Лянторское месторождение

разработки составила 24193,093 тыс. т. нефти, ДНС - 4 -16811,004 тыс.т., ДНС - 6 - 15461,085 тыс.т., что соответственно составляет 14,7 %, 10,2 %, 9,4 % от накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС, что в большой степени зависит от соотношения в этих зонах участков с различным типом геологического строения объекта разработки. Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31,7 %, ДНС - 7 - 25,3 %, ДНС-3 -25,5 %, ДНС - 11 - 24,8 %, наименьшая - в районах ДНС - 13 - 7,1 %, ДНС - 14 - 7,6 %, ДНС-19 - 9,7 %, ДНС - 12 - 10,5 %, Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС - 6 (9 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (8,9 %), ДНС - 3 (7,3 %). Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 169 скважинах, в том числе внедрение нефти - в двух скважинах. Для вовлечения в разработку контактных и перемещенных запасов нефти за текущий год произведены дострелы в 78 добывающих скважинах. Большая часть дострелов - 67 скважин была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещенных нефтью.

Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интервалами замещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто 159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. В отчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 2004 - 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите на конец года - 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. т нефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как факт подъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъем водо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволов показывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточно иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные толщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинах с небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенных толщин.

В 2009 году было введено в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2 т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.

По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, с начала разработки — 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3 атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давление удерживается на уровне200-203 атм, по ДНС - 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм. По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5 атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки - 87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм при годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атм при компенсация с начала разработки , превышающей 100 %. По пласту АС-11 пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84 %, с начала разработки 125,4 %.

По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 25629,648 и 34482,947 тыс. м³ соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3-208,1 атм при первоначальном 210 атм. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 141563,886 тыс. м³ . С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2009 год установлены штуцера в 40 нагнетательных скважинах, в 125 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 25 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 37 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10 6 рядов (29 нагнетательных скважин). С целью совершенствования системы воздействия и регулирования выработки запасов разработаны совместно с ТО

За отчетный год по месторождению добыто 6129,301 млн. м³ газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %,по ДНС-13 - 12,0 %, по ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м³ /т, ДНС-3 - 1146 м³ /т, ДНС-13- 1694 м³ /т, ДНС-14 - 2643 м³ /т при среднем по месторождению 742 м³ /т. В отчетном году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.

Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8, 5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 1,8 %. Всего промыслово-геофизических исследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).

Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинах и 46 нагнетательных. Для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методом исследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных.

Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 году планируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894 скважины.

Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803 скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735 исследований при общем количестве – 1940).

Таблица 1.4.1 - Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению

Показатели	Ед. изм.	Пласт АС-9	Пласт AC-10	Пласт AC-11	Объект AC	Пласт БС-18	Пласт БС-8²	Итого
2	3	4	5	6	7	8	9	10
Добыча нефти за год	т	3639028	4299486	315415	8253929	719	3102	8257750
в т.ч. фонтан.	т	47971	19043	793	67807	67807
ЭЦН	т	3464140	4254648	314603	8033391	719	3102	8037212
ШСН	т	126917	25795	.19	152731	152731
Количество
действующих
скважин в начале года	СКВ	1851	2013	143	3588	3588
в конце года	СКВ	1860	1985	139	3558	4	3562
Среднесуточная добыча
нефти за год	т/с	9969,9	11779,4	864,2	22613,5	2,0	8,5	22624,0
в начале года	"	9651,8	12076,5	863,7	22592	3,6	22595,6
в конце года	"	10120,0	11940,6	806,0	22866,6	60,6	22927,2

по нефти на конец года	т/с	5,6	6,2	5,9	6,5	28,5	6,5
в т.ч. фонтан.	"	4,0	1,4	1,0	3,3	3,3
ЭЦН	"	6,1	6,4	6,1	6,9	28,5	7,0
ШГН	"	1,7	1,1	1,7	1,7
Добыча нефти с начала
разработки	т	59134185	95088808	10403971	164626964	2151	3102	164632217
Обводненность за год	%	90,87	93,68	94,00	92,71	38,02	47,77	92,70
в начале года	%	90,71	93,39	93,86	92,49	42,86	92,48
в конце года	%	90,86	93,68	93,86	92,69	35,72	92,67
Количество
обводненных
скважин в начале года	СКВ.	1849	2013	143	3586	3586
в конце года	и	1859	1985	139	3557	4	3561
Закачка воды за год	т.мЗ	55035,762	76984,929	4726,609	136747,3	136747,3
Приемистость 1 скв.
среднесуточная	мЗ/с	266,6	327,0	392,2	336,7	336,7
Количество
действующих
нагнетательных скважин
в начале года	СКВ.	559	648	33	1112	1112
СКВ.	577	665	33	1139	1139

