Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Как уже упоминалось выше, на Угутском месторождении с 1988г в промышленной разработке находится три пласта горизонта Ю1: ЮС1-1, ЮС1-2,   ЮС1-3. Данные разработки Угутского месторождения представлены в таблице 3 и на рисунке 5 представлен график разработки Угутского месторождения.


Таблица 3 – Показатели разработки Угутского месторождения











































































































































































































YEAR



Del Np



Np/N



Del Wp



Del Wi



Wi



Evol



f(w)



 



Год



Годовая добыча нефти, т.



Отбор от балансовых запасов, д.ед.



Годовая добыча воды, т.



Годовая закачка воды, т.



Накопленная закачка воды, тыс.т.



Промытый поровый объем, д.ед.



Обводненность, %



Добыча жидкость, т.



1988



9540



0,000



0



0



0



0,00



0,00



9540,0



1989



216603



0,003



6322



38025



38025



0,00



1,69



222925,3



1990



703080



0,011



29646



421857



459882



0,01



4,60



732726,3



1991



880364



0,022



92647



977818



1437700



0,02



9,28



973011,1



1992



756551



0,031



99120



1132364



2570065



0,04



11,52



855670,7



1993



784472



0,040



73616



1128862



3698927



0,06



8,56



858088,5



1994



832334



0,051



85294



1109263



4808189



0,08



9,31



917628,3



1995



963233



0,062



109722



1202810



6010999



0,10



10,01



1072955,1



1996



1135865



0,076



177019



1710878



7721877



0,13



13,37



1312884,3



1997



1097301



0,089



131067



1549180



9271057



0,15



10,64



1228368,1



1998



1059676



0,102



87596



1283814



10554871



0,17



7,59



1147271,6



1999



1042525



0,115



97991



1293258



11848129



0,19



8,49



1140516,4



2000



1167519



0,129



245108



1511478



13359608



0,22



17,05



1412626,4



2001



1461012



0,146



689698



2383800



15743408



0,25



31,73



2150710,0



2002



1412973



0,163



994674



2818352



18561760



0,28



41,01



2407647,0



2003



1355095



0,180



1770450



3618539



22180298



0,31



56,29



3125544,2




Из общего объёма извлекаемых запасов нефти Угутского месторождения на пласт ЮС1-1 приходится 41 %, на пласт ЮС 1-2 – 14 % и на ЮС 1-3 – 45 %. В 2003 году на Угутском месторождении добыто 1355 тыс.т нефти при темпе отбора 1,64% от балансовых запасов.


До 2000 года разработка месторождения велась с темпами отбора порядка 1,3% от балансовых запасов. С 1999 года начался период форсированных отборов жидкости, что определило прирост в добыче нефти в 2000г на 125 тыс.т нефти, в 2001г на 293,5 тыс.т. При этом для компенсации отборов жидкости увеличивались объёмы закачки воды в продуктивные пласты. Как видно из графика разработки Угутского месторождения, начиная с 2000г объёмы закачки воды резко возрастают, и при этом с 2002г происходит падение добычи нефти, вследствие резкого увеличения обводнённости продукции добывающих скважин.


Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения Рисунок 5 – Динамика показателей разработки Угутского месторождения


Рисунок 6 - Динамика дебитов жидкости и нефти добывающих и приёмистости нагнетательных скважин


 Основная доля годовой добычи приходится на пласт ЮС1-1 (59%), обводнённость продукции которого 72,8%. Накопленный отбор нефти на 1.01.2004 составил 788,15 тыс.т нефти, что составляет всего 17,2% от балансовых запасов нефти пласта Ю1-1. Далее по убыванию - пласт Ю1-2; обводнённость его составляет 50%, запасы выработаны на 51,5%. Данный пласт является наиболее выработанным из разрабатываемых пластов Угутского месторождения. Наименьшую долю в общей добыче имеет пласт Ю1-3 (16%). Процент выработки запасов составляет 21,7%., при обводнённости продукции 41,1%.


Показатели разработки отдельных пластов Угутского месторождения на 1.01.2004  представлены в таблице 4.


