3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1. Принцип разработки месторождения
Самотлорское месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 году. В 1968 году бюро ЦКР (протокол №184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка.
В 1971 году в соответствии с заданием Центральной комиссии выполнена Принципиальная схема разработки.
Принципиальной схемой разработки предусмотрено:
1) выделение пяти самостоятельных объектов разработки: АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10.
2) система разработки блоковая трёх и пятирядная
3) максимальный уровень добычи 100 млн.т.
4) фонд скважин 4434 из них 3289 добывающих, 1145 нагнетательных.
В пределах трёхрядных блоков предлагалось выделение двух эксплуатационных объектов, объединяющих пласты группы АВ и пласты группы БВ.
В 1976 году по заданию Миннефтепрома составлена Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения, которая утверждена ЦКР в марте 1976 года (протокол №478).
Комплексной схемой предусмотрено:
1) разукрупнение горизонта БВ8 на объекты БВ80, БВ81-2, БВ83
2) бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трёхрядных блоков,
3) отрезание чисто нефтяной зоны объекта разработки АВ4-5
4) организация барьерного заводнения , размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2-3 и АВ4-5.
5) усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.
6) максимальный уровень добычи нефти 130 млн. т.
7) фонд скважин 7786, в том числе 4955 добывающих, 2038 нагнетательных, 793 резервных.
При реализации Комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения существенно уточнилось положение контуров нефтегазоводоносности, геологическое строение основных объектов разработки. За счёт более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн.т. превышен проектный максимальный уровень добычи нефти.
Замыкающие затраты на добычу нефти, утверждённые МНП на перспективу составляют 150 руб. за тонну.
Эти изменения привели к настоятельной необходимости уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления данного проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за № 12 от 13 марта 1980 года.
При составлении проекта разработки особое внимание уделено детальным исследованиям строения горизонта и анализу процесса разработки по зонам нефтеводогазонасыщенности и продуктивности.
Результаты этих исследований были использованы для уточнения расчётных геолого-физических параметров продуктивных пластов.
Прогноз технологических показателей разработки производился с помощью постоянно действующей математической модели Самотлорского месторождения, реализованной на ЭВМ.
3.2. Динамика основных показателей разработки Самотлорского месторождения
3.2.1. Первая стадия разработки месторождения(1970 – 1976 года)
В этот период рост добычи нефти обеспечивается путём увеличения фонда дающих продукцию скважин, работающих на безводном режиме.К 1976 году фонд добывающих скважин составил 650 штук. В это время активно вводится система поддержания пластового давления для компенсации отборов жидкости. Для закачки используют воду из реки Вах. К концу данного периода для поддержания пластового давления закачали 119 млн. т. воды в год. Добыча жидкости составила 75 млн.т. в год. А добыча нефти к концу периода составила 65 млн.т. в год. С течением времени просматривается тенденция обводнения продукции. Так к 1976 году обводнённость составила 13%.
3.2.2. Вторая стадия разработки месторождения (1976 – 1983 года)
Этот период характеризуется максимальной добычей нефти, которая составила примерно 80 млн. т. в год. Пик добычи приходится на 1980 год, в котором было добыто 86 млн.т. нефти. Удержание добычи на этом уровне обеспечивается вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин. В 1983 году их количество достигло 2796 штук.В этот период наблюдается интенсивный рост средней обводнённости, а именно с 13% до 55%.На второй стадии разработки наблюдается форсированный отбор жидкости по пластам высокой проницаемостью. Это пласты А4-5 и Б8, которые внесли основной вклад в добычу нефти на этом этапе.
3.2.3. Третья стадия разработки месторождения (1983 – 1994 года)
На протяжении этого периода наблюдается интенсивное падение добычи нефти, с продолжающим ростом обводнения продукции, которая составила уже 92%. Вводимые из бурения скважины для уплотнения сетки скважин попадают в зону прохождения фронта обводнения и начинают работать с обводнением 30 – 40% затем за 1 – 1,5 года обводняются до 80 – 90%. Таким образом новые добывающие скважины не вносили ощутимого вклада для стабилизации добычи нефти. С ростом фонда скважин растёт и отбор жидкости, достигая своего пика в 1989 - 1990 году. Когда стало ясно, что дальнейшее повышение отборов неэффективно, то отбор жидкости из промытых зон сократили с 355 до 140 млн.т. в год. Это почти не сказалось на падении добычи нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.