Анализ состояния разработки Родникового месторождения

ВВЕДЕНИЕРазработка месторождений полезных ископаемых - это комплекс горных наук об извлечении полезных ископаемых из недр или использовании минеральных ресурсов, извлечение из которых полезных компонентов не предполагает выдачи на земную поверхность.Основной идеей группы наук «Разработка месторождений полезных ископаемых» является выявление научных предпосылок для модернизации и оптимизации возможностей горных предприятий по использованию ресурсов недр. Горные науки этой группы тесно сопряжены с теорией и практикой использования горной техники.Предмет рассматриваемого комплекса горных наук - взаимосвязи технологий, процессов, технических средств и породно-минеральной среды, изучаемые с целью выбора максимально безопасных, экологически приемлемых и экономически выгодных способов эксплуатации недр.Дисциплина «Разработка месторождений полезных ископаемых» является своеобразным лидером среди прочих горных наук, которые развиваются в рамках совершенствования горных технологий, процессов и технических средств.Особенность дисциплины заключается в том, что изучаемые ею технологии, процессы и технические средства используются в твердой минеральной среде, которая характеризуется изменением физических и других свойств, включением в ее состав жидких и газообразных веществ. В рассматриваемом разделе горного дела решения принимаются в условиях ограниченной информации.Важнейшим фактором развития государства является состояние минерально-сырьевого комплекса страны. От уровня рациональности и масштабности использования богатств недр зависит создание материально-технической базы для производства продукции, решение продовольственной проблемы, а также многих социальных проблем и факторов, определяющих будущее.Проблемы разработки месторождений полезных ископаемых включают в себя: комплексное освоение недр, воспроизводство ресурсов в недрах, освоение глубокозалегающих месторождений, максимальное извлечение ценных элементов при переработке упорных и бедных руд, создание новых технологий и рациональное использование подземного пространства.В России функционирует около 4000 предприятий по добыче и переработке минерального сырья, в составе которых более 170 тыс. шахт, рудников, карьеров и разрезов. Действуют более 600 шахт и рудников с подземной добычей угля, руд металлов, минеральных удобрений, а также более 400 карьеров и разрезов. В угольной промышленности работают 230 шахт и 65 разрезов, 74 обогатительные фабрики, а также многочисленные вспомогательные предприятия.Для решения комплекса задач, охватывающих проблему природоохранного пользования минеральными ресурсами, важно знание таких основополагающих понятий, как происхождение и характеристики месторождений, категории запасов полезных ископаемых.В написании отдельных параграфов учебного пособия принимали участие проф. В.И. Комащенко и проф. Ю.И. Разоренов.Автор выражает глубокую признательность и благодарность профессорам В.И. Комащенко, О.Н. Полухину и Ю.И. Разоренову за участие в подготовке книги к изданию.1. Общая частьСтадии разработки месторожденияПервая стадия разработки (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.Вторая стадия разработки (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями.Третья стадия разработки (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме.Четвертая стадия разработки (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.Регулирование разработки нефтяного месторождения - это совокупность мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.Показатели разработкиДобыча нефти Qн - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте, в единицу времени (тонн/сутки).Добыча жидкости Qж - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (м3 /сут).Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам.Конечная нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим (балансовым).Темп разработки Z(t) - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти (выражается в %/год).Обводненность продукции B - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы.Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (м3/т).Фонд скважин - общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения.Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: - необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико- химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1) - систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.1.1 Характеристика района работХарактеристика района работВ административном отношении Родниковое месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 62 км к северо-востоку от города Сургута. Разработку Родникового месторождения ведет нефтегазодобывающее управление «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». На территории этого месторождения расположены два цеха добычи нефти и газа - ЦДНГ-2 и ЦДНГ-4.Родниковое месторождение расположено в пределах озерно-аллювиальной равнины к северу от широтного течения реки Оби, принадлежащей уровню нерасчлененных надпойменных террас. Равнина слабо волнистая, сильно заболоченная и имеется множество озер, со слабым уклоном в южном направлении. Абсолютные отметки местности изменяются от + 60 м до + 80 м.Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тром-Аган. Много озер размерами 1х2 км и 2 больших озера на южной площади: Пильтон-Лор с площадью водного зеркала более 100 км2 и Коен-Лор с площадью 22 км2.Господствующими являются переувлажненные болотные ландшафты. Болота в основном комплексные грядово-мочажинные и грядово-озерковые.Леса расположены в основном вдоль рек. Преобладающим типом лесов являются сосновые лишайниковые леса.Климат района резко континентальный, зима продолжительная, морозная и снежная. Средняя температура в январе -22 оС (абсолютный минимум -52 оС, максимум +3 оС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. В июле средняя температура + 17 оС (абсолютный максимум +34 оС, -1 оС). Среднее количество осадков в году 500-550 мм, из этого количества около 400 мм выпадает с апреля по октябрь.Продолжительность периода со снежным покровом около 210 дней. Толщина снежного покрова в среднем 0,6 метра, в низких местах 1-1,5 метра. Устойчивые морозы длятся около 160 дней, примерно с 27 октября по 31 марта. Средние даты начала ледостава на Оби 28 октября, вскрытие рек - 15 мая, продолжительность ледохода - 5-9 дней.Основным источником для централизованного хозяйственного питьевого водоснабжения на Родниковом месторождении служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта третичного возраста, залегающего на глубине 200-300 м. Эффективная толщина горизонта 60 метров, величина напора под кровлей - 160 метров.Для поддержания пластового давления используются воды апт-альбсеноманского водоносного комплекса и сточные воды. Поверхностные воды сильно загрязнены и, хотя площадь водозабора велика, не могут служить постоянным и надежным источником водоснабжения без дополнительной очистки.В городе Сургуте имеется ГРЭС, газоперерабатывающий завод и завод стабилизации конденсата. Также имеются аэропорт, железнодорожный вокзал и речной порт. Доставка материалов и оборудования из г. Сургута осуществляется в основном автомобильным транспортом.Для доставки оборудования в г. Сургут используется железная дорога, а срочная доставка оборудование производится авиационным транспортом.1.2 История освоения месторожденияРодниковое месторождение открыто в 1984 годуПервый подсчет запасов выполнен на 01.03.1986 г. по данным бурения 24 поисково-разведочных, 8 эксплуатационных и 4 нагнетательных скважин.В процессе разбуривания основного эксплуатационного объекта БС12 за период 1986-1994 гг. уточнено геологическое строение месторождения.