Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 4 )

Основной объем исследований выполнен Центральной лабораторией концерна Тюменьгеология (на стадии разведочных работ), институтом СибНИИНП и службами ТПП Когалымнефтегаз.

Таблица 1.7-Свойства и ионный состав пластовой воды пласта БС11-2.

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа*с	8		0,5
Общая минерализация, г/л	-	18,8-22,6	20,8
Плотность, г/см3	-	1,013-1,016	1,015
Содержание ионов, мг-л Cl	-		11719
Мг-экв/л HCO3	-		1153
Ca	-	348-524	424
Mg	-	29-44	37
Na	-		7500

1.5 Запасы нефти и газа

Первый подсчет запасов был выполнен тематической партией Главтюменьгеологии в 1983г., ГКЗ СССР протоколами № 000 и № 000 от 02.11.83 утвердила балансовые и извлекаемые запасы нефти в объеме. В таблице 1.8 представленны утвержденные балансовые и извлекаемые запасы.

Таблица 1.8- Балансовые и извлекаемые запасы
Запасы	В+С1, тыс. т	С2, тыс. т	В+С1+С2, тыс. т
Балансовые	505456	274632	780088
Извлекаемые	222555	75714	298269

В 1992г. институтом СибНИИНП была выполнена переоценка запасов нефти и газа, результаты которой были утверждены ГКЗ Минприроды РФ. Согласно утвержденным данным, кроме количественного изменения, запасы нефти изменились и качественно практически по всем показателям.

Отбор дополнительных глубинных и поверхностных проб нефтей по скважинам уточнили значение подсчетных параметров, обусловленных физико-химическими свойствами нефтей, которые изменились незначительно как в большую, так и в меньшую сторону.

В таблице 1.9 представлено сравнение подсчетных параметров и балансовых запасов по пластам, зонам и категориям на различные даты их утверждения. Больший объем полученной дополнительной информации по Южно-Ягунскому месторождению обусловил корректировку отдельных подсчетных параметров и коэффициентов, что повлекло к уточнению запасов нефти и газа, которые по залежам изменились в основном в сторону уменьшения.

Таблица 1.9-Сравнение подсчетных параметров запасов
Параметры	БС11-2
Подсчет запасов
1983 г.	1992 г.
НЗ	ВНЗ	НЗ	ВНЗ
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3	1964294	1307864	486253	1036166
Открытая пористость, доли ед.	0,21	0,21	0,22	0,22
Нефтенасыщенность, доли ед.	0,72	0,62	0,61	0,56
Плотность нефти, т/м3	0,83	0,83	0,839	0,839
Балансовые запасы нефти, тыс. т	207071	119875	45441	88894
В т. ч. категория С1	162271	67652	45350	82348
Категория. С2	44800	52223	91	6546

Сравнивая величины эффективной и нефтенасыщенной толщины по разведочным скважинам, участвовавшим в подсчете 1983г. и в последующем пересчете, можно сделать вывод, что изменения в большинстве своем небольшие и связаны преимущественно с уточнением границ прослоев. Наибольшее расхождение эффективной толщины в пласте БС11-2 (увеличение на 7,1%), т. к. пересмотрены общие границы пласта в разведочных скважинах № 66, 67, 80, 87, 103.

Выводы

В целом Южно-Ягунское месторождение относится к крупным и характеризуется развитой послойной неоднородностью коллекторов, повышенной пластовой температурой, слабой минерализацией пластовых вод и маловязкой нефтью. В этих условиях происходит быстрый прорыв воды от нагнетательных к нефтяным скважинам по главным линиям тока, наиболее проницаемым прослоям и участкам пласта. Это приводит к быстрому обводнению добывающих скважин, снижению темпов текущего отбора нефти, снижению эффективности действия системы ППД, увеличению нагрузки на систему сбора и подготовки нефти.

2 Динамика разработки месторождения

Южно-Ягунское нефтяное месторождение введено в разработку в 1982 году. В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы разработки, составленной ТатНИПИнефтью в 1984 году, предусматривающей выделение трех эксплуатационных объектов разработки БС101-2; БС111 и ЮС11 , разбуривание которых производилось самостоятельными сетками скважин.

В связи с возникшими осложнениями при эксплуатации пласта БС101 в дополнительной записке к технологической схеме, выполненной СибНИИНП в 1990 году, было рекомендовано отказаться от бурения самостоятельной сетки нагнетательных скважин на пласт БС101 и вовлекать его в разработку лишь в зонах слияния тонкой перемычки между пластами БС101 и БС102, а также в обводненных участках пласта БС102 с последующим проведением работ по его изоляции.

Для пласта ЮС10 1 рекомендовано применение площадной 7-ми точечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500*500 м.

В целом по месторождению предусматривалось бурение 1047 скважин при общем фонде за весь срок разработки 3323 скважин

По состоянию на 01.01.98 на месторождении пробурено 1743 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1367, нагнетательных 311, прочих 65.

Для повышения продуктивности скважин на месторождении применяют обработку призабойных зон (ОПЗ). Эти работы положительно влияют на темпы выработки запасов. В среднем на одну обработку добывается 442 т дополнительной нефти.

На Южно-Ягунском месторождении пласты БС111; БС112; БС101 и БС102 разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Средний дебит одной скважины по нефти составляет 44 %.

О динамике разработки за период с 1991 года по 1996 год можно судить из следующей таблицы 3.1

Таблица 3.1-Динамика разработки месторождения

Показатели разработки	1991г	1992г	1993г	1994г	1995г	1996г
Отобрано нефти, млн. т.	9,6	9,4	8,2	6,2	5,4	5,1
Отобрано жидкости, млн. м3	7,4	6,5	6,4	8,6	11,0	9,7
Обводненность, %	31	27	33,3	43	43	45
Накопленная добыча, млн. т.	61	75	86	94	100	108

2.1 Обзор методов повышения производительности скважин

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения призабойной зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его продуктивности. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в ПЗП может ухудшаться из–за закупорки пор отложениями парафина, глинистыми частицами и смолистыми веществами.

В нагнетательных скважинах призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т.д.).