Таблица 4 – Показатели разработки продуктивных пластов Угутского месторождения





















































Пласт



Del Np



Np



Np/N



Del Wp



Wp



Del Wi



Wi



Годовая добыча нефти, т.



Накопленная добыча нефти, тыс.т.



Отбор от балансовых запасов, д.ед.



Годовая добыча воды, т.



Накопленная добыча воды, тыс.т.



Годовая закачка воды, т.



Накопленная закачка воды, тыс.т.



Ю1-1



788153,1



6689276,4



0,172



1487429,0



3419036,7



3181853,7



11642836,8



Ю1-2



330186,3



4530447,0



0,515



193128,5



719133,8



565673,5



6218590,0



Ю1-3



213844,7



3582839,7



0,217



98634,6



662130,9



465849,9



6433357,5



Продолжение таблицы 4



















































Пласт



Evol



WOR



f(w)



 



Средний среднесуточный



Промытый поровый объем, д.ед.



Текущий водонефтяной фактор, д.ед.



Обводненность продукции, %



Добыча жидкости, т.



Дебит нефти добывающих скважин, т./сут.



Дебит жидкости добывающих скважин, т./сут.



Приемистость нагнетательных скважин, т./сут.



Ю1-1



0,3



2,7



72,8



2275582,1



18,3



67,3



136,9



Ю1-2



1,0



1,0



50,0



523314,8



11,2



22,3



41,1



Ю1-3



0,6



0,7



41,1



312479,3



10,4



17,6



28,4



На рисунке 7 изображена общая карта текущего состояния разработки Угутского месторождения, а на рисунке 8 показан опытный участок этого месторождения.


Анализ разработки северной части Угутского месторождения и  имеющейся геолого-промысловой информации показал следующее:


1.      Северный участок пласта ЮС1-1 характеризуется наличием разветвлённой системы высокопроницаемых поровых каналов и трещин.


2.      Текущие показатели разработки характеризуются высокими объёмами  добычи жидкости, при высокой обводнённости продукции добывающих скважин.


3.      Расчёт балансовых запасов нефти распределённых по зонам расположения скважин и анализ накопленных отборов на 1.01.04 указывает на низкую степень выработки запасов пласта ЮС1-1 северного участка Угутского месторождения при высокой обводнённости продукции добывающих скважин.


Исходя из этого, северный участок Угутского месторождения может быть выбран как опытный для проведения  мероприятий направленных на увеличение добычи нефти. Далее в тексте этот участок Угутского месторождения именуется как  «опытный».


Как видно из данных рисунков 7 и 8, наибольшими отборами пластовой жидкости характеризуется северная часть месторождения, ограниченная по линии скважин №545, 969, 475, 11к, 1014, 1028. Данный участок месторождения разделён на две ячейки разрезающим рядом нагнетательных скважин – 547, 549, 550, 551, 552, 473, 474, 475. В таблице 5 приведены наиболее характерные технологические режимы  эксплуатации добывающих скважин рассматриваемого участка.







Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Рисунок 7 -  Карта текущего состояния разработки Угутского месторождения







Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Рисунок 8 - Карта текущей разработки пласта ЮС1-1 опытного участка Угутского месторождения


Таблица 5 – Технологические режимы работы добывающих скважин



















































































































































































































































































































































































































скв



куст



Дренируемый пласт



тип насоса



Фактический  режим



нефти



жидкости



Обводнённость продукции



 



 



 



 