В январе-феврале 1987 года создана база Северо-Родникового месторождения: были разбурены и давали продукцию три кустовых площадки - 10, 14 и 16 пласта БС12. Январь 1987 года - время строительства цеха добычи нефти и газа № 2, ДНС № 1 , общежития типа «УНИМО», КНС. Уже к 1990 году были построены и введены в эксплуатацию три ДНС и три станции по закачке рабочего агента в пласт, здание АБК, диспетчерский пункт, учебный класс.В январе 1991 года на Южно-Родниковом месторождении был создан цех добычи нефти и газа № 4 НГДУ «Комсомольскнефть». В состав цеха входили ДНС-4, КНС-4 и одна бригада добычи нефти и газа. В настоящее время кроме ДНС-4, КНС-4 запущена в эксплуатацию КНС-5, а также установка предварительного сброса воды с двумя аппаратами «Хиттер-Триттер», позволяющими обеспечить подготовку нефти с обводненностью до 3%. За 11 лет существования цеха построено свыше 200 км трубопроводов, нефтесборных сетей, водоводов, нефте- и газопроводов, введены сотни километров высоковольтных линий электропередачи, выполнена обвязка 645 скважин.Товарная подготовка нефти Родникового месторождения предусматривалась производиться в смеси с другими нефтями, добываемыми в НГДУ «Комсомольскнефть» на УПН Федоровского КСП.Закачку воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления (ППД) начали в 1986 г. Основным рабочим агентом для системы ППД в первые два года являлась подземная вода аптальбсеноманского комплекса. Сточную воду начали закачивать с 1988 года в объемах (300-600 тыс.м3/год), в 1994 году объем ее закачки составил уже 4,2 млн.м3.По результатам бурения скважин 2067, 2049, 2078, 1901 Северная и Южная площади разделены на две самостоятельные залежи.Отмечено сокращение площади нефтеносности на западном и расширение на восточном крыльях Северной залежи. Произошло существенное расширение площади нефтеносности по Южной залежи в районе разведочных скважин 81-84, 93, 95, 101 и по результатам бурения скважин 2502-2565. Уточнение результатов опробования скважины 38 по пласту привело к его исключению подсчетных объектов.Значительное уточнение геологического строения за период с 1990 г. по 1994 г., снижение величины запасов, что обуславливает изменение технологических показателей разработки, потребовала подсчета запасов по всем объектам месторождения, который был выполнен в 1994 году и утвержден ГКЗ РФ (протокол 295 от 02.02.1995 г.).В результате пересчета балансовых запасов нефти по промышленным категориям В-С1 в целом по месторождению увеличились с 121598 тыс. тонн до 133972 тыс. тонн, то есть на 12374 тыс. тонн или на 9,2 %. Запасы категории С2 возросли на 9477 тыс. тонн и составили 66480 тыс. тонн.Прирост запасов произошел за счет низкопродуктивных пластовБС10, ЮС1 и ЮС2.В работе предусматривалось внедрение линейной пятирядной системы заводнения с водогазовым действием. По горизонту к реализации рекомендована замкнутая система воздействия, блочно-квадратная схема размещения скважин, водогазового действия. По пластам, в связи со слабой их изученностью, было предложено провести опытно-промышленные работы с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 250 метров.Геологическая характеристика месторожденияНаиболее полная характеристика литолого-стратиграфических особенностей разреза Родникового месторождения приводится в отчете по подсчету запасов, выполненному в Главтюменьгеологии в 1986 г.В этой работе было отмечено, что Родниковая площадь по разным стратиграфическим подразделением относятся к разным фациальным зонам Западно-Сибирской низменности: по палеологенным отложениям - к Центральной фациальной зоне, по верхнемеловым - к Вартовско-Надымскому району, по нижнемеловым - к Сургутскому подрайону Сургутско-Нижневартовского района, по юрским образованиям - к Пурпейско-Васюганскому району.В строении месторождения принимают участие породы доюрского складчатого комплекса, промежуточного структурного этажа и терригенные осадки мезозойско-кайнозойского чехла.Породы доюрского фундамента на территории месторождения вскрыты скважиной 203р в интервале 3374-3508 м и представлены базальтами трапповой формации туринской серии среднего-нижнего триаса.Аналогичными породами фундамент представлен также и на Федоровской площади (скв.61, 69, 131, 202).Породы промежуточного структурного этажа представлены эффузивно-осадочными образованьями очень изменчивыми по толщине и трансгрессивно перекрывающими складчатый фундамент.Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол представлен образованиемюрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, основные стратиграфическиесведения о которых приведены на свободном разрезе рис.2.1.Характеристика продуктивных пластовХарактеристика продуктивных пластов Родникового месторождения дана в табл. 2.1, характеристика неоднородности пластов в табл. 2.2. Запасы нефти по категориям С2 и АВС на 01.01.2010 года приведены в табл. 2.3 и табл. 2.4.Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки Тюменской (горизонтЮС2) и Васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС1), а так же отложения Мегионской свиты нижнего мела (горизонтБС12, пластБС11, горизонт БС10), сложенные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.Пласт ЮС2 приурочен к отложениям кровли Тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,8 м, эффективная толщина пласта 4,44 м, нефтенасыщенная 4,44 м. Песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства.Пласт ЮС1 приурочен к кровле Васюганской свиты Родникового месторождения. В литологическом отношении пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.В пределах месторождения выявлены три залежи нефти, контролируемые локальными структурами, осложняющими Северо-Еловое и Восточно-Моховое поднятия. ВНК условно принят на отметке 2757 м. Предполагаемый тип залежи - пластово-сводовый.Пласт БС12 приурочен к верхней части Мегионской свиты. Ее особенностью является клиноформенное строение продуктивных отложений. Слагающие горизонт пласты с востока на запад накладываются один на другой, постепенно исчезая или сливаясь, друг с другом в восточном направлении.Горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин аргиллитоподобных.Пласт БС12 является основным объектом разработки, имеет в составе три залежи. ВНК на каждой залежи имеет разное значение. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта в центральной части месторождения достигают 9,8 м, к периферии уменьшаются до 4-4,5 м и менее.Залежь 1 (северная залежь пласта БС12) сформировалась на Родниковом поднятии, имеющем северо-восточное простирание.ВНК по северной залежи колеблется по разведочным скважинам от 2400 до 2414 м. Наиболее высокие отметки ВНК приурочены к северо-западному крылу поднятия, наиболее низкие - к юго-восточному.Средняя нефтенасыщенная толщина горизонта БС12 по северной залежи составляет значение около 4,1 метров. Минимальная - 0,8 метра, максимальная - 13,6 м. Высота залежи около 23 метров.Залежь 2(южная залежь пласта БС12) приурочена к Северо-Еловому поднятию. Наиболее низкий ВНК отмечается на восточном крыле структуры и на ее южном окончании.В разрезе горизонта БС10 выделяют пласты - БС1 и БС2. Пласты характеризуются близкими свойствами. Нефтеносные коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми.В своде Северо-Елового поднятия к пласту БС1 приурочены две залежи, ВНК принят на абсолютной отметке - 2215 м.Пластом БС2 контролируется три залежи. Положение ВНК залежей принимается на абсолютной отметке - 2255 м.Свойства пластовой жидкости и газаскважина месторождение геологический электронасосФизико-химические характеристики нефти и газа представлены в табл.2.5 и табл. 2.6, свойства пластовой нефти и воды даны в табл.2.7 и табл. 2.8 соответственно.Из отложений горизонта БС12 поднят и изучен керн по 46 скважинам. Керн представлен неравномерными переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин, доля которых, как правило, возрастает к подошве горизонта. