Сбор и подготовка нефти

                                                Характеристика закачки

Показатели	1994	1995	1996	1997	Всего
В целом: Объём  закачки , тыс.м3 Кол-во скважин , шт. Приёмистость , м3/сут.     Очаговые скважины: Объём закачки , тыс. м3 Кол-во скважин , шт Приёмистость , м3/сут.     Основные ряды: Объём закачки , тыс. м3 Кол-во скважин , шт Приёмистость , м3/сут.     Дополнительные ряды: Объём закачки , тыс. м3 Кол-во скважин , шт. Приёмистость , м3/сут	16682      261      223        327      7    146        11001      135      226           5447      120      223	14032      260      215          636       15      181         8519       131       209           5235       114       217	14048       268       215          696       21      243          9307       138       201            4720        111        216	1928      268      204          442        17       286          766       129       151           929       119       177	285286            4685           180658              99943

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1.4. Обводнённость продукции.

  Месторождение введено  в эксплуатацию в 1976г. Период  добычи малообводнённой продукции (до 10%) длился 5 лет(первые 2 года- безводное). С 1980-1982г.г. начинается период интенсивного обводнения. Наибольший годовой прирост обводнённости - 12% отмечался в 1985г.(год максимальной добычи). В последние годы (начиная с 1989г.) темп обводнения снизился и составляет в среднем за год 4% .

  Факторы, способствующие  быстрому обводнению можно разделить  на две группы:

а) геологические:

- большая доля запасов  ВНЗ - более 40% ;

- низкая начальная  нефтенасыщенность 0.53-0.55 , доля балансовых  запасов с низкой начальной  нефтенасыщ. сост. более 50% ;

- на юге и юго-востоке  запасы объекта 2Б10 контактируют с большим объёмом воды ;

б) технологические :

- быстрый перевод добывающих  скважин под закачку в поперечных  разрезающих рядах, организация блочно-замкнутого заводнения на ранней стадии;

- неширокие первые  полосы - 600м. от основных рядов, 400-дополнительных;

- совместная разработка чистонефтяного объекта 1Б10 с водонефтяным 2Б10 .

  В целом по Южно-Сургутскому  месторождению характер обводнения  близок к водонефтяным залежам  .

3.2 Оценка энергетического  состояния пласта Б10.

 Первоначальное пластовое  давление по пластам 1Б10 и 2Б10  - 237 атм. Динамика пластовых давлений за период разработки по пластам в контуре нефтеносности имеет следующие общие особенности:

- снижение давления  от первоначального до 217 атм.  в первые годы 1976-1980г.г.;

- восстановление пластового  давления до первоначального - 1982г. ;

- дальнейший существенный  рост пластового давления с  достижением значительного превышения над начальным (1982-1990 г.г.)  (табл . 3.2.1) ;

 Тенденция роста  пластового давления сохранилась  и в последние годы. На 1.01.97 г.  Рпл в контуре залежей 1Б10 и 2Б10 достигло соответственно 265 и 264 атм. , что превышает начальное на 28 и 27 атм. соответственно. Пластовое давление даже в зоне отбора выше начального на 25 и 18 атм. В таблице 3.2.1 приведена динамика пластовых давлений по годам разработки.          
      

        Таблица 3.2.1          

           Динамика пластовых давлений  по годам разработки.

Год	Пласт		Средневзвешенное  пластовое давление , кгс/см2
		В контуре    нефтеносности		В зоне            отбора	В зоне          закачки
1978 1979 1980 1981 1982   1983   1984   1985   1986   1987   1988   1989   1990   1991   1992   1993   1994   1995   1996   1997	Б10     Б10   Б10   Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10   1Б10   2Б10    1Б10   2Б10	223          220          217          230          243          241          245          242          255          251          256          251          255          251          253          256          257          252          256          263          266          269         267         272         263         265         261         260         256         262         250         259         257         263         265         268		218             215             211             220             232             230             234             232             245             235             244             235             244             238             245             244             251             244             253             259             262             255             260             257            265            260            253            257            255            263            252            261            256            260            264            265	250             240             240             255             274             277             275             270             282             283             284             283             285             280             275             280             271             270             261             271             276             268             266             264             270             269            270            268            264            268            270            268            272            274            273            275

            3.2. Контроль за разработкой пластов  , состоянием и эксплуатацией  скважин и скважинного оборудования .

                 3.2.1 Промыслово-геофизические исследования (ГИС).

    Данные методы  проводятся с целью контроля  за техническим состоянием действующих скважин , привязки интервала перфорации , уточнения глубины подвязки воронки НКТ , выявления интервалов отдачи (поглащения) с количественной оценкой дебита (расхода) скважины , контроля за изменением характера насыщения разрабатываемых пластов. Для решения этих задач в зависимости от категории скважин применяется различный промыслово-геофизический комплекс.

    3.3.1.1. Нагнетательные  скважины.

  Здесь основной  задачей , которую решают промыслово-геофизические  методы является определение  общего и поинтервального расхода воды и выявление наличия (отсутствия) затрубного перетока нагнетаемой воды. Для этого проводятся замеры гидродинамическим расходомером , термометром и локатором муфт. В скважинах с небольшим расходом нагнетаемой воды (менее 200м3/сут) замер проводят прибором РГД-4 , его необходимо дублировать замером РГТ-1. Проводить замеры этими приборами наиболее целесообразно для определения общей приёмистости пласта.

