Динамика и состояние разработки Южно-Ягунского месторождения, страница 3

Объект БС₁₁. Текущие фактические уровни отбора нефти, кроме 1993 г., выше проектных на 0,1 - 0,4% по темпу отбора от НИЗ. Причинами превышения фактических показателей над проектными являются, во-первых, то, что фактические дебиты новых скважин по нефти и жидкости в среднем выше на 22%, во-вторых, ввод новых добывающих скважин выше на шестьдесят одну скважину, чем по проекту. Средний дебит скважин по нефти фактически выше за счет ввода новых высокодебитных скважин. На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти фактически превышает проектную незначительно, всего на 0,2%          (64,8 тыс.т). Фактическая добыча жидкости ниже проектной на 1316,7 тыс.т./год (133,5%). Среднегодовая обводненность также ниже проектной на 4,5%. Это связано с регулированием закачки и проведением разных геолого-технических мероприятий по снижению добычи попутной воды. Текущая компенсация отборов жидкости постепенно увеличилась до 109%, накопленная компенсация на 12,2% ниже, чем по проекту. Таким образом, фактические и проектные показатели по добычи нефти отличаются незначительно. Снижение добычи жидкости - результат регулирования процесса заводнения, не отражается отрицательно на темпах отбора нефти.

Объект БС₁₀.Фактические показатели по добычи нефти выше проектных. Так, фактическая добыча нефти в 2001 г. составила 2675,9 тыс.т., по проекту-2436,7 тыс.т. Накопленная добыча нефти фактически превышает проектную на 1023,4 тыс.т. (3,3%). Более высокий уровень добычи нефти по отношению к проектному объясняется дополнительным бурением скважин. Так, фонд добывающих по проекту на конец 2001 г. принят пятьсот семи десятью семью скважинами, а фактически – составил семьсот тринадцать скважин. Кроме того, дебит новых скважин по нефти оказался выше в среднем в два раза. Действующий фонд нагнетательных скважин совпадает с проектным. Годовая закачка воды в 1994 г. ниже проектной на 42%. Обводненность добываемой продукции также меньше на 15,2% проектного значения. Превышение проектных показателей по добычи нефти – результат регулирования процесса заводнения и проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти, при этом уменьшение добычи жидкости не отражается на темпах отбора нефти.

Показатели разработки по Южно-Ягунскому месторождению, которое разрабатывается НГДУ «Когалымнефть» за период 1984-2001 гг. представлены на рисунке 2.1.

          2.2 Анализ фонда скважин

Южно-Ягунское месторождение введено в разработку в 1982 году. В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы разработки, составленной ТатНИПИнефтью в 1984 году, предусматривавшей выделение трех эксплуатационных объектов разработки БС₁₀, БС₁₁ и ЮС₁ ¹ и применение по пластам БС₁₀ ¹, БС₁₀ ¹, БС₁₁ ¹ и БС₁₁ ² блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по сетке 500х500. Ввод в разработку пласта БС₁₀ ¹, совпадающего в плане с пластом БС₁₀ ², рекомендовано было производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин.

В связи с возникшими осложнениями при эксплуатации пласта БС₁₀ ¹ в дополнительной записке к технологической схеме, выполненной СибНИИНП в 1990 году, было рекомендовано отказаться от бурения самостоятельной сетки нагнетательных скважин на пласт БС₁₀ ¹   и вовлечь его в разработку лишь в зонах

слияния или тонкой перемычки между пластами БС₁₀ ¹ и БС₁₀ ², а также в обводненных участках пласта БС₁₀ ² с последующим проведением работ по его изоляции.

Для пласта ЮС₁ ¹ рекомендовано применение площадной семи точечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500х500 м.

В целом по месторождению предусматривалось бурение тысяча сорока семи скважин при общем фонде за весь срок разработки – трех тысяч триста двадцати трех скважин.