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, редко до среднезернистых. Количество алевритового материала меняется в широких пределах, чаще составляя 10-20 %, реже до 50 %.Алевролиты и песчаники чаще массивной текстуры, либо с неясно выраженной слоистостью за счет слабых намывов перлитового материала и слюд.Пористость коллекторов в среднем составляет 22%, изменяясь по образцам от 12,6 до 27,2 %. Остаточная нефтенасыщенность колеблется от 4,5 до 17%, составляя в среднем 10,4 %. Водоудерживающая способность варьирует в широких пределах - от 18,1 до 77 %, в среднем составляя - 41,9 %.Физико-химический анализ ежегодно отбираемых глубинных и поверхностных проб нефти на месторождении осуществляется с целью контроля изменения свойств флюидов в процессе эксплуатации и получения достоверной информации о составе и свойствах нефтей в соответствии с требованиями регламента на подсчет запасов нефти и газа, составления проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождения.Анализ мехфонда скважин и способы его эксплуатацииЗа 2009-2010 гг. эксплуатационный фонд УЭЦН увеличился более, чем на 200 скважин и стал составлять весомую часть в общем эксплуатационном фонде. Более детально эксплуатационный и действующий фонды показаны в табл. 2.1 и на рис. 2.1.Таблица 2.1Эксплуатационный фонд нефтяных скважин НГДУ«Комсомольскнефть» и Родникового месторождения на 01.01.2010№,п/пНаименование показателейЕд. изм.НГДУРМР1Эксплуатационный фондскв.19938822Бездействующий фондскв.2351413Действующий фонд в том числе:скв.17527383.1Фонтанныескв.36283.2УЭЦНскв.11984273.3УШГНскв.4092553.5Прочиескв.10928 Как видно из диаграммы рис. 2.1 доминирующую позицию в действующем нефтяном фонде Родникового месторождения занимает фонд УЭЦН - 57,87 % притом, что действующий фонд УШГН составляет 34,55 % от всего действующего эксплуатационного фонда.На 1.01.10 в НГДУ «Комсомольскнефть» эксплуатационный фонд увеличился на 173 скважины и составил 1865 скважин, из них фонтанным способом эксплуатировалось 40 скважин, что на 25 скважин больше, чем на 1.01.09г. Для механизированной добычи нефти использовались установки электропогружных насосов (УЭЦН) 1317 скважин, что составило увеличение на 122 скважины, в том числе 120 скважин оборудованы импортными установками фирмы ODI.На 1.01.10 г. механизированный фонд увеличился на 148 скважин и составил 1825 скважин (97,8 % от эксплуатационного фонда НГДУ), в том числе (табл. 2.2):1. Северо-Родниковое месторождение - 358 скважин, из них скважин с УЭЦН - 275 скважин (76,8 % от механизированного фонда цеха), увеличился на 11 скважин, 9 из которых оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.2. Южно-Родниковое месторождение - 453 скважины, из них фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составил 219 скважин (48,3%), увеличение составило 33 скважины, в том числе 17 скважин оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.2. Геологическая частьНе менее важной является и задача, связанная с прогнозом распространения песчаных коллекторов по площади, относящихся к разным литолого-фациальным генотипам.Анализ каротажных диаграмм пласта ЮС2 на рассматриваемых площадях в сопоставлении их с керновыми исследованиями позволяет выделить следующие типы разрезов.1. Прослои коллектора уверенно выделяются по диаграммам методов ПС и ГК. Керн представлен средне-мелкозернистыми песчаниками, имеющими рассеянную глинистость. Описание взято с керна Западно-Сургутского месторождения.Данный тип разреза свидетельствует о том, что скважинами зафиксированы прибрежно-морские или осадки русла рек. Этот тип разреза назван литотип 1. Деби-ты нефти после проведения геолого-технических мероприятий (ГРП, горизонтальный ствол) по данным скважинам составляют до 70 м3/сут.2. Каротажные диаграммы представлены прослоями с различной характеристикой по методам ПС, ГК, рп, свойственной для песчаников, алевролитов глин и углей. Прослои, характерные для литотипа 1, приурочены преимущественно к подошвенной части.Данный тип разреза, очевидно, является переходным от русловых фаций к фациям пойменным. Процесс осадконакопления здесь может рассматриваться по схеме: фации реки, старицы, озера, болота. Этот тип разреза назван литотип 2.Дебиты нефти по скважинам данного разреза составляют в среднем 3-4 м3/сут.3. Разрезы с недифференцированными кривыми методов ПС и ГК отнесены к ли-тотипу 3.По керну они представлены тонким переслаиванием прослоев глинистых песчани-ков, алевролитов и глин. Толщины этих разностей составляют 5-40 см. Это слоистый тип строения разреза. В скважинах данного типа коллектора максимальные дебиты по нефти составляют сотни литров в сутки.ПЛОЩАДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВРодниковое месторождение расположено в пределах озерно-аллювиальной равнины к северу от широтного течения реки Оби, принадлежащей уровню нерасчлененных надпойменных террас. Равнина слабо волнистая, сильно заболоченная и имеется множество озер, со слабым уклоном в южном направлении. Абсолютные отметки местности изменяются от + 60 м до + 80 м.Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тром-Аган. Много озер размерами 1х2 км и 2 больших озера на южной площади: Пильтон-Лор с площадью водного зеркала более 100 км2 и Коен-Лор с площадью 22 км2.Господствующими являются переувлажненные болотные ландшафты. Болота в основном комплексные грядово-мочажинные и грядово-озерковые.Леса расположены в основном вдоль рек. Преобладающим типом лесов являются сосновые лишайниковые леса.Климат района резко континентальный, зима продолжительная, морозная и снежная. Средняя температура в январе -22 оС (абсолютный минимум -52 оС, максимум +3 оС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. В июле средняя температура + 17 оС (абсолютный максимум +34 оС, -1 оС). Среднее количество осадков в году 500-550 мм, из этого количества около 400 мм выпадает с апреля по октябрь.Продолжительность периода со снежным покровом около 210 дней. Толщина снежного покрова в среднем 0,6 метра, в низких местах 1-1,5 метра. Устойчивые морозы длятся около 160 дней, примерно с 27 октября по 31 марта. Средние даты начала ледостава на Оби 28 октября, вскрытие рек - 15 мая, продолжительность ледохода - 5-9 дней.2.1 Краткая геологическая характеристика месторожденияВ пределах месторождения Норильск-1 наблюдается многоярусное оруденение представленное основным горизонтом вкрапленных руд, мелкими линзами и шлирами медистых и сплошных сульфидных руд. На настоящее время промышленное значение имеют только вкрапленные руды. Остальные типы руд самостоятельного значения не имеют и добываются попутно Месторождение «Норильск-1» эксплуатируется карьером «Медвежий ручей» и рудником «Заполярный».Поле рудника «Заполярный» - часть Северного участка месторождения Норильск-1, включающая в себя уже отработанные площади подземных рудников 7 и 9, а также площадь «Прирезки» к руднику 7, которая и является в настоящее время основным объектом отработки. Поле «Прирезки» является частью единого рудного тела месторождения Норильск-1, ограниченной: с севера - отработанными площадями рудника 7, с юга - границей горного отвода, с востока - границей охранного целика между подземными горными работами и карьером «Медвежий ручей», а с запада - контуром выклинивания.Максимальные размеры поля «Прирезки»: с севера на юг 1100 м, с запада на восток около 1800 м. В северной части имеется безрудное окно овальной формы размером 450x280 м (район ствола 7бис). Очистные горные работы ведутся на отметках + 45 м и выше. В южной части прирезки рудное тело находится на отметках – 6 м. Глубина от поверхности составляет около 450 м, (глубина меняется в зависимости от рельефа поверхности).