Таблица 3.7
Проектный фонд
| Категория скважин | Горизонт Б10 | Б16-20 | По площади С1+С2 | |
| С1 | С2 | С2 | ||
| Всего, в т.ч. | 1362 | 88 | 27 | 1477 |
| Добывающие | 941 | 60 | 16 | 1017 |
| Нагнетательные | 421 | 28 | 11 | 460 |
| Соотношение добывающих и нагнетательных скважин | 2,2 | 2,1 | 1,5 | 2,2 |
На объект БС10 запроектирована самостоятельная сетка с разной плотностью по участкам залежи:
· В чисто нефтяной зоне залежь разбурена по площадной семи точечной системе, сетка 375х325 м, плотностью 12 га/скв.;
· Краевые не разбуренные части пласта БС102 в водонефтяной зоне в проекте рекомендуется разбуривать по более редкой сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м (вместо 375), плотностью 21,7 га/скв. распространение сетки скважин с плотностью 12 га/скв. в краевых зонах было экономически нерентабельно;
· В зонах запасов категории С2 проектом предусматривается разбуривание горизонта БС10 по площадной семи точечной системе, плотностью сетки 16,2 га/скв., расстоянием между скважинами 433 м.
Согласно протоколу (№1252 от 10.06.1987г.) ЦКР Миннефтепрома по объекту БС10 (категория С2) в северной части залежи утверждена блоковая трех рядная система разработки с увеличением расстояния между скважинами до 500 м, плотностью сетки 21,7 га/скв. разбуривание этого участка залежи по более редкой сетке сокращает проектный фонд объекта БС10 на 37 скважин.
В процессе эксплуатационного разбуривания строение залежи горизонта БС10 было уточнено. В зонах увеличения площади нефтеносности на северо-востоке и юге залежи были дополнительно размещены 22 скважины, в том числе 15 добывающих и 7 нагнетательных и утверждены ПО "Юганскнефтегаз" совместно с СибНИИНП от 29.12.1987г. В зонах сокращения площади нефтеносности по объекту БС10 осуществлен отказ от бурения 36 проектных скважин («Авторский надзор за разработкой», 1987г.).
Таким образом, уточненный проектный фонд объекта БС10 по состоянию на 1.01.2001г. представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервной и 30 контрольными.
На 1.01.2001г. на горизонт БС10 по эксплуатационной сетке пробурено 1431 скважина или 95% проектного фонда, в том числе 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных. По основной сетке пробурено 527 скважин или 37% от общего фонда. Уплотняющий фонд на залежь горизонта БС10 (исключая краевые зоны) пробурен в количестве 886 скважин, плотность сетки скважин при этом увеличилась с 49 га/скв до 12 га/скв, т.е. в 4 раза. Не пробурено 73 скважины, из них 61 резервная и 12 контрольных.
За весь период разбуривания было пробурено 28 скважин-дублеров вместо 20 скважин, ликвидированных по техническим причинам и 8 скважин, ликвидированных в связи с застройкой г. Нефтеюганска.
Распределение проектного и пробуренного фонда скважин по объектам БС10 и БС16-20 и категориям скважин приведено в таблице 3.8.
Бурение скважин объекта БС10 проводилось в течении 19 лет. Историю разбуривания можно разделить на 3 этапа:
1. 1974 – 1981 гг. бурение основной сетки, проводилось медленными темпами, за 8 лет было пробурено около 180 скважин. Максимальный объем бурения за этот период приходится на 1976 год – 120 тыс. м (3%).
2. 1982 – 1986 гг. бурение в основном, уплотняющих скважин в зонах присутствия всех трех пластов БС101 , БС102 , БС103. Разбуривание проводилось максимальными темпами. За 5 лет было пробурено 814 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1986г. – 802 тыс. м (22%).
3. 1987 – 1992 гг. разбуривание краевых зон залежи. Темп бурения – умеренный, за 6 лет пробурено около 500 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1987г. – 495 тыс. м (14%).
Таблица 3.8.
Проектный и пробуренный фонд скважин на 1.01.1998г. по Усть-Балыкскому, Б10 горизонту.