Пластовые нефти горизонтов АС₉ и АС₁₀ тяжелые, с высокими давлениями насыщения 14,5-20 Мпа и сравнительно низким газосодержанием. Содержание метана в нефтях пласта АС10 достигает 31 процента, молекулярная масса нефти высокая – 162. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10 и АС11 тяжелые, пласта АС9 – средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Все нефти вязкие, парафинистые.

Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь в восточной части месторождения – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушения первоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложение угольной кислоты.

Таблица 1.4.2 - Лянторское месторождение. Пласты АС9-11.

Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа

Параметры	АС9	АС10	АС11	АС9-11
Средняя глубина залегания, м	2093	2099	2101	-
Тип залежи	Пластовые	сводные
Тип коллектора	Терригенн	ый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м²	1060535	645899	81653	106053
Средняя общая толщина, м	11,73	22,84	23,10	62,57
Средняя эффективная толщина, м	8,60	16,71	13,26	37,66
Средняя газонасыщенная толщина, м	6,59	7,27	5,84	6,82
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,42	7,40	5,72	5,89
Средняя водонасыщенная толщина, м	4,07	10,50	12,69	20,89
Пористость газонасыщенного коллектора, доли ед	0,248	0,247	0,240	0,247
Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли ед	0,248	0,251	0,246	0,250
Начальная насыщенность газом, доли ед	0,665	0,688	0,673	0,675
Начальная насыщенность нефтью, доли ед	0,625	0,623	0,639	0,629
Объемный коэффициент газа, доли ед	0,0048	0,0048	0,0048	0,0048
Объемный коэффициент нефти, доли ед	1,17	1,17	1,17	1,17
Объемный коэффициент воды, доли ед	1,01	1,01	1,01	1,01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м³	0,686	0,686	0,686	0,686
905	916	897
905	916	897	Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³	891
Плотность воды в поверхностных условиях,кг/м³	1009	1008	1008	1008
Средняя проницаемость по керну, мкм²	0,299	0,399	0,266	0,347
Средняя проницаемость по геофизике, мкм²	0,438	0,572	0,496	0,517
гидродинамике, мкм²	0,122	0,109	0,100	-
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа∙с	0,0188	0,0188	0,0188	0,0188
Вязкость нефти в пластовых условиях, нз/гнз, мПа∙с	3,67/4,53	6,18/4,26	6,18/4,26	6,18/4,2
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	0,49	0,49	0,49	0,49
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м³	144,8	144,8	144,8	144,8
Плотность нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м³	812/795	846/796	846/796	846/796

Продолжение таблицы 1.4.2 - Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м³	1000	999	999	999
Газовый фактор, м³ /т	84	89	78	87
Пластовая температура, ⁰ С	61,5	61,5	61,5	61,5
Пластовое давление, МПа	21	21	21	21
Давление насыщения нефти газом, нз/гнз,Мпа	15,2/20,0	14,5/19,4	14,5/19,4	14,5/19,4
Средняя продуктивность, х10 м³ (сут∙МПа)	0,96	1,03	1,08	1,01
Коэффициент песчанистости, доли ед	0,733	0,732	0,574	0,602
Коэффициент расчлененности, доли ед	2,295	4,048	5,193	11,147
Содержание серы в нефти,%	1,0	1,22	1,22	1,22
Содержание парафина в нефти,%	2,33	1,98	1,98	1,98
Содержание стабильного конденсата, г/м³	39,7	39,7	39,7	39,7
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т	325233	554894	54217	934344
Втом числе по категорииВ+С1	319533	546661	51132	917331
по категории С2	5695	8233	3085	17013
Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м³	166919	87558	3187	257694
В том числе по категории С1	166839	87556	3187	257582
по категории С2	80	2	-	82
Начальные балансовые запасы тонденсата, тыс.т	6627	3476	126	10229
В том числе по категории С1	6624	3476	126	10226
по категории С2	3	-	-	3

29-04-2015, 00:53

Страницы: 1 2

Лянторское месторождение

Разделы сайта