Файл: Пермский национальный исследовательский политехнический университет.docx
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 769
Скачиваний: 17
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1.Общие сведения о месторождении
Геолого-физическая характеристика месторождения
Верхний отдел Баженовская свита
Структурно-тектоническая характеристика
Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химические свойства воды
2.2Анализ текущего состояния разработки и фонда скважин
части месторождения в районе скв. 1204р. Залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 3,4 до 14,4 м. ВНК среднее -2297 м. Высота залежи составляет около 18 м. Размер залежи 4,5 х 3,1 км.
Залежь 6 находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения. Залежь полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 2,8 до 8,4 м. ВНК среднее -2296 м. Высота залежи составляет около 10 м. Размер залежи 2,0 х 1,4 км.
Залежь пласта БС6. По нефтенасыщенностипласт БС6на Мамонтовском месторождении разделился на 2 залежи.
Залежь 1 полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6 колеблется от 0,5 до 4,4 м. ВНК среднее -2215,5 м. Высота залежи составляет около 5 м. Размер залежи 3,25 х 1,25 км.
Залежь 2 полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6колеблется от 0,8 до 7,5м. ВНК 2224 м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 1,62 х 1,62 км.
Залежи пласта АС5-6. Пласт АС5-6 на Мамонтовском месторождении представлен одной основной и двумя подчинѐнными залежами нефти, расположенными севернее основной. Средней ВНК по залежам 1900 м.
Залежь 1 расположена в северной части Мамонтовской площади. Нефтенасыщенные толщины 0,4 - 18 м. ВНК -1905 м. Высота залежи 23 м.
Размеры залежи 8 х 5,5 км.
Залежь 2 небольшая по величине и расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 25,4 м. ВНК 1900 м. Высота залежи 38 м. Тип залежи массивный. Размер залежи 12,5 х 19,5 км.
Залежь 3 находится к западу от залежи 2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 14,4 м. ВНК -1902 м.
Высота залежи 21 м. Размер залежи 5,5 х 2,5 км.
Залежи пласта АС4. Залежи пласта АС4 распространены по всей площади Мамонтовского месторождения. Пласт АС4представлен основной и северной залежами нефти. Размеры основной залежи 42,25 х 16,5 км. ВНК 1901 м. Высота залежи 60 м. На западном склоне обособляется от основной залежи
небольшая залежь. Нефтенасыщенная толщина 1 - 4,8 м. ВНК -1900 м. Размеры залежи 4,25 х 3 км.Пластово-сводовая залежь АС4 и массивная водоплавающая АС5-6оъединяются в единый горизонт, в котором уровень ВНК отмечается 19001902 м.
Балансовые запасы нефти и газа по Мамонтовскому месторождению подсчитаны тематической партией подсчета запасов ОАО «РН-
Юганскнефтегаз» и утверждены ГКЗ РФ в 1999г. (протокол №541).
По состоянию на 01.10.2001г. Главтюменьгеологией запасы нефти Мамонтовского месторождения были приращены и оценивались величинами:
Балансовые –1.4 млрд.т
Извлекаемые – 900 млн.т., при среднем КИН = 0,236.
По величине извлекаемых запасов нефти месторождение является крупным, по геологическому строению – сложным. Основная часть извлекаемых запасов (77 %) приурочена к низкопродуктивным, глубокозалегающим продуктивным пластам ачимовской толщи, характеризующейся низким КИН.
Достоверность запасов по категории С2 по всем пластам низкая. По оценке СибНИИНП балансовые запасы категории С2ачимовской толщи завышены в два раза за счет завышения объемов нефтенасыщенных пород по пластам.
Практически все запасы (98,5%) относятся к разведанным – категорий С1.
Мамонтовское месторождение начало разрабатываться в 1970 году согласно технологической схеме разработки. Согласно утвержденному ЦКР МНП варианту разработки, разбуривание нефтяных пластов осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600
м (плотность сетки
31.104 м2/скв) при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Скважины размещались в пределах изопахиты 2 м в нефтяной и 2.5 м – в водонефтяной зоне. Быстрое разбуривание (по проектным решениям) наиболее продуктивной части залежи и постепенное наращивание интенсивности разработки путем развития системы поддержания пластового давления по всей залежи позволили ввести в активную разработку основные запасы нефти, за исключением зон низких (менее 2.5 м) нефтенасыщенных толщин, расположенных преимущественно в северо-западной части залежи.