т/сут



м3/сут



%



10КН



24



ЮС1-1, ЮС1-2, ЮС1-3



ЭЦН-60-2200



7



34



76



949



24



ЮС1-1, ЮС1-2, ЮС1-3



ЭЦН-60-2000



16



18



1



967



24



ЮС1-1, ЮС1-3



ЭЦН-50-2400



7



15



49



966



24



ЮС1-1



ЭЦН-60-2200



42



50



1



260



24



ЮС1-1



ЭЦН-400-2000



75



435



80



980



24



ЮС1-1



ЭЦНМ5-60-2000



1



12



90



261



24



ЮС1-1



ЭЦН-125-2250



66



98



21



247



24



ЮС1-1



ЭЦН-80-2250



14



71



77



997



26



ЮС1-1, ЮС1-3



ЭЦН5-50-2000



17



19



1



1011



26



ЮС1-1



ЭЦН-125-2300



8



128



92



1026



26



ЮС1-1



ЭЦН-80-2200



35



87



53



995



26



ЮС1-1



ЭЦН-200-2000



4



102



95



996



26



ЮС1-1



ЭЦН-50-2000



17



20



1



1027



28



ЮС1-1



ЭЦН-60-1850



22



26



3



1025



28



ЮС1-1



ЭЦН-60-2400



7



62



87



286



28



ЮС1-1



ЭЦН-160-2300



14



136



88



294



28



ЮС1-1



ЭЦН-160-2250



9



164



94



284



29



ЮС1-1



ЭЦН-50-2400



1



21



93



285



29



ЮС1-1



DN-3000-1600



54



142



56



276



29



ЮС1-1



ЭЦН-400-2000



20



385



94



265



29



ЮС1-1



ЭЦН-250-2350



18



230



91



275



29



ЮС1-1



ЭЦН-80-2200



11



78



84



264



29



ЮС1-1



ЭЦН-250-2000



22



247



89



291



31



ЮС1-1



ЭЦН-250-2000



29



207



84



292



31



ЮС1-1



DN-4300-900



40



312



85



289



31



ЮС1-2



ЭЦН-60-1700



15



18



1



290



31



ЮС1-1



DN-3000-1600



21



186



87



282



33



ЮС1-1



ЭЦН-400-2000



7



380



98



548



33



ЮС1-1



ЭЦН-250-2000



14



260



94



283



33



ЮС1-1



ЭЦНМ5-125-2400



0



122



100



263



33



ЮС1-1



ЭЦН-400-1450



10



352



97



531



34



ЮС1-1



ЭЦН-250-2000



27



282



89



930



34



ЮС1-1



ЭЦН-400-2000



39



277



84



250



34



ЮС1-1



ЭЦН-400-2000



75



384



77



201



34



ЮС1-1



ЭЦН-50-1550



0



67



100



248



34



ЮС1-1



ЭЦНМ5-200-1700



16



216



92



249



34



ЮС1-1



DN-4300-1807



171



457



56



Из таблицы 5 и рисунков 7 и 8 следует, что 60% добывающего фонда скважин эксплуатируется высокодебитными установками; среднесуточный дебит составляет: по жидкости – 165 м3/сут; по нефти – 26 т/сут, а усредненная, по всем добывающим скважинам обводнённость продукции – 81,9%.


На рассматриваемом участке месторождения 90 % добывающих скважин эксплуатируют пласт ЮС 1-1, еще 5 % скважин совместно эксплуатируют пласты ЮС1-1 и ЮС1-3 и остальными 5 % скважин дренируются совместно пласты ЮС1-1, ЮС1-2, и ЮС1-3.


В таблице 6 представлены технологические режимы нагнетательных скважин опытного участка Угутского месторождения.


Таблица 6 – Технологические режимы нагнетательных скважин опытного участка















































































































































Скважина



Куст



Пласт



Приемистость


м3/сут



181



24



ЮС1-3



68,0



246



24



ЮС1-3



515,0



268



24



ЮС1-1



121,0



474



24



ЮС1-1



579,0



475



24



ЮС1-1



77,0



473



26



ЮС1-1



18,0



552



26



ЮС1-1



593,0



1013



26



ЮС1-1



27,0



293



28



ЮС1-1



300,0



488



28



ЮС1-1



38,0



490



28



ЮС1-1



63,0



559



28



ЮС1-1



60,0



274



29



ЮС1-1



142,0



549



29



ЮС1-1



400,0



550



29



ЮС1-1



125,0



551



29



ЮС1-1



500,0



556



31



ЮС1-1



592,0



262



33



ЮС1-1



470,0



272



33



ЮС1-1



378,0



547



33



ЮС1-1



263,0



200



34



ЮС1-1



328,0



532



34



ЮС1-1



610,0




Из данных таблицы 6 следует, что 90% нагнетательных скважин опытного участка месторождения эксплуатируют только один объект – ЮС1-1.


В таблице 7 представлены данные разработки пласта ЮС1-1 опытного участка Угутского месторождения, а на рисунке 9 изображены показатели разработки пласта ЮС1-1 по годам.