Рудное тело имеет пластообразную форму и падение на юго-запад под углом 5-8°. Мощность рудного тела в пределах «Прирезки» достигала 60 м, однако, наиболее мощные участки уже отработаны. В настоящее время средняя мощность рудного тела составляет около 20 м, при максимуме 40 м.1.2 Породные включения и ксенолитыПородные включения и ксенолиты во вкрапленных рудах практически не встречаются. Ограниченное распространение имеют прослои и участки некондиционных руд. В юго-восточной части «Прирезки» некондиционный прослой делит залежь вкрапленных руд на две отдельных ветви – нижнюю и верхнюю.1.3 Разрывные нарушенияТектоническая обстановка в поле «Прирезки» довольно спокойная. В западной части прослеживается Западный сброс с амплитудой до 44 м и падением на запад под углом около 80. В восточной части расположена зона сбросов г. Рудной, представленная двумя субмеридиональными ступенчатыми крутопадающими сбросами, с амплитудами 71 и 45 м, имеющими зоны дробления мощностью до 3 м.1.4 Трещиноватость, нарушенностьТрещиноватость, нарушенность пород и руд зависит от их литологического состава и развития мелкоамплитудной тектоники на конкретных участках. Собственно вкрапленные руды, как правило, имеют среднюю трещиноватость. Только верхняя часть пикритовых габбро-долеритов имеет повышенную трещиноватость и широкое развитие вторичной минерализации по трещинам (хлорит и другие ослабляющие минералы). Трещиноватость вмещающих пород также зависит в основном от литологического состава. Песчаники и базальты - средней трещиноватости, аргиллиты, углистые аргиллиты и угли - сильно трещиноватые и слабоустойчивые. Около 70% пройденных выработок находятся в среднеустойчивых породах, а 30% - в слабоустойчивых. Такое соотношение прогнозируется и на перспективу.1.5 Состав рудСостав руд характерен для вкрапленных руд месторождения в целом. Основные породообразующие минералы - плагиоклазы, пироксены и оливин. Состав и взаимоотношения породообразующих минералов определяется комплексом пород и горизонтом дифференциатов. Основные литологические разновидности пород, с которыми связано вкрапленное оруденение на площади, намеченной к отработке в 2009 году – габбро-долериты контактовые (12,1%), такситовые(33,3%) и пикритовые (54,6%). Соотношение этих пород достаточно выдержанное на всей площади «прирезки».Полезные компоненты связаны с сульфидами – пентландитом, халькопиритом и пирротином. Количество сульфидов составляет от 3 до 15% и меняется в зависимости от литологии и положения в разрезе (сверху вниз). По площади «прирезки» характер оруденения меняется незначительно.1.6 Плотность вкрапленных рудПлотность вкрапленных руд составляет 3.0 т/м3 и является характерной для месторождения в целом.1.7 Гидрогеологические условияГидрогеологическая обстановка в поле «Прирезки» относительно простая, несмотря на большое количество откачиваемой воды (от 4 до 7 млн. м3/год). В обводнении горных выработок в зимний период принимают участие подмерзлотные трещинные безнапорные воды, которые проявляются в виде капежа и струйных изливов из скважин, шпуров, трещин, а также по фронту развития обрушения в очистное пространство и, затем, в выработки горизонтов скреперования и откатки. Дебит зарегистрированных водопроявлений составляет преимущественно от 0,1 до 10 м3/час, в редких случаях превышая 100 м3/час.Увеличение водопритока отмечается с середины июня до конца июля, из-за проникновения поверхностных вод по трещинам в период таяния снега и после дождей.Основная часть вод в летнее время поступает в выработки отработанного горизонта +201 м и откачивается по штольне на поверхность.1.8 Газоносность породПороды месторождения газоносны, что связано с выделением метана из углей и углесодержащих пород тунгусской серии и проникновением его в вышележащие породы по развитой системе трещин. Естественной дегазации пород препятствует наличие вечной мерзлоты выше рудного тела. Наибольшей газоносностью обладают угли, углистые аргиллиты и пористые осадочные породы.Весь объем добычи вкрапленных руд рудника «Заполярный» отгружается на Норильскую обогатительную фабрику. Учет количества и качества сырья производиться в соответствии со стандартом «Учет руды горнорудных предприятий и расчёт массы учитываемых компонентов в ней» СТП 44577806.14.135-5-31-2008.Качество поступающего в переработку сырья рудника «Заполярный» соответствует требованиям СТП 44577806.14.135-2-1-2003 «Руда вкрапленная и медистая». Технические условия.Отработка месторождения осуществляется на основании лицензии на право пользования недрами ДУД №00152 ТЭ от 31.07.2001 г.Условия недропользования, предусмотренные приложениями к лицензии, выполняются в полном объеме, в том числе: предоставляются в надзорные органы все виды отчетности, характеризующие состояние и движение запасов по месторождению, уровень потерь; осуществляются наблюдения за сдвижением земной поверхности; проводятся гидрогеологические наблюдения в соответствии с действующими инструкциями; ежемесячно предоставляются данные, на основании маркшейдерских замеров, о добыче и потерях всех полезных компонентов, что является основанием для осуществления платежей во все уровни бюджета. Платежи осуществляются ГМК «Норильский никель».Право на пользование земельными участками получено от администрации г. Норильска (Постановление №238 от 24.03.1992г., Постановление №950от 10.07.2003г.).Описание земельного и горного отводов приведено в приложении №5 к лицензии ДУД 00152 ТЭ.2.2 Характеристика продуктивных пластовГеологическая характеристика месторожденияНаиболее полная характеристика литолого-стратиграфических особенностей разреза Родникового месторождения приводится в отчете по подсчету запасов, выполненному в Главтюменьгеологии в 1986 г.В этой работе было отмечено, что Родниковая площадь по разным стратиграфическим подразделением относятся к разным фациальным зонам Западно-Сибирской низменности: по палеологенным отложениям - к Центральной фациальной зоне, по верхнемеловым - к Вартовско-Надымскому району, по нижнемеловым - к Сургутскому подрайону Сургутско-Нижневартовского района, по юрским образованиям - к Пурпейско-Васюганскому району.В строении месторождения принимают участие породы доюрского складчатого комплекса, промежуточного структурного этажа и терригенные осадки мезозойско-кайнозойского чехла.Породы доюрского фундамента на территории месторождения вскрыты скважиной 203р в интервале 3374-3508 м и представлены базальтами трапповой формации туринской серии среднего-нижнего триаса.Аналогичными породами фундамент представлен также и на Федоровской площади (скв.61, 69, 131, 202).Породы промежуточного структурного этажа представлены эффузивно-осадочными образованьями очень изменчивыми по толщине и трансгрессивно перекрывающими складчатый фундамент.Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол представлен образованиемюрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, основные стратиграфическиесведения о которых приведены на свободном разрезе рис.2.1.Характеристика продуктивных пластовХарактеристика продуктивных пластов Родникового месторождения дана в табл. 2.1, характеристика неоднородности пластов в табл. 2.2. Запасы нефти по категориям С2 и АВС на 01.01.2010 года приведены в табл. 2.3 и табл. 2.4.Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки Тюменской (горизонтЮС2) и Васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС1), а так же отложения Мегионской свиты нижнего мела (горизонтБС12, пластБС11, горизонт БС10), сложенные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.Пласт ЮС2 приурочен к отложениям кровли Тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,8 м, эффективная толщина пласта 4,44 м, нефтенасыщенная 4,44 м. Песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства.Пласт ЮС1 приурочен к кровле Васюганской свиты Родникового месторождения. В литологическом отношении пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.