Бурение скважин произведено кустовым наклонно-направленным способом с трех- и четырех интервальным профилем. Имеющиеся отклонения от нормативов искривления профилей скважин осложняют проведение текущего и капитального ремонта скважин и работу механизированного фонда. В результате простаивает значительное количество скважин вследствие прихвата или обрыва ЭЦН, порыва кабеля и т.п.
Диаметр эксплуатационных колонн (146 мм) позволяет эксплуатировать скважины имеющимися типами электропогружных насосов. Режимы работы добывающих скважин в целом близки к проектным.
Одной из причин, отрицательно влияющих на показатели разработки, является недостаточно надежная конструкция скважин в интервалах залегания люлинворской свиты, что приводит к смятию и смещению обсадных колонн. В частности, по этой причине на основном объекте БС10мон ликвидирована 31 скважина добывающего фонда (19% всех ликвидированных добывающих
скважин объекта) и 53 нагнетательные скважины (54 % от общего количества),
что нарушает проектную сетку скважин и негативно отражается на равномерности выработки запасов нефти. С начала 2000-х гг. при бурении скважин стала применяться более совершенная конструкция скважин с удлиненным (до глубины 750 м) кондуктором, что позволяет надежно перекрыть интервал залегания люлинворской свиты и не допустить нарушений обсадных колонн.
Сбор продукции осуществляется по однотрубной закрытой схеме с параметрами, обеспечивающими нормальную работу скважин до определенной стадии разработки. На данной стадии разработки, характеризующейся ростом обводнения и наличием скважин различной обводненности по кустам, появляются отдельные участки, работающие в режиме инверсии фаз, и коррозионно-опасные участки, что может осложнить процесс добычи и подготовки нефти.
Потенциал реализованной системы разработки объекта позволил в середине и конце 90-х гг. обеспечить высокие темпы отбора нефти, в результате чего по состоянию на 05.02.2015 значения накопленной добычи нефти и жидкости превышают проектные величины.
По месторождению в целом (категория запасов АВС1) проектная добыча нефти характеризуется постепенным падением с 6 млн.т в 2001 году до 360 тыс.т в 2060 году. Добыча жидкости в течение первых 9 лет (с 2000 по 2008 гг.) поддерживалась на стабильном уровне (40-41 млн.т), затем начала снижаться в связи с выбытием скважин из эксплуатационного фонда (в 2060 году – 18 млн.т). Динамика закачки аналогична добыче жидкости.
В 2000 году Уфимским филиалом ООО «Юганск НИПИ нефть»
Залежь 6 находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения. Залежь полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 2,8 до 8,4 м. ВНК среднее -2296 м. Высота залежи составляет около 10 м. Размер залежи 2,0 х 1,4 км.
Залежь пласта БС6. По нефтенасыщенностипласт БС6на Мамонтовском месторождении разделился на 2 залежи.
Залежь 1 полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6 колеблется от 0,5 до 4,4 м. ВНК среднее -2215,5 м. Высота залежи составляет около 5 м. Размер залежи 3,25 х 1,25 км.
Залежь 2 полностью подстилается водой.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6колеблется от 0,8 до 7,5м. ВНК 2224 м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 1,62 х 1,62 км.
Залежи пласта АС5-6. Пласт АС5-6 на Мамонтовском месторождении представлен одной основной и двумя подчинѐнными залежами нефти, расположенными севернее основной. Средней ВНК по залежам 1900 м.
Залежь 1 расположена в северной части Мамонтовской площади. Нефтенасыщенные толщины 0,4 - 18 м. ВНК -1905 м. Высота залежи 23 м.
Размеры залежи 8 х 5,5 км.
Залежь 2 небольшая по величине и расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 25,4 м. ВНК 1900 м. Высота залежи 38 м. Тип залежи массивный. Размер залежи 12,5 х 19,5 км.
Залежь 3 находится к западу от залежи 2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 14,4 м. ВНК -1902 м.
Высота залежи 21 м. Размер залежи 5,5 х 2,5 км.
Залежи пласта АС4. Залежи пласта АС4 распространены по всей площади Мамонтовского месторождения. Пласт АС4представлен основной и северной залежами нефти. Размеры основной залежи 42,25 х 16,5 км. ВНК 1901 м. Высота залежи 60 м. На западном склоне обособляется от основной залежи
небольшая залежь. Нефтенасыщенная толщина 1 - 4,8 м. ВНК -1900 м. Размеры залежи 4,25 х 3 км.Пластово-сводовая залежь АС4 и массивная водоплавающая АС5-6оъединяются в единый горизонт, в котором уровень ВНК отмечается 19001902 м.