Таблица 7 – Показатели разработки пласта ЮС1-1 по годам



















































































































































YEAR



Del Np



Np/N



Del Wp



 



Del Wi



Evol



WOR



f(w)



Год



Годовая добыча нефти, т.



Отбор от балансовых запасов, д.ед.



Годовая добыча воды, т.



Годовая добыча жидкости



Годовая закачка воды, т.



Промытый поровый объем, д.ед.



Текущий водонефтяной фактор, д.ед.



Обводненность, %



1993



30921



0,002



0



30921



0



0,000



0,000



0



1994



100729



0,007



296



101025



20948



0,001



0,003



0



1995



186928



0,017



751



187680



60929



0,004



0,004



0



1996



289984



0,032



14545



304529



216663



0,015



0,050



5



1997



296495



0,047



20981



317476



208485



0,025



0,071



7



1998



447174



0,070



22399



469573



347942



0,042



0,050



5



1999



503821



0,096



42913



546734



379966



0,060



0,085



8



2000



509352



0,123



126910



636262



358277



0,072



0,249



20



2001



707528



0,160



498072



1205599



623401



0,079



0,704



41



2002



610228



0,191



794220



1404448



1229503



0,102



1,302



57



2003



481008



0,216



1348090



1829098



1888960



0,131



2,803



74



Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Рисунок 9 - Динамика показателей разработки опытного участка пласта ЮС1-1  Угутского месторождения.


С 1999 года вместе с форсированием отбора жидкости  интенсивно растет обводнённость продукции добывающих скважин, при одновременном снижение объёмов добываемой нефти. При этом 55% нагнетательных скважин работают с приёмистостью более 200 м3/сут.


На рисунке 10 изображена обводнённость пласта ЮС1-1 сформировавшаяся к настоящему времени


Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Рисунок 10 - Карта текущей обводнённости пласта Ю1-1 опытного участка Угутского месторождения


В данном проекте для приближённой оценки величины и типа остаточной нефтенасыщенности были рассчитаны удельные балансовые запасы нефти и в результате сбора промысловой информации о работе скважин, определены суммарные отборы нефти по всем скважинам  опытного участка с начала разработки.


Для оценки балансовых запасов использовались  данные коллекторских свойств пласта ЮС1-1, и  результаты обработки данных геофизических исследований скважин.


В таблице 9 представлены результаты расчета коэффициентов извлечения нефти  по зонам расположения добывающих скважин.


Таблица 9 - Результаты расчета коэффициентов извлечения нефти  по зонам расположения добывающих скважин



























































































































































































































































































Скв



Qн накопл



Обводненность


%



КИН



531



78214



89



0,238



930



100437



84



0,236



201



12170



99



0,026



245



149978



73



0,400



247



88914



77



0,217



202



44259



97



0,232



248



69442



92



0,284



249



282122



56



0,787



250



119749



77



0,262



260



136276



80



0,752



261



128188



21



0,573



966



41936



1



0,193



263



75885



97



0,204



264



138322



89



0,408



265



106403



95



0,313



266



31592



80



0,108



267



27645



98



0,076



980



65206



90



0,241



548



40317



94



0,155



273



88511



99



0,574



275



68041



84



0,343



276



139896



94



0,531



995



47689



95



0,211



996



3422



1



0,019



997



5825



1



0,026



281



59188



92



0,283



282



165168



96



0,577



283



9698



100



0,074



284



75664



93



0,292



285



99179



56



0,413



286



146145



88



0,532



1011



67370



94



0,618



290



72168



87



0,197



291



29484



84



0,124



292



130691



85



0,449



294



124383



94



0,824



1026



104118



53



0,342



1027



43251



3



0,132




На рисунке 11 представлена карта коэффициентов извлечения   нефти относительно балансовых запасов по зонам расположения скважин опытного участка Угутского месторождения, по данным которой можно судить о степени выработки запасов пласта ЮС1-1 опытного участка Угутского месторождения.


Анализ текущего состояния разработки угутского месторождения 


Рисунок 11 - Карта текущей выработки запасов пласта ЮС1-1 опытного участка Угутского месторождения

ищи здесь, есть все, ну или почти все