В пределах месторождения выявлены три залежи нефти, контролируемые локальными структурами, осложняющими Северо-Еловое и Восточно-Моховое поднятия. ВНК условно принят на отметке 2757 м. Предполагаемый тип залежи - пластово-сводовый.Пласт БС12 приурочен к верхней части Мегионской свиты. Ее особенностью является клиноформенное строение продуктивных отложений. Слагающие горизонт пласты с востока на запад накладываются один на другой, постепенно исчезая или сливаясь, друг с другом в восточном направлении.Горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин аргиллитоподобных.Пласт БС12 является основным объектом разработки, имеет в составе три залежи. ВНК на каждой залежи имеет разное значение. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта в центральной части месторождения достигают 9,8 м, к периферии уменьшаются до 4-4,5 м и менее.Залежь 1 (северная залежь пласта БС12) сформировалась на Родниковом поднятии, имеющем северо-восточное простирание.ВНК по северной залежи колеблется по разведочным скважинам от 2400 до 2414 м. Наиболее высокие отметки ВНК приурочены к северо-западному крылу поднятия, наиболее низкие - к юго-восточному.Средняя нефтенасыщенная толщина горизонта БС12 по северной залежи составляет значение около 4,1 метров. Минимальная - 0,8 метра, максимальная - 13,6 м. Высота залежи около 23 метров.Залежь 2(южная залежь пласта БС12) приурочена к Северо-Еловому поднятию. Наиболее низкий ВНК отмечается на восточном крыле структуры и на ее южном окончании.В разрезе горизонта БС10 выделяют пласты - БС1 и БС2. Пласты характеризуются близкими свойствами. Нефтеносные коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми.В своде Северо-Елового поднятия к пласту БС1 приурочены две залежи, ВНК принят на абсолютной отметке - 2215 м.Пластом БС2 контролируется три залежи. Положение ВНК залежей принимается на абсолютной отметке - 2255 м.2.3 Свойства пластовых жидкостей и газовСвойства нефти и газа Урьевского месторождения изучались по результатам глубинных и поверхностных проб, выполненных в центральной лаборатории Главтюменьгеологии.Пласт БВ6 характеризуется большим давлением насыщения (88 - 89кг/см2) и газосодержанием (44,08 - 47,85 м2/т). Нефть этого пласта сернистая и парафинистая.Пласт БВ8 характеризуется большим газосодержанием (55,31 - 63,40м3/т) и давлением насыщения (73 - 81,5 кг/см2). Нефть также сернистая и парафинистая.Нефть пластов АВ1-2 также относится к сернистым и парафинистым. Свойства пластовой нефти и газа представлены в таблице 1, компонентный состав - в таблице 2.Параметры пласта ЮВ1 Урьевского месторождения:Средняя глубина залегания пласта ЮВ1 составляет от 2630м.Эффективная мощность - 6,7м.Средняя пористость - 16%Средняя проницаемость - 0,003мкмСредняя нефтенасыщенность - 67%Удельный вес пластовой нефти - 0,836 т/м 3Температура пласта - 110 єСГазовый фактор - 84м3/т.Таблица 1 - Свойства пластовой нефти и газаНаименованиеПластАВ1-2БВ6БВ8нефть- давление насыщения газом, МПа;- газосодержание, м3/т- плотность, кг/м3- вязкость, мПа·с- Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.- Пластовая температура, єС8,00038,330,8011,9701,09971,0008,80045,9200,8161,9001,13277,0007,91359,3200,7551,5001,19380,000Газ газовой шапки на месторождении отсутствуетТаблица 2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождениюНаименованиеПри однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условияхВыделившийся газНефть123СероводородУглекислый газ0,11Азот + редкие,в том числе: гелий1,280,26Метан73,2421,52Этан2,760,66Пропан6,381,39Изобутан3,403,24н.бутан6,022,04Изопентан1,412,78н.пентан1,362,07гексанОстаток (С8 + высшие)1,191,94Молекулярная масса62,46Молекулярная масса остаткаПлотность газа, кг/м31.05Плотность газа (относительная по воздуху), доли ед.нефти, кг/м3Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 - 0,33 мПа·с.Объемный коэффициент 1,017 - 1,019.Предельное газосодержание 2,16 - 2,38 мм3/т.По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л). Химический состав и физические свойства пластовых вод представлены в таблице 3.Таблица 3 - Химический состав и физические свойства пластовых водСодержание ИоновМг/лСреднее значение по пластамАВ1-2БВ6БВ8ЮВ1СL15897,7138001537011946,6SO 4НетнетнетНетHCO 3216,5390,4330,6182,4Ca1022,91243,91284,91322,6Mg127,96795,187,3Na + K9309,17876,39231,66386,9PH6,06,06,06,0Общая Минерал-я г/л26,423,426,619,8Плотность г/см31,0031,0171,0181,011Газосодержание в нефти извлекаемой со скважин, работающих по пласту ЮВ1, составляет 84 м3/т.Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 - 0,33 мПа·с.Объемный коэффициент 1,017 - 1,019.Предельное газосодержание 2,16 - 2,38 м3/т. По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л).Таблица 4 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождениюНаименованиеПри однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условияхВыделившийся газНефтьСероводород0,000,00Углекислый газ0,110,00Азот + редкие,0,000,00Этан2,760,66Пропан6,381,39Изобутан3,403,24н.бутан6,022,04Изопентан1,412,78н.пентан1,362,07Остаток (С8 + высшие)1,191,94Молекулярная масса-62,46Плотность газа, кг/м31.05Режим разработки залежиРежим залежи в Нижневартовском нефтегазоносном районе, в пределах которого находится Урьевское месторождение, областями питания подземных вод являются горно-складчатые сооружения, образующие Западно-Сибирскую низменность с юга и юго-востока, а областью разгрузки - район Карского моря.Основные продуктивные пласты АВ1-2, БВ6, БВ8, Вартовской свиты прослеживаются с незначительными изменениями толщин практически на всей территории, что говорит о наличии незамкнутой системы этих пластов с огромными запасами пластовой энергии, об этом в частности свидетельствуют переливы пластовой воды полученные при опробовании пластов группы АВ в скважинах как Урьевской так и на соседних площадях.Таким образом, в отложениях Западно-Сибирской плиты имеют место два основных направления движения вод - от периферии к центру плиты и от зоны развития глинистых отложений Фроловской свиты на восток, и оба потока, встречаясь в зоне Колтогорского мегапрогиба, создают единый мощный поток, направленный на север.Статические уровни в пределах Нижневартовского свода изменяются от +60метров на Мегионской площади, до + 54,6метров на Самотлорской площади. Эти высокие коллекторские свойства водосодержащих пород, позволяют предполагать на Урьевском месторождении, в большинстве залежей, упруговодонапорный режим.3. Технико-технологическая частьНефтенасыщенная зона Акташской площади в разрезе представлена терригенными отложениями кыновского и пашийского горизонтов девона. Главными особенностями геологического строения объекта являются его многопластовость (в разрезе выделяются до б продуктивных горизонтов «До» кыновского и «а», «б1», «б2+3», «в», «г» пашийского горизонтов), высокая послойная и зональная неоднородность, прерывистость в распространении коллекторов, что приводит к неодинаковой степени охвата продуктивных пластов влиянием закачки, в конечном итоге в различной интенсивности выработки этих пластов. Это обусловило выбор системы заводнения для площади с 1968г. на Акташской площади применяется избирательная система заводнения.Площадь находится в завершающей стадии разработки. Максимальный уровень добычи нефти- 6640 тыс. т. - был достигнут в 1977г. при отборе 25% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 40,8%, текущий коэффициент нефтеизвлечения- 0,249, темп отбора от начальных извлекаемых запасов- 6,41%. В последующие годы началось снижение годовых отборов нефти, а отбор жидкости и закачки воды продолжали расти, достигнув максимума в 1984г.По состоянию на 1.01.2005г. балансовые и извлекаемые запасы горизонтов Д0Д1 Акташской площади составляют соответственно 181,950 и 101,72млн.