| Категория скважин | Пласты | Итого по месторождению | ||
| БС6 | БС10 (категория С1+С2) | БС16-20 | ||
| 1. Проектный фонд скважин: | ||||
| Добывающие | - | 1001 | 16 | 1017 |
| Нагнетательные | - | 449 | 11 | 460 |
| Резервные | - | 75 | 5 | 80 |
| Контрольные скважины | - | 30 | - | 30 |
| Общий проектный фонд | - | 1555 | 32 | 1587 |
| Отказ от бурения проектных скважин горизонта БС10 («Авторский надзор», 1988г.) | ||||
| Добывающие | - | 39 | - | 39 |
| Нагнетательные | - | 40 | - | 30 |
| Резервные | - | 4 | - | 4 |
| Всего | - | 73 | - | 73 |
| Дополнительные скважины (протокол от 29.12.1987г.) | ||||
| Добывающие | 2 | 15 | - | 17 |
| Нагнетательные | - | 7 | - | 7 |
| Всего | 2 | 22 | - | 24 |
| 2. Уточненный проектный фонд скважин. | ||||
| Добывающие | 2 | 977 | 16 | 995 |
| Нагнетательные | - | 426 | 11 | 437 |
| Резервные | - | 71 | 5 | 76 |
| Контрольные скважины | - | 30 | - | 30 |
| Общий проектный фонд | 2 | 1504 | 32 | 1538 |
| 3. Пробуренный фонд скважин: | ||||
| Добывающие | 2 | 981 | - | 983 |
| Нагнетательные | - | 432 | 1 | 433 |
| в том числе | ||||
| по основной сетке: | ||||
| Добывающие | 2 | 294 | - | 296 |
| Нагнетательные | - | 233 | - | 233 |
| по уплотняющей сетке: | ||||
| Добывающие | - | 687 | - | 687 |
| Нагнетательные | - | 199 | - | 199 |
| Контрольные скважины | - | 18 | - | 18 |
| Общий пробуренный фонд | 2 | 1431 | 1 | 1434 |
| Недобуренный фонд скважин: | ||||
| Добывающие | - | - | 16 | 16 |
| Нагнетательные | - | - | 10 | 10 |
| Резервные | - | 61 | 5 | 66 |
| Контрольные скважины | - | 12 | - | 12 |
| Всего | 73 | 31 | 104 | |
Низкие темпы бурения (до 5% от общего объема) основной редкой сетки скважин с плотностью 49 га/скважин обеспечили извлечение незначительной части запасов – 8% от НИЗ за 10 лет разработки.
Максимальные темпы бурения (до 22% в 1986г.) уплотняющего и остатков основного фонда способствовали резкому увеличению темпа отбора нефти (с 8% до 31% отбора от НИЗ) за 5 лет разработки.
В эксплуатации по объекту БС10 находятся 877 скважин, в том числе 718 добывающих и 159 нагнетательных. Распределение скважин по категориям приведено в таблице 3.9.
Таблица 3.9.
Фонд скважин объекта БС10 на 1.01.2001г.
| Скважины | Категория скважин | Всего | |||
| Эксплуатационные | Консервация | Пьезометр. и контр. | Ликвидированные | ||
| Добывающие | 584 | 178 | 100 | 63 | 925 |
| Нагнетательные | 184 | - | 196 | 18 | 398 |
| Общий фонд | 768 | 178 | 296 | 81 | 1323 |
Как следует из таблицы, в эксплуатационном фонде на 1.01.2001г. числится 877 скважин или 72% от пробуренного фонда.
Добывающий фонд по объекту уменьшился на 341 скважину, т.е. на 29%. В связи с этим произошло разрежение пробуренной сетки скважин и соответственно сокращение охвата пласта вытеснением.
Выбытие из эксплуатации большей части добывающих и нагнетательных скважин привело к уменьшению плотности сетки скважин в целом по объекту и по каждому блоку. В целом по залежи средневзвешенная по площади плотность сетки скважин на 1.01.2001г. составляет 40га/скв , т.е. уменьшилась почти в 3 раза относительно пробуренной 15га/скв.
Максимально сетка скважин разрежена по 9 блоку, средневзвешенная по площади плотность сетки действующих добывающих + нагнетательных скважин на 1.01.2001г. составляет 56,3 га/скв . в связи с выбытием большого количества высоко обводненных скважин в действии осталось 40 скважин (26% пробуренного добывающего фонда). Неравномерное обводнение и выбытие большинства скважин связано с неоднородным строением и распределением фильтрационных свойств, в большей части водонефтяным характером залежи в 9 блоке.
Наименее изменилась плотность сетки скважин по блокам 1, 5, 7 в зависимости от более благоприятного залегания пластов и меньшей неоднородности параметров.
В целом по объекту БС10 величина текущего коэффициента нефтеизвлечения существенно зависит от плотности сетки скважин (ПСС) при ее уменьшении до 20 – 25 га/скв. дальнейшее разряжение ПСС более 25 га/скв. ощутимо сказывается на снижении охвата пласта вытеснением по площади и следовательно на достижении конечного КИН. Для разных блоков эта зависимость имеет разный диапазон и характер в зависимости от геологического строения и ФЕС.
Таблица 3.10.
Плотность сетки добывающих + нагнетательных скважин
(средневзвешенная по площади)
| Блоки | По проекту (1986г.) га/скв. | По факту, га/скв. | Кол-во действ. скважин на 1.01.01г. | Изменение относительно проекта (кратно) | |
| Максимальная | На 1.01.01г. | ||||
| 1 | 21,7 | 28 | 51 | 43 | 2,0 |
| 2 | 12 | 13 | 33 | 42 | 3,5 |
| 3 | 12 | 12,5 | 38 | 34 | 2,8 |
| 4 | 12 | 14 | 34 | 63 | 5,3 |
| 5 | 12 | 12,5 | 23 | 81 | 6,8 |
| 6 | 12 | 13 | 28 | 72 | 6,0 |
| 7 | 12 | 13 | 24 | 83 | 6,9 |
| 8 | 12 | 14 | 38 | 75 | 6,3 |
| 9 | 12 | 14 | 56 | 42 | 3,5 |
| 10 | 21,7 | 19 | 48 | 78 | 3,6 |
| В целом | 14,5 | 15 | 40 | 613 | 42,3 |
Наиболее однородным, монолитным является 5 блок, по которому достигнут максимальный текущий КИН и осуществляется более равномерная выработка пластов.