Запасы нефти и газа
Таблица 2.7. Запасы нефти и газа по горизонту БС4-5.
| Катего рия | Пло- щадь нефти, тыс.м3 | Средняя неф.нас. толщина, м | Запасы нефти, тыс.т | КИН | Газовый фактор м3/т | Запасы газа, млн.м3 | ||
| бал. | извл. | бал. | извл. | |||||
| С1 С2 | 7.6 4.6 | 0.399 0.362 | ||||||
| С1+С2 | 6.3 | 0.387 |
При подсчете запасов пористость принималась 18%, нефтенасыщенность 72%, переводной коэффициент 0.84, удельный вес нефти 855 кг/т.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
3.1. Способы добычи нефти на месторождении,
фонд скважин.
По состоянию на 01.01.2001 г. общий фонд Приразломного месторождения составил 1031 скважину, из которых 741 добывающая, 220 нагнетательных 14 пьезометрических, 33 контрольные, 23 ликвидированные[6].
На 01.01.2001 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 741 скважину, в том числе по пласту БС4-5 - 726 скважин, БС18 - 15. Действующий фонд составил 667 скважин (90 % от добывающего фонда): из них по пласту БС4-5 -663 скважины, БС18 - 4. Бездействующий фонд составил 73 скважины: из них по пласту БС4 – 62, БС18 – 11 скважин. Выход скважин в БД фонд несколько рос до 1994 года, а с 1994 года идет значительное снижение. Наличие скважин в бездействии объясняется, в основном, аварийностью установок ЭЦН, что в свою очередь вызвано засоренностью призабойных зон скважин. В освоении на месторождении находится 7 скважин – на пласте БС4-5 (одна из добывающего фонда и шесть из нагнетательного).
| Наименование | Характеристика фонда | По объектам | В целом по | |
| скважин | БС4-5 | БС18 | месторождению | |
| Фонд | Всего / совместные | |||
| Добывающих | В том числе: | |||
| Скважин | Действующие | |||
| из них: фонтанные | - | |||
| ЭЦН | - | |||
| ШГН | ||||
| Бездействующие | ||||
| В освоении после бурения | - | |||
| В консервации | - | - | - | |
| Ликвидированные | - | |||
| Фонд | Всего / совместные | |||
| Нагнетательных | В том числе: | |||
| Скважин | Под закачкой | - | ||
| Бездействующие | ||||
| В освоении после бурения | - | |||
| В отработке на нефть | ||||
| В консервации | - | - | - | |
| Ликвидированные | - |
Таблица 3.1. Характеристика фонда скважин Приразломного месторождения на 01.01.2001 г.
Преобладающим на Приразломном месторождении является механизированный способ добычи нефти: (ЭЦН и ШГН). По состоянию на 01.01.2001 г., в действующем фонде находилось: 59 фонтанирующих скважин (8,9 % от действующего фонда), 419 скважин, оборудованных ЭЦН (62,8 %) и 189 скважин, оборудованных ШГН (28,3 %).
Накопленная добыча нефти на 01.01.2001 г. по пласту БС4-5 составила 26460 тыс.т. или в среднем 28 тыс.т. на одну скважину. Безводный период работы скважин составил в среднем по пласту 180 суток, а накопленная добыча нефти за данный период составила 1652 тыс.т, что составляет 0,72 % от начальных извлекаемых запасов. Около 40 % фонда скважин имеют накопленную добычу менее 10 тыс.т. нефти (рис. 1). 18 % составляют скважины с накопленной добычей нефти от 10 до 20 тыс.т. Около 27 % всех скважин имеют накопленный отбор от 20 до 50 тыс.т. нефти. Накопленный отбор более 50 тыс.т нефти имеют 15,6 % скважин.
Накопленная добыча жидкости в целом по пласту БС4-5 на 01.01.2001 г. составила 29501,2 тыс.т. или в среднем 31 тыс.т. на одну скважину. Наибольшую группу скважин (38,2 %) составляют скважины с накопленной добычей жидкости до 10 тыс.т. В группу скважин с накопленной добычей жидкости от 10 до 20 тыс.т. входят 18,2 % скважин, 27,4 % скважин имеют накопленную добычу от 20 до 50 тыс. т, остальные 16,2 % имеют накопленную добычу жидкости свыше 50 тыс. т (рис. 3. 2).
Наибольшая часть фонда - 341 скважина (51,8 %) на данный момент имеют обводненность 2 – 10 %, по мере увеличения обводненности количество скважин плавно снижается до 12 (1,8 %) при максимальной обводненности 99 – 100 %, при этом без воды не работает ни одна скважина.
Основная часть скважин (593, что составляет 90,1 % действующего фонда) работает при дебите до 50 т/сут., из них 124 скважины (18,8 %) работают при дебите жидкости 0,1 – 5 т/сут., 98 скважин (15 %) работают при дебите 5 –10 т/сут., 153 скважины (23,3 %) имеют дебите жидкости 10 – 20 т/сут., и у 218 скважин (33,1 %) суточный дебит жидкости составляет 20 – 50 т/сут. При максимальном дебите жидкости (100 – 135 т/сут.) работают 6 скважин (0,91 %), две из которых имеют обводненность 95 – 100 %, одна скважина обводнена на 44 %, и 3 скважины работают при обводненности менее 20 %.
Основная добыча нефти (91 %) ведется из 504 скважин (77 % от действующего фонда), с обводненностью до 30 %. Максимальную суммарную суточную добычу нефти - 7414,7 т/сут или 63 % от общей суточной добычи нефти по пласту обеспечивают 341 скважина (51,8 % от действующего фонда) с обводненностью 2 – 10 %.
91,1 % суточной добычи нефти дают 430 скважин (65,4 % от действующего фонда), с дебитом жидкости 10 – 100 т/сутки. Максимальную суммарную суточную добычу нефти - 5670,6 т/сут или 48,1 % обеспечивают 218 скважин (33,1 %) со средним дебитом 20 – 50 т/сут.
При распределении скважин по дебитам жидкости с учетом обводненности максимальное количество скважин приходятся на значения обводненности 2 – 10 %, 341 скважина, из них:
- 60 скважин работают с дебитом жидкости 0,1 – 5 т/сут., что составляет 9,1 % от добывающего фонда или 48,4 % от количества всех скважин, работающих при этом дебите;
- 43 скважины работают с дебитом жидкости 5 – 10 т/сут., что составляет
6,5 % от добывающего фонда или 43,9 % от количества аналогичных скважин;
- 81 скважина работает с дебитом жидкости 10 – 20 т/сут., что составляет 12,3 % от добывающего фонда и 53 % от количества всех скважин работающих при дебите 10 – 20 т/сут.;
- 127 скважин работают с дебитом жидкости 20 – 50 т/сут., это составляет 19,3 % от добывающего фонда и 58,3 % от количества всех скважин работающих при данном дебите;
- 29 скважин работают с дебитом жидкости 50 – 100 т/сут., это составляет 4,4 % от добывающего фонда и 49,2 % от количества всех скважин работающих при дебите 50 – 100 т/сут.
Две скважины работают при дебите 100–135 т/сут., с обводненностью 10–20 %.
Скважин работающих без воды на данный момент уже нет[6].
Наибольшие значения средней обводненности скважин (33,9 % и 46,2 %) соответствуют минимальному (0,1 – 5 т/сут) и максимальному (100 – 150 т/сут) интервалам дебита жидкости соответственно. Минимальная обводненность (17,2 %) соответствует максимальной группе скважин (218 скважин) имеющих дебит жидкости от 20 до 50 т/сут.
Максимальный среднесуточный дебит нефти составляет 23,6 т/сут при интервале обводненности 0,1 – 2 %.
Минимальный среднесуточный дебит нефти составляет 0,1 т/сут при интервале обводненности 98 – 99 %.
На рис.3.3 приведены зависимости средних пластового, забойного давлений и депрессии от среднего дебита жидкости по группам скважин пласта БС4-5 на 1.01.2001 года.
На 01.01.2001 года эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по пласту БС4-5 составил 219 скважин из них 184 скважины действующие, 29 бездействующие в освоении и ожидании освоения 6 скважин. За 2000 год было закачено 7809 тыс.м3 воды, с начала разработки - 46410,9 тыс.м3. Динамика изменения фонда нагнетательных скважин и закачка воды приведена на рис. 3.4.
Основное количество нагнетательных скважин (34,8%) работает с приемистостью от 50 до 100 м3/сут, остальное количество скважин распределилось по приемистости в следующих пропорциях – 20,7 % от 100 до 150 м3/сут, 15,2 % от 150 до 200 м3/сут и 14,7 % с приемистостью свыше 200 м3/сут. С низкой приёмистостью (0,0 – 50 м3/сут) работают 14,7 %.