т. нефти. На сегодняшний день запасы нефти полностью разбурены и вовлечены в активную разработку (95,2% извлекаемых запасов площади)С начала разработки на 01.01.2005 из продуктивных пластов извлечено 97,109 млн.т.нефти или 90,1% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,443. Добыча нефти в 2005г.составила 597,576 тыс.т. или 5,6% от текущих и 0,55% от начальных извлекаемых запасов. В общем объеме годовой добычи на долю скважин, оборудованных ЭЦН, приходится 59,8%, оборудованными ШСН-40,2%.Вместе с нефтью с начала разработки добыто 252,630 млн. т. воды, водонефтяной фактор-2,6. Добыча жидкости с начала разработки составляет 349,740 млн. т., в пластовых условиях-365,272 млн.м3, за 2005г.- 6,568 млн. м3.Практически все скважины (99,4% фонда) работают с водой, в том числе с обводненностью выше 90% -42% действующего фонда скважин. Обводненность добываемой продукции по Акташской площади за текущий год равна 91,3%, средний дебит одной скважины по нефти- 3,55 т/сут., по жидкости- 40,7 т/сут.Для компенсации отбора жидкости с начала разработки в продуктивные пласты закачали 377,776млн.м3 воды, что составляет 103,4% к отбору жидкости в пластовых условиях. Закачка воды в 2005г. составила 7,194 млн.м3, отбор жидкости скомпенсирован на 109,7%.Давление на забое нагнетательных скважин по блокам площади колеблется от 10,2 Мпа до 14Мпа, на забое добывающих скважин от 5,1 Мпа до 8,7 Мпа. В 2005г.пластовое давление в зоне отбора по площади увеличилось с 15,27 Мпа до 15,ЗЗМпа, в зоне нагнетания со 180,2 до 181,4 Мпа.На конец 2005г. под циклической закачкой с изменением фильтрационных потоков находилось 249 скважин. За счёт этого метода дополнительно добыто за год 181,719 тыс. т. нефти.Из-за применения новых методов повышения нефтеотдачи на Акташской площади в 2005г. дополнительно добыто 132,864 тыс.т. нефти.Таблица 8Состояние выработки запасов по пластам по состоянию на 1.01.2005г.ПластыДолязапасовпласта вНИЗплощади, %Текущаянефтеот-дача, %Темпотбора, %Остаточные запасытыс.тДо30,6796,70,631094Д1a6,0371,20,401874Д16112,9392,10,591097Д1 б2+333,4097,50,48886Д1в8,5573,00,852485Д1г8,4265,00,333178Площадь10090,10,55107.14План по добыче нефти по НГДУ «Елховнефть» в 2005г. выполнен на 102,8%. Сверх плана добыто 35017 тонн нефти.Основной отбор нефти осуществляется из горизонта Д0, пласта б2+з горизонта Д<| Акташской площади, из залежей № 91,101 турнейского горизонта, и залежей № 112,122 бобриковского горизонта Ново - Елховского месторождения, и из турнейского горизонта Соколкинского месторождения.Оптимизация режима работы на 165 скважинах при плане 118 позволило дополнительно добыть 20584 тонн нефти. В результате ввода из бездействия 67 нефтяных скважин было добыто ещё 89573 тонны нефти. За счёт применения нестандартного заводнения или циклической закачки с изменением фильтрационных потоков дополнительно добыто 251800 тонн нефти. За счёт работы по ПНП проведённых собственными силами в 2005 г., дополнительно получили 11608 тонн, а с учётом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 79316 тонн. В результате сотрудничества с управлением «Нефтехимсервис» были произведены работы по созданию каверн на 43 скважинах, добыча по которым составила 4499 тонн. В результате обработки призабойной зоны на 62 скважинах добыли ещё 9834 тонны нефти.Акташская площадь Горизонт До Д1Из горизонтов До+Д1 за отчётный год отобрано 597576 или 0,47% годового отбора.По состоянию на 1.01.2005г. из горизонтов Д0Д1 добыто 97109838 тыс.тонн нефти, что составляет 90,44% от НИЗ. Годовая добыча по Акташской площади по сравнению с прошлым годом уменьшилась на 14948тонн.Из переходящих скважин по площади добыто 590043 тонн нефти или 98,7%. Из новых скважин 7533 тонн или 1,26%, из скважин введенных из бездействия 13192т. или 2,21%. Добыча нефти механизированными способами 597294 тонн или 99,9 %.3.1 Основные проектные решения по разработке месторожденияВ технологической схеме разработки 1982 г. (СибНИИНП) рассматривалось два основных конкурирующих варианта:вариант 2 - площадная семиточечная система разработки, треугольная сетка 500х500 м (21,6 га/скв), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,39, срок разработки 39 лет, максимальный уровень отбора 3,9 млн.т или 5,01 % от НИЗ для всего месторождения удерживается 10 лет.Вариант 3 - блоковая трехрядная система разработки, сетка 500х500 треугольная, соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,1, срок разработки 48 лет, максимальный уровень добычи 3,4 млн.т (4,47 % от НИЗ) для всего месторождения удерживается 8 лет.Рекомендовался к внедрению 2 вариант. ЦКР МНП (протокол 1022) утвердило тех. схему в качестве основы для проектирования обустройства. Для эксплуатации рекомендовалось рассмотреть более жесткую систему.Пласт ЮВ1 на месторождении сильно расчленен, пропластки невыдержаны по площади, возможно наличие отдельных линз коллекторов. Также резко изменяются фильтрационные свойства между пропластками. Опыт разработки подобных объектов с применением площадных систем заводнения показывает, что при этом отмечается быстрое обводнение за счет прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, что уменьшает охват заводнением. Многорядные (трех и более) блоковые системы разработки для таких объектов целесообразнее, т.к. они позволяют постоянно совершенствовать, улучшать систему воздействия - перенос нагнетания, наращивание интенсивности воздействия, организация заводнения на отдельные пропластки, а также осуществлять циклическое воздействие по отдельным блокам.На месторождении по проекту опытной эксплуатации осуществляется разбуривание первоочередных участков по треугольной сетке размещения скважин 500х500 м. Завершается разбуривание участка в районе скв. 15р.По согласованию объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для всего месторождения применить трехрядную систему заводнения.Поэтому при уточнении технологических показателей северной части месторождения был принят следующий вариант разработки:-схема размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием 500х500 м между скважинами (21,6 га/скв);-система заводнения трехрядная, ориентация рядов субмеридиональное - поперек простирания структуры;-способ добычи нефти механизированный с начала разработки;-доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным к моменту разбуривания до 2,4 за счет закрытия блоков со стороны внешнего контура нефтеносности, дополнительного разрезания (при необходимости) эксплуатационных полос на блоки, близкие к квадратам, организации отдельных очагов на возможные линзы коллекторов и для дифференцированного воздействия на пропластки. Возможно также закрытие эксплуатационных полос (формирование блоков) через одну со стороны р. Обь с правобережья и в шахматном порядке с левобережья для возможности использования запасов нефти в подрусловой части. Возможность последнего предложения необходимо оценить после разбуривания месторождения и изучения его гидродинамической характеристики. Другими словами, интенсивность воздействия трехрядной системы доводится до уровня площадной семиточечной на момент завершения бурения и выхода на максимальный уровень добычи нефти. В дальнейшем интенсивность наращивается с целью удержания максимальной добычи нефти.Резервный фонд скважин принят в размере 20 % от основного. Использование его предусматривается по следующим направлениям: дифференцированное воздействие по пропласткам, организация приконтурной и законтурной закачки для закрытия блоков, бурение добывающих и нагнетательных скважин на отдельные линзы коллекторов, на выявленные в процессе разработки застойные зоны, на дополнительное разрезание эксплуатационных полос. В число резервных включены специальные скважины (поглотительные).Для улучшения нефтевымывающих свойств с начала разработки предусматривается закачка сеноманской воды в объеме не менее 0,2 порового объема.