Динамика и состояние разработки Южно-Ягунского месторождения

2 Динамика и состояние разработки

          2.1 Анализ показателей разработки

Южно-Ягунское месторождение открыто в 1979 году.

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году.

Центральной комиссией (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.80) технологическая схема засчитана как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций (вариант разработки с применением трех рядной системы по сетке 500х500 м, расстоянием между нагнетательными и первым добывающем рядом 600 м).

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 г. составлена Дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения.

Технологической схемой предусматривалось:

– выделение двух эксплутационных объектов БС₁₀ ^1-2 и БС₁₁ ² с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

–  применение по каждому объекту блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по сетке 500х500 м;

–   проектный уровень добычи - 5,5 млн.т/год;

–   проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м³/год;

–   проектный объем закачки воды - 13 млн.м³/год.

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефти составлена новая технологическая схема. Протоколом №1092 ЦКР МНП от 25.07.84 утверждены следующие основные положения:

а) Выделение трех эксплутационных объектов БС₁₀ ^1-2, БС₁₁ ^1-2, ЮС₁ ¹ с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

б) Применение по объектам БС₁₀ ^1-2 и БС₁₁ ^1-2 блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту

ЮС₁ ¹ площадной девяти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;

в) Ввод в разработку пласта БС₁₀ ¹, совпадающего в плане с пластом БС₁₀ ², производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;

г) Общий проектный фонд три тысячи четыреста девяносто одна скважина, в т.ч. тысяча девятьсот восемьдесят шесть добывающих, восемьсот семьдесят восемь нагнетательных, пятьсот семьдесят резервных, пятьдесят семь контрольных.

Месторождение практически полностью разбурено, вступило в третью стадию разработки.

Разработка в целом, исключая отдельные участки,  ведется при реализации трехрядной системы заводнения. Кроме того, на центральных участках основных пластов БС₁₀ ² и БС₁₁ ² освоена приконтурная система заводнения. Анализ работы нагнетательных и добывающих скважин по рядам и блокам приводится ниже.

Пласт БС₁₀ ¹. На 1.01.2002 года пластовое давление в среднем по пласту составляет 225 атм., в зоне отбора добывающих рядов – 210 атм. Стабильное энергетическое равновесие наблюдается во всех частях залежи. На 1.01.2002 г. среднее давление по пласту по сравнению на дату 1.01.95 г. выросло на 6 атм., в зоне отбора на 7 атм., в зоне закачки за последние пять лет сохраняется на уровне 230 атм.

Пласт БС₁₀ ². На 1.01.2002 г. пластовое давление в среднем по пласту составило 230 атм., в зоне отбора – 220 - 210 атм., в зоне закачки – 240 атм. Стабильное энергетическое равновесие наблюдается на всех разрабатываемых залежах пласта. Пластовое давление в зоне закачки на 4 атм. выше, чем начальное пластовое давление. Наиболее стабильное энергетическое равновесие установлено в центральной части залежи, где освоена приконтурная система закачки как дополнение к трехрядной системе заводнения.

Пласт  БС₁₁ ¹.   На  1.01.2002  г.  пластовое  давление  в  среднем  по  пласту

составило 230 атм., в зоне отбора 220 атм. Приконтурная система закачки освоена на залежи на юго-западном участке. Давление в зоне закачки составило 240 атм. Зоны разряжения, где пластовое давление ниже 220 атм., наблюдаются на юго-западном участке, что объясняется отставанием в освоении системы ППД.

Пласт БС₁₁ ². На 1.01.2002 г. пластовое давление в среднем по пласту составило 230 атм., в зоне отбора – 200 - 220 атм., в зоне закачки – 240 атм. Среднее пластовое давление выросло на 9 атм., в зоне отбора на 8 атм., и в зоне закачки – на 10 атм. Таким образом, стабильное энергетическое равновесие наблюдается на всех участках пласта. Наиболее стабильное энергетическое равновесие установлено в центральной части залежи.

С начала разработки на 1.01.2002 г. на месторождении добыто           67630,9 тыс.т., или 20,5% от суммарных балансовых запасов, или 60,4% от извлекаемых запасов нефти.

Начиная с 1991 г. месторождение вступило в стадию падения добычи нефти, при этом с начала разработки добыто 120758 тыс.т. жидкости, текущая обводненность 65,2%. Накопленная закачка составила 158198 тыс.м³ при текущей и накопленной компенсации отборов жидкости 91,6 и 108,5%, соответственно.

Закачано с начала разработки 158198 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отборов жидкости составляет 91,6%, накопленная – 108,5%. Накопленное значение водонефтяного фактора равно 0,44.

Объект разработки БС₁₁. Одним из основных объектов разработки (48,8% извлекаемых и 43% балансовых запасов), включающих залежи трех пластов  БС₁₁ ¹, БС₁₁ ^1а и БС₁₁ ². Первые два пласта имеют подчиненное значение из-за незначительных запасов нефти (6,5% извлекаемых и 10% балансовых запасов объекта). По данным НГДУ накопленная добыча нефти по объекту БС₁₁ составила 35541,4 тыс.т. Отобрано нефти 66,9% от извлекаемых и 25,7% - от балансовых запасов. По пласту БС₁₁ ¹ добыто 1926,5 тыс.т. нефти, что составляет 54,5% от начальных извлекаемых и 13,6% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 4,5%, Средний дебит по нефти составляет 7,9 т/сут и по жидкости - 27,8 т/сут. Текущая обводненность составляет 71,6% (весовая). Закачка воды начата с 1989 г. Текущая компенсация 103%. По пласту БС₁₁ ² добыто 33614,9 тыс.т нефти, что составляет 67,8% от начальных извлекаемых и 27,1% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 5,2%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 19,1 т/сут и по жидкости – 58,3 т/сут. Текущая обводненность 67,3%, текущая компенсация 103%, накопленная – 96,5%.