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.
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.
Рисунок 7 - Карта 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
|
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
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.
Рисунок 11 - Карта текущей выработки запасов пласта ЮС1-1 опытного участка Угутского месторождения