Разработка месторождения ведется с 1986 года согласно «Технологической схеме разработки Покамасовского месторождения», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР - протокол №1022 от 18.05.83 г и «Дополнительной записки к технологической схеме разработки», утвержденной ЦКР -протокол №1266 от 10.08.87 г, составленной вследствие раздела территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Татнефть» и п/о «Нижневартовскнефтегаз».Утвержденный вариант дополнения имеет следующие принципиальные положения и технологические показатели:-в разрезе месторождения выделен один эксплутационный объект - пласт ЮВ1(1),-размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м,-общий проектный фонд 520 скважин (из них 297 добывающих, 124 нагнетательных, 84 резервных и 15 водозаборных),-проектный уровень добычи нефти - 1460 тыс.т/год,-проектный уровень добычи жидкости - 3885 тыс.т/год,-проектный уровень закачки воды - 5336 тыс.м3/год.Исходные данные варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения приведены в таблице 3.1.Таблица 3.1 Основные исходные характеристики варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения, пласт ЮВ1ХарактеристикиВеличинаРежим разработкиСистема размещения скважин, сетка МхМПлотность сетки скважин, 104 м2/сквКоэффициент охвата процессом вытесненияКоэффициент заводненияСоотношение скважин, доб/нагн.Режим работы скважин:добывающих (забойное давление), МПанагнетательных (устьевое давление), МПаКоэффициент использования фонда скважинКоэффициент эксплуатации:добывающих фонтанныхдобывающих механизированных (ЭЦН и ШГН)Условия отключения скважин, % водыУсловия окончания разработкиКоэффициент компенсации закачкой отбораПроектный фонд скважин:Добывающихнагнетательныхрезервных и специальныхводозаборныхвсегоОбъем буренияОхранная зона р. Обь - невозможно бурение скважин:ДобывающихнагнетательныхИспользование сеноманской воды для ППДПрименение циклического заводненияВытеснение нефти водойТрехрядная, 433х50021,60,9230,7642,420180,870,980,92598достижение утвержденной нефтеотдачи1,3Таблица 3.2 Показатели разработки Покамасовского месторождения№ПоказателиЕд. изм.1994199519961997123456789101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839404142434445464748495051525354Добыча нефти всегоВ том числе из перешедшихиз новых скважинВвод новых скважин - всегоВ том числе из экспл. Буренияиз нагнетател. Буренияиз разведочного буренияиз освоения пр. летиз резервного буренияДебиты новых скважинЧисло дней работы новых скважинСредняя глубина новых скважинЭксплуатационное бурениев т.ч. добыв. скв.вспомог-х скв.из них нагнетател. под закачкуВыбытие из вновь введенных скв.Количество новых скв. на конец годаДни работы перешедших скважинДобыча нефти из новых скв. Пред. г.то же из перешед. скв. пред. ГодаСуммарная добыча нефти из перешед. скв.Добыча нефти из перешед. Скв. данногоПадение добычи нефтиПроцент падения добычи нефтиМощность новых скважинДейств. фонд доб. скв. на конец годав т.ч. нагнет. в отработкеЭкс. фонд доб. скв. на конец годав т.ч. нагнет. в отработкеВыбытие доб. скв. - всегов т.ч. под закачкуДобыча нефти с начала разработкиДобыча нефти от начал. Извлек. запасовТемп отбора от начал. извлек. запасовТемп отбора от текущ. извлек. запасовСреднегодовая обводненность (вес.)то же из новых скважиниз перешедших скважинДобыча жидкости всегото же из новых скважиниз перешедших скважинЗакачка водыСредний дебит действ. скв. по нефтито же переходящей скв. по нефтиСредний дебит действ. скв. по жидкостито же по новым скважинамто же по преходящим скважинамВвод нагнетательных скважинФонд нагнет. скв. на конец годаПеревод скв. на мех. ДобычуФонд мех-ых скв. на конец годаДобыча нефти мех-ым способомДобыча жидкости мех-ым способомтыс.т.тыс.т.тыс.т.штштштштштштт/сутднимтыс.мтыс.мтыс.мтыс.мштштднитыс.т.тыс.т.тыс.т.тыс.т.тыс.т.%млн.т.штштштштштшттыс.т.%%%%%%тыс.т.тыс.т.тыс.т.тыс.м3тыс.т.тыс.т.тыс.т.тыс.т.тыс.т.штштштшттыс.т.тыс.т.633,2633,23470,8956,1956,9633,2-323,7-33,816413233232528779,230,52,23,143,343,31117,01117,03490,811,311,320,020,0122210596,6929,2438,8438,83470,0633,2633,2438,8-194,4-30,7163923222929218,032,01,52,253,953,9952,7952,73073,29,09,019,619,62124201380,2715,7310,3309,3121,6316,03470,0438,8438,8309,3-129,5-29,515415229402019528,333,11,11,667,793,767,29601694420456,36,319,425,119,311292229310,39602332333471,1309,3310,4233-77,4-24,9169224109761,333,90,81,276,676,6996099620704,44,419,019,0129224233996По состоянию на 1.01.96 на месторождении пробурено 473 скважины, из них 253 добывающие, 166 нагнетательные и 54 прочие.Фактический уровень добычи нефти - 438,8 тыс.т.Накопленная добыча составляет 9218 тыс.т.Покамасовское месторождение занимает площадь 8704,9 га, которая принадлежит Куль-Еганскому лесхозу.3.2 Динамика основных показателей разработки месторожденийРазработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959 г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах - до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв. 16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 гг.Период безводной добычи продолжался 10 лет - с 1952 г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 - действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 - ШГН.За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5%. Всего по состоянию на 01.01.2009 г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4% от НИЗ). Наибольший накопленный отбор приходится на скв. 211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 гг., в настоящее время - в бездействии.Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010 г.) представлено в таблице №7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м3/сут до 142 м3/сут; обводнённость изменялась в пределах 78ч97%, в основном составляя 90-95%.Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости - 1449 т. т в 1987 г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости - 132,9т/сут в 1987 г.В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин - под закачкой, 2 - в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость - 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки - 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 - находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.На основании таблицы показателей разработки пласта Б2(С1) Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объекта.Таблица №7 Показатели разработки пласта Б2(С1) Радаевского месторожденияI - стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс. т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.Период безводной добычи продолжался 10 лет - с 1953 г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс. т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.II - стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.III - стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.IV - стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.Рисунок 1Анализ обводнености пласта в первой стадии разработкиОсновные причины обводнености продукции добыващих скважин следующие:Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм2) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.Таблица №8 Анализ применения геолого - технических мероприятийВид ГТМГод разработкиПрирост КИН, д.ед.2006.2007200820091. Обрабока скважин ВУС3,14,43,43,90,009Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества - это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях (десятые и сотые доли%) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой (в наиболее практически важном случае - водой).Используется для отключения обводненных(выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы- синтетически водорастворимый полимер- сшивающий реагент- водаОсновные свойства ВУС:- широкий температурный диапазон применения (20-160 С)- возможность управления гелеобразования;- высокие прочностные характеристики геля;- возможность разрушения состава химическими методами;- простота и надежность приготовления композиции.