   Ежегодный объём  ГИС по контролю за работой  нагнетательных скважин должны  составлять не менее 25% (регламент комплексного контроля) от действующего фонда скважин . Периодичность исследований должна быть такой , чтобы за четыре года были исследованы все нагнетательные скважины.

   3.2.1.2. Добывающие  скважины.

  Исследования таких скважин , в основном , осуществляется в период фонтанного режима эксплуатации. В период механизированной отработки методы ГИС используются в основном в период ремонта . В таких скважинах, помимо изучения технического состояния, осуществляется контроль за интервалами притока и обводнения и т. п.

     В комплекс  исследований  входят следующие  методы :

1. Гидродинамическая дебитометрия.
2. Влагометрия , резистивиметрия , плостностнометрия.
3. Термометрия.

 В фонтанных скважинах  проводятся в основном методы  потокометрии , а также радиоактивные методы, направленные на изучение остаточного характера насыщения пластов. В комплекс исследований  входят след. методы:

1. Гидродинамическая дебитометрия и термоэлектрический индикатор притока.
2. Термометрия.
3. Влагометрия , резистивиметрия , плостностнометрия .
4. Магнитный локатор муфт и гамма-метод.
5. Импульсный нейтрон-нейтронный метод и стационарный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам.

   Ежегодный объём  проведения потокометрии в фонтанных  скважинах зависит от модели  геологического строения разрабатываемого объекта. В монолитных пластах ежегодный охват исследованиями составляет 3% от действующего количества добывающих скважин. В сложнопостроенных разрабатываемых пластах потокометрией должно быть охвачено 50% действующего фонтанного фонда. В механизированных скважинах проведение потокометрии производится по мере необходимости, в частности, - во время ремонта скважины или изъятия насоса.

       3.2.1.3. Контрольные скважины.

      Предназначены  для контроля за изменением  текущего характера насыщения . В настоящее время на месторождении имеются две скважины с открытым забоем (скв. №894, 906). В них ежегодно проводятся исследования индукционным каротажем и потокометрией (дебитометрия, термоэлектрический индикатор притока, резистивиметр, термометр, влагомер и плостностномер). По данным индукционного резистивиметра определяют минерализацию воды, выходящей из пласта. Достоверность текущей минерализации пластовой воды проверяется путём записи ПС (потенциала собственной поляризации) при различных удельных электрических сопротивлениях скважинной жидкости.

  Ввиду широкого  заводнения пластов БС10 исследования контрольных скважин проводятся два раза в год.

    3.2.2. Контроль  за разработкой пластов гидродинамическими  методами.

   Промыслово-геофизические исследования , проводимые на месторождении , осуществляют контроль технологических параметров работы скважин (замеры дебитов добывающих и приёмистости нагнетательных скважин, обводнённость продукции), контроль за энергетическим состоянием залежей путём замеров забойных и пластовых давлений , динамических и статических уровней жидкости в скважинах , определения добывных возможностей скважин и гидродинамических параметров пластов. Охват замерами пластовых давлений фонтанного фонда составляет 25% , замерами статических уровней механизированных скважин 72% . Коэффициенты продуктивности определены по 50% скважин пласта 1Б10 и по 70% скважин пласта 2Б10 . Объём и систематизация гидродинамических исследований по пластам Южно-Сургутского месторождения направлены на решение следующих задач:

1. Уточнение продуктивных и гидродинамических характеристик .
2. Уточнение и выявление технологической эффективности отдельных элементов принятой системы разработки (схемы расположения скважин , принятого способа вскрытия пластов , системы поддержания пластового давления, способа эксплуатации скважин и т. д.)
3. Выявление хода процессов пластов по площади и разрезу .
4. Выявление эффективности мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.
5. Выявление взаимодействия эксплуатируемого горизонта с соседними по разрезу и наличия перетоков между пластами.

  Объём виды и  периодичность должны соотв. Регламенту  коплексного контроля.

 

                                                                            Таблица 3.3.1

Объём , виды и периодичность исследований по контролю за разработкой промыслово-геофизическими методами                           

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 

Задачи исследований	Категория скважин	Контролируемые параметры	Охват исследованиями	Периодичность исследований
1	2	3	4	5
1. Контроль энергетического состояния залежей                                   2.Оценка добывных возможностей скважин и пластов               3.Контроль за направлением и скоростью фильтрационных потоков и средних параметров пласта.   4.Контроль за текущей нефтенасыщенностью гидродинамическими методами.	Добывающие             Нагнетатель-                                                                                   ные       Пьезометрические   Водозаборные         Добывающие         Нагнетатель-ные       Добывающие и нагнетательные скв.         Добывающие	Забойное давление(динамический уровень) Пластовое давление(статичес-кий уровень)   Забойное давление Пластовое давление   Пластовое давление   Забойное давление Пластовое давление   Коэффициент продуктивности,гидропроводности   Коэффициент приёмистости, гидропроводности   Направление и скорость фильтрационных потоков, средняя гидропроводность пласта.   Коэффициент продуктивности, текущей нефтенасыщенности и коэффициент охвата.	100%   опорная сеть       100%   опорная сеть      100%         100%       100%         100%            100%         По спец-программам , сост. НГДУ и НИИ     Опорная сеть	1 раз в квартал 1 раз в квартал     1 раз в месяц 1 раз в квартал   1 раз в квартал   1 раз в квартал 1 раз в квартал   После пуска из бурения  и после геолого-тех. мероприят. После пуска из бурения, и после геолого-технол мероприят.               Через каждые 10% изменения доли воды в продукции скважин.