В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26% , у 13% пород - более 26%.
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299•10-3 мкм2 и изменяется от 1,1•10-3 до 1830•10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10-3 -500*10-3 мкм2, проницаемость более 500•10-3 мкм2 характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102•10-3 до 495•10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500•10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10•10-3 до 100•10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере. Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432•10-3 мкм2.
1.4 Состояние разработки месторождения
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела:
нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, нефтенасыщенные - БС-82, БС-18. Пласты AC-9, AC-10, AC-11 объединены в один объект АС. В текущем году вовлечена в пробную эксплуатацию залежь пласта БС-82 вводом четырех скважин со средним дебитом нефти 21,5 т/сут, добыча из них составила 3,102 тыс. т нефти. Эксплуатация пласта БС-18 ведется одной скважиной. Разработка месторождения велась согласно «Технологической схеме разработки Лянторского месторождения», составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и «Анализа разработки Лянторского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:
- выделение одного объекта разработки АС 9-11;
- размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.
С 1999 года месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Лянторского месторождения», выполненного ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ № 2375 от 15.07.99 г.). В работе проведена переоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненных геолого-физических параметров пластов АС9-11 и распределение их по типам геологического строения, рассмотрена эффективность применения площадной девятиточечной системы разработки по участкам ДНС.
Дана характеристика распределения по площади неконтактных нефтенасыщенных толщин и контактных с газом и водой, даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию состояния разработки с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. На основании анализа разработки выполнены расчеты технологических показателей разработки.
По состоянию на 1.01.2009 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 9.5,2 % проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс. т нефти с начала разработки при текущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти при плане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195, что на 8774,753 тыс. т больше по сравнению с прошлым годом. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год -- 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут, при среднегодовой обводненности 92,70 %, увеличение по отношению к 2001 году составило 0,61 %.
Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2002 год составил 1952,613 тыс. т нефти, ГРП провели в 11 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 59,151 тыс. т, ГПП - в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча составила 12,315 тыс. т.
Кроме того, провели гидромеханическую щелевую перфорацию в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто 25,862 тыс. т. В течение отчетного года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 25 добывающих и 15 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 8 добывающих и 57 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции в 23 добывающих, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 2 нагнетательных скважинах, в 7 - ликвидацию негерметичности забоя.
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 130 скважин, из них 52 со слабым притоком, 1 с высоким газовым фактором, 77 с высокой обводненностью. На 1.01.2003 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 92 скважины, дающих 51 со средним дебитом нефти на конец года 3,3 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 67,807 тыс. т - 0,8 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97,3 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8037,212 тыс. ). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2003 года составил 3447 со средним дебитом нефти за год 6,8 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 297 со средним дебитом нефти 1,8 т/сут, добыча за 2002 год из этих скважин составила 152,731тыс. т (1,9 %). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2003 года по месторождению составил 361 скважину, добывные возможности которых на конец года составили 1351,5 т/сут.
Извлечение нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 % работают 131 скважина (3,7 % действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 % работают 793 скважины (22,3 %). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90 % (2637 скважин - 74 %), из них 353 скважины работают с обводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и 26519,8 т/сут жидкости. В ноябре 2002 года составлены мероприятия по сокращению непроизводительных отборов жидкости по 143 высокообводненным скважинам (Протокол № 587 от 6.11.2002г. НТС ОАО «Сургутнефтегаз»), согласно которым 77 добывающих скважин переведены в периодическую эксплуатацию, 28 скважин - в контрольно-пьезометрический фонд, 3 скважины переведены под нагнетание воды, 31 остановлены и переведены в бездействующий фонд, 2 скважины запущены в работу после проведенных ГТМ (дострел, РИР). Из общего числа скважин по 86 запланировано проведение ГТМ (РИР, дострел, бурение бокового ствола), в 2003 году в 44 скважинах, в 2004-2005 годы - в 42 скважинах. Кроме того, 42 высокообводненные скважины переведены в контрольно-пьезометрический фонд.
Распределение обводненности по площади показывает, что по объекту разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90 %, за исключением ДНС-1, 17, 18, 19, повышенное обводнение (> 94 %) отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС - 2, 3, 4 так и с низкой степенью выработки - ДНС - 10, 13, 14. Контроль за выработкой запасов проводится по районам ДНС. Характер выработки зависим от геологического строения месторождения, максимальное количество остаточных запасов определяется в монолитной зоне, где сосредоточен максимальный процент начальных запасов. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС -3, добыча с начала разработки составила 24193,093 тыс. т. нефти, ДНС - 4 -16811,004 тыс.т., ДНС - 6 - 15461,085 тыс.т., что соответственно составляет 14,7 %, 10,2 %, 9,4 % от накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС, что в большой степени зависит от соотношения в этих зонах участков с различным типом геологического строения объекта разработки. Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31,7 %, ДНС - 7 - 25,3 %, ДНС-3 -25,5 %, ДНС - 11 - 24,8 %, наименьшая - в районах ДНС - 13 - 7,1 %, ДНС - 14 - 7,6 %, ДНС-19 - 9,7 %, ДНС - 12 - 10,5 %, Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС - 6 (9 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (8,9 %), ДНС - 3 (7,3 %). Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 169 скважинах, в том числе внедрение нефти - в двух скважинах. Для вовлечения в разработку контактных и перемещенных запасов нефти за текущий год произведены дострелы в 78 добывающих скважинах. Большая часть дострелов - 67 скважин была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещенных нефтью.
Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интервалами замещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто 159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. В отчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 2004 - 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите на конец года - 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. т нефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как факт подъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъем водо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволов показывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточно иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные толщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинах с небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенных толщин.
В 2009 году было введено в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2 т/сут при среднегодовой обводненности -- 61,36 %. Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.
По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, с начала разработки -- 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3 атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давление удерживается на уровне200-203 атм, по ДНС - 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм. По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5 атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки - 87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм при годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атм при компенсация с начала разработки , превышающей 100 %. По пласту АС-11 пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84 %, с начала разработки 125,4 %.
Страницы: 1, 2, 3, 4