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Запасы нефти и газа
Балансовые запасы нефти и газа по Мамонтовскому месторождению подсчитаны тематической партией подсчета запасов ОАО «РН-
Юганскнефтегаз» и утверждены ГКЗ РФ в 1999г. (протокол №541).
По состоянию на 01.10.2001г. Главтюменьгеологией запасы нефти Мамонтовского месторождения были приращены и оценивались величинами:
Балансовые –1.4 млрд.т
Извлекаемые – 900 млн.т., при среднем КИН = 0,236.
По величине извлекаемых запасов нефти месторождение является крупным, по геологическому строению – сложным. Основная часть извлекаемых запасов (77 %) приурочена к низкопродуктивным, глубокозалегающим продуктивным пластам ачимовской толщи, характеризующейся низким КИН.
Достоверность запасов по категории С2 по всем пластам низкая. По оценке СибНИИНП балансовые запасы категории С2ачимовской толщи завышены в два раза за счет завышения объемов нефтенасыщенных пород по пластам.
Практически все запасы (98,5%) относятся к разведанным – категорий С1.
-
Технологическая часть
-
Характеристика текущего состояния разработки месторождения
Мамонтовское месторождение начало разрабатываться в 1970 году согласно технологической схеме разработки. Согласно утвержденному ЦКР МНП варианту разработки, разбуривание нефтяных пластов осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600
м (плотность сетки
31.104 м2/скв) при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Скважины размещались в пределах изопахиты 2 м в нефтяной и 2.5 м – в водонефтяной зоне. Быстрое разбуривание (по проектным решениям) наиболее продуктивной части залежи и постепенное наращивание интенсивности разработки путем развития системы поддержания пластового давления по всей залежи позволили ввести в активную разработку основные запасы нефти, за исключением зон низких (менее 2.5 м) нефтенасыщенных толщин, расположенных преимущественно в северо-западной части залежи.
Бурение скважин произведено кустовым наклонно-направленным способом с трех- и четырех интервальным профилем. Имеющиеся отклонения от нормативов искривления профилей скважин осложняют проведение текущего и капитального ремонта скважин и работу механизированного фонда. В результате простаивает значительное количество скважин вследствие прихвата или обрыва ЭЦН, порыва кабеля и т.п.
Диаметр эксплуатационных колонн (146 мм) позволяет эксплуатировать скважины имеющимися типами электропогружных насосов. Режимы работы добывающих скважин в целом близки к проектным.
Одной из причин, отрицательно влияющих на показатели разработки, является недостаточно надежная конструкция скважин в интервалах залегания люлинворской свиты, что приводит к смятию и смещению обсадных колонн. В частности, по этой причине на основном объекте БС10мон ликвидирована 31 скважина добывающего фонда (19% всех ликвидированных добывающих
скважин объекта) и 53 нагнетательные скважины (54 % от общего количества),
что нарушает проектную сетку скважин и негативно отражается на равномерности выработки запасов нефти. С начала 2000-х гг. при бурении скважин стала применяться более совершенная конструкция скважин с удлиненным (до глубины 750 м) кондуктором, что позволяет надежно перекрыть интервал залегания люлинворской свиты и не допустить нарушений обсадных колонн.
Сбор продукции осуществляется по однотрубной закрытой схеме с параметрами, обеспечивающими нормальную работу скважин до определенной стадии разработки. На данной стадии разработки, характеризующейся ростом обводнения и наличием скважин различной обводненности по кустам, появляются отдельные участки, работающие в режиме инверсии фаз, и коррозионно-опасные участки, что может осложнить процесс добычи и подготовки нефти.
Потенциал реализованной системы разработки объекта позволил в середине и конце 90-х гг. обеспечить высокие темпы отбора нефти, в результате чего по состоянию на 05.02.2015 значения накопленной добычи нефти и жидкости превышают проектные величины.
По месторождению в целом (категория запасов АВС1) проектная добыча нефти характеризуется постепенным падением с 6 млн.т в 2001 году до 360 тыс.т в 2060 году. Добыча жидкости в течение первых 9 лет (с 2000 по 2008 гг.) поддерживалась на стабильном уровне (40-41 млн.т), затем начала снижаться в связи с выбытием скважин из эксплуатационного фонда (в 2060 году – 18 млн.т). Динамика закачки аналогична добыче жидкости.
В 2000 году Уфимским филиалом ООО «Юганск НИПИ нефть»