, млн. м3 | 50,3 |
| Утилизация газа, % | 95 |
Уровни добычи начиная с 1997г. определяются ежегодно дополнительными соглашениями с Комитетом по нефти и газу Администрации округа.
Таблица 3.3.
Сравнение уровней добычи нефти из различных источников.
| № | Документ | Годы | ||||
| 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | ||
| 1 | Проект разработки, 1987г. | 1924 | 1745 | 1600 | 1476 | 1370 |
| 2 | Лицензионное соглашение, 1993г. | 1016 | 864 | 760 | 692 | 643 |
| 3 | Утвержденные ЦКР в 12.1995г. | 1215 | 1196 | 1158 | 1139 | 1124 |
| 4 | Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1997г. | - | 1127 | - | - | - |
| 5 | Утвержденные Х-Мансийским ТКР на 1998г. | - | - | 1094 | - | - |
Таблица 3.4.
Усть-Балыкское, БС10 месторождение
Характеристика проектных документов
| Показатели | Техсхема 1971г. | Техсхема 1978г. | Техсхема 1982г. | Проект разработки 1987г. | ||||
| Б10(кат.С1) | Б16-20(кат.С2) | |||||||
| Система воздействия | Площадная семи точечная | |||||||
| Сетка скважин, м | 750х650 | 750х650 | 375х325 | 375х325 | 500х433 | |||
| Плотность сетки, га/скв. | 49 | 49 | 12,2 | 12,2 | 21,7 | |||
| Количество объектов разработки | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||
| Общий фонд скважин, | 387 | 374 | 1600 | 1465 | 32 | |||
| в т.ч. добывающих | 200 | 200 | 1050 | 941 | 16 | |||
| нагнетательных | 97 | 97 | 500 | 421 | 11 | |||
| резервных | 90 | 77 | 50 | 75 | 5 | |||
| контрольных | - | - | - | 28 | - | |||
| Максимальный проектный уровень добычи нефти, млн. т | 2,75 | 1,7 | 2,8 | 4,206 | 0,057 | |||
| Год выхода на максимальный уровень | Не опр. | 1982 | 1985 | 1987 | 1995 | |||
| Накопленная добыча нефти, млн. т | 46 | 46 | 66,35 | 79,314 | 1,22 | |||
| Темп отбора, % | 6 | 3,7 | 4,2 | 5,3 | 4,7 | |||
| Извлекаемые запасы на 1 доб. скв., тыс. т/скв. | 230 | 230 | 63 | 84 | 76 | |||
| КИН | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,42 | 0,24 | |||
Рис. 3.1. Сравнительная характеристика проектных документов: 1 – 1971 г.; 2 – 1978 г.; 3 – 1982 г.; 4 – 1987 г.
Таблица 3.5.
Основные проектные показатели
(Проект разработки, 1987г.)
| Показатели | Б10 | Б16-20 | В сумме | ||||
| С1 | С2 | С1+С2 | С2 | С1 | С2 | С1+С2 | |
| Вскрытие (совместное или раздельное) | Совместно | Не разрабат. | |||||
| Система разработки | площадная семи точечная | Блоковая 3х рядная | площадная семи точечная | ||||
| Сетка, м х м | 375х325 | 500х433 | 500х433 | ||||
| Плотность сетки, га/скв. | 12,2 | 21,7 | 21,7 | ||||
| Максимальный проектный уровень: | |||||||
| добычи нефти, млн. т | 4,206 | 0,32 | 4,206 | 0,057 | 4,206 | 0,355 | 4,206 |
| добычи газа, млн. м3 | 193,5 | 14,7 | 193,5 | 3,03 | 193,5 | 16,7 | 193,5 |
| добычи жидкости, млн. т | 10,861 | 0,81 | 11,296 | 0,09 | 10,861 | 0,887 | 11,302 |
| закачки воды, млн. м3 | 13,498 | 1,013 | 14,072 | 0,107 | 13,498 | 1,111 | 14,08 |
| Год достижения максимального уровня: | |||||||
| добычи нефти | 1987 | 1993 | 1987 | 1995 | 1987 | 1994 | 1987 |
| добычи жидкости | 1992 | 2007 | 1992 | 2055 | 1992 | 2007 | 1992 |
| закачки воды | 1991 | 2007 | 1992 | 2055 | 1991 | 2007 | 1992 |
| Темп отбора, % | 5,3 | 5,7 | 4,9 | 4,7 | 5,3 | 5,1 | 4,9 |
| Накопленная за весь срок: | |||||||
| Добыча нефти, млн. т | 79,3 | 5,6 | 84,9 | 1,3 | 79,3 | 6,9 | 86,2 |
| Добыча газа, млн. м3 | 3648,4 | 256 | 3904,4 | 64,3 | 3648,4 | 320,3 | 3968,7 |
| Добыча жидкости, млн. т | 548,9 | 34,6 | 583,5 | 5,2 | 548,9 | 39,8 | 588,7 |
| Закачка воды, млн. м3 | 589,8 | 36,4 | 626,2 | 6,4 | 589,8 | 42,8 | 632,6 |
| Фонд скважин – общий | 1437 | 88 | 1525 | 32 | 1437 | 120 | 1557 |
| в т.ч. добывающих | 941 | 60 | 1001 | 16 | 941 | 76 | 1017 |
| нагнетательных | 421 | 28 | 449 | 11 | 421 | 39 | 460 |
| резервных | 75 | - | 75 | 5 | 75 | 5 | 80 |
| Фонд контрольных скважин | 28 | - | 28 | - | 28 | - | 28 |
| Коэффициент нефтеотдачи, доли ед. | 0,421 | 0,349 | 0,416 | 0,24 | 0,421 | 0,322 | 0,411 |
| Удельные НИЗ, тыс. т на | |||||||
| 1 добывающую скважину | 84,3 | 92,8 | 84,8 | 78,8 | 84,3 | 89,8 | 84,7 |
| 1 добыв. + 1 нагнетат. | 58,2 | 63,3 | 80,8 | 46,6 | 58,2 | 59,3 | 58,3 |
| 1 добыв. + 1 нагнетат. + 1 резервн. | 55,2 | 63,3 | 55,5 | 39,3 | 55,2 | 56,9 | 55,2 |
3.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин
Проектные решения, утвержденного проекта разработки 1987 г., по месторождению по основным принципиальным положениям практически выполнены (рис.3.2):
· Уточненный проектный фонд 1538 с учетом отказа от бурения 73 проектных скважин (авторский надзор, 1988г.) и размещения дополнительного фонда в количестве 24 скважин (2 на БС6 и 22 на горизонт БС10 в зоне расширения площади нефтеносности) пробурен на 93% по плотной сетке скважин 375х325 м или 12,2 га/скв. в центральной части месторождения и по сетке 500х433 или 21,7 га/скв. на южном и северном окончаниях месторождения. Недобуренные 104 скважины составляют, в основном, резервный фонд.
· Максимальный проектный уровень 4,206 млн. т добычи нефти перекрыт на 409 тыс. т или почти на 10% в 1988г. Максимальная добыча нефти 4,615 млн. т достигнута при среднем дебите нефти 16,3 т/сут. (ниже проектного на 11%) и при действующем фонде 838 скважин, превышающем проект на 26%. А максимальная добыча жидкости (1988г.) не достигнута на 2,6 млн. т или на23%, ввиду пониженной обводненности добываемой продукции за весь период. Максимальная закачка незначительно меньше (на 885 тыс. м3 или на 6%). Недостижение проектных уровней по добыче жидкости и закачки воды также связано с опережающим выбытием скважин из эксплуатации по причине малодебитности или высокого обводнения.
· Заводнение залежи, первоначально организованное путем остановки части нагнетательных скважин по площадной семиточечной системе, трансформировано, начиная с 1983г., в блоковую трех рядную систему, которая постепенно сформировывается в блочно-замкнутую. В настоящее время, вследствие отключения значительной части нагнетательных скважин, система заводнения, в большей степени, площадная или очаговая.
· Нестационарное заводнение применяется на площади не в классической форме с периодом 15-30 суток, а в виде ограничения объемов закачиваемой воды в летнее время с последующим увеличением в зимний период, т.е. с периодом в несколько месяцев.
· Давление на устье нагнетательных скважин за последние годы снижено до 130 атм., т.е. на 10 атм. Относительно проекта – 140 атм.
· Забойное давление 158 атм. существенно ниже на 22 атм., чем по проекту - 180 атм. Депрессия на пласт увеличилась с 65 атм. до 87 атм. т.е. на 34%.
· Приемистость нагнетательных скважин в 2001г. (172,03 м3/сут) составляет среднее значение между принятой в проекте с применением циклической закачки (150 м3/сут) и без нее (300 м3сут).
· Разбуривание ачимовской пачки не осуществлялось. Проектный фонд в количестве 32 скважин не пробурен в связи с низкой продуктивностью пластов, с большим риском получения нерентабельных дебитов.
Состояние выполнения проектных решений по горизонту Б10.
 |  | |||||||
 | ||||||||
 | ||||||||
 | ||||||||
 |  | |||||||
 | ||||||||
 |  |  | ||||||