Характеристика системы воздействия на пластЗалежь разрабатывается с внутриконтурным заводнением. В 1970-1972 гг. на Сергиевском куполе сформирован разрезающий ряд из 5 нагнетательных скважин. В 1982-1984 гг. переведены под нагнетание еще 6 скважин. Разрезающий ряд дополнен очаговыми скважинами. За счет осуществления изменения направления фильтрационных потоков жидкости в целом по пласту СI на Радаевском месторождении дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке.Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения - предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.На Сергиевском куполе осуществление внутриконтурной закачки сточной воды способствовало стабилизации и росту пластового давления. В 2010 году среднее пластовое давление возросло до 13,4 МПа и было лишь на 1,4 МПа ниже начального.Анализ изменения энергетического состояния залежиНачальное пластовое давление на Сергиевском куполе принято равным 14,0МПа.Залежь по типу пластовая, с обширной водонефтяной зоной, режим залежи упруговодонапорный.Разработка велась без ППД с 1953 по 1970 гг. К 1961 году, судя по единичным замерам, отмечалось снижение пластового давления до 7,8-10,7 МПа и в среднем составило 9 МПа. В связи с круговой системой размещения скважин внешние ряды экранировали скважины внутреннего ряда, что способствовало созданию зоны пониженного пластового давления вдоль центральной части Сергиевского купола.В 1971 г. начата закачка сточной воды в пять скважин, образующих разрезающий ряд по Сергиевскому куполу. Пластовое давление в зоне разрезающего ряда нагнетательных скважин к 1976 г. превысило начальное давление на 2,5 - 3,5 МПа, а в среднем по залежи выросло до 11,8 МПа.В 1983-1985 гг. на Сергиевском куполе переведены под закачку 5 скважин, тем самым разрезающий нагнетательный ряд дополнен очаговыми нагнетательными скважинами. Осуществление поддержания пластового давления изменило кинематику фильтрационных потоков жидкости, привело к перераспределению зон дренирования добывающих скважин. За счет осуществления мероприятия по изменению направления фильтрационных потоков жидкости из пласта СI Радаевского месторождения дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.В последующие годы среднее пластовое давление стабилизировалось на уровне 12 - 13 МПа. На дату составления отчета низкое пластового давления (8,6 МПа) сохраняется в зоне смежной со Студено - Ключевским куполом, в районе скв. 165. Здесь нагнетательная скв. 206 в бездействии с 1996 г. по техническим причинам.По состоянию на 01.01.2010 г. закачка сточной воды ведется в 9 нагнетательных скважин, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 226,3%, накопленная - 73,3%. Пластовое давление, по замерам 2006-2010 гг., восстановилось до 12,8-13,5 МПа. В 2006 году среднее пластовое на Сергиевском куполе составило 12,7МПа. Начальная пластовая температура составляла 26,5°С.Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализаВ эксплуатационном фонде на 01.01.2010 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин - под закачкой, 2 - в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость - 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки - 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.Характеристика фонда скважинНа 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 - действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 - ШГН.Таблица №9 Распределение фонда скважин пласта СI по основным показателям эксплуатации по состоянию на 1.01.2011 г.Интервал№№ скважинКол-воI. По дебитам нефти, т/сут<113,21,30,200,201,215,218,219,220,1193,1213111- 523,205,22335 - 10189,192,195,203,209,223610-2050,165,214,221,12045II. По дебитам жидкости, м3/сут1-513,21,30,200,201,218,219,1193,121395-10215,220210-50203,205,223350-10023,50,189,192,195,207,2097100-150165,214,221,12044III. По обводненности, %70-9050,165,189,203,205,209,214,221,1204990-9513,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,121315>952231IV. По накопленной добыче нефти, тыс. т<1210-50850-1006100-2009200-3008300-5009500-10004Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважинРисунок №2Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта С1.Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.Анализ обводнения залежиОбводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.Текущая обводненость продукции действующих скважин 90,3%.Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.Рисунок. 2/4Все добывающие скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. (ГРП).ВНФ (водонефтяной фактор)Из ниже приведенного графика видно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. За счет увеличения числа добывающих скважин происходит увеличение годовой добычи нефти и соответственно накопленной добычи нефти.3.3 Контроль за разработкой месторожденияОбязательные комплексы исследований по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь месторождения и содержать следующие виды работ [8,9]:-замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;-замера пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;-замеры устьевых давлений и объемов закачки по нагнетательным скважинам;-гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;-исследования по контролю ВНК, нефтенасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;-отбор и исследование глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов;-исследование по закачке меченой жидкости;В процессе анализа геолого-промысловой информации были выявлены две основные проблемы месторождения, на которые следует обратить внимание:-природная трещиноватость;-низкое качество перфорации.В связи с этим на месторождении необходимо:-усилить работу по определению профилей притока и приемистости;-значительная доля ГИС проводится либо во время освоения после бурения либо в большинстве случаев при КРС, поэтому исследования не могут точно характеризовать работу пласта, то есть существует необходимость проводить ГИС в межремонтный период.Проведение данных исследований позволит гораздо более точно оценить потенциал месторождения и существенно улучшить состояние его разработки.Фильтрационно-емкостная характеристика коллекторов горизонта БВ102 определялась по данным исследований керна, интерпретации материалов ГИС и ГДИ. В целом изученность ФЕС пластов является средней в связи с отсутствием собственных петрофизических зависимостей для определения физических параметров коллекторов.При контроле за разработкой Ван-Еганского месторождения применялись следующие виды гидродинамических исследований скважин [8]:1. Замеры пластовых давлений (Рпл).2. Замеры динамических (Ндин) и статических (Нст) уровней в эксплуатационных скважинах с последующим их пересчетом в забойные и пластовые давления.Основным преимуществом данного метода является его массовость, основными недостатками - погрешность замера уровня жидкости, неопределенность при расчете плотности жидкости в затрубном пространстве и в стволе скважины ниже приема насоса. Особенно погрешности замеров проявляются в скважинах, где давление на приеме насоса значительно ниже давления насыщения.3. Определение гидродинамических параметров пласта по данным стационарной фильтрации. Выполняется на основе регистрации индикаторных диаграмм при отработке скважин на режимах - ИД.4. Определение гидродинамических параметров пласта на основе анализа данных нестационарной фильтрации.4.1. Регистрация кривых восстановления давления в добывающих скважинах - КВД.4.2. Регистрация кривых восстановления уровня в добывающих скважинах, оборудованных насосными установками - КВУ.4.3. Регистрация кривых падения давления в нагнетательных скважинах - КПД.5. Осуществляются замеры забойного, затрубного, буферного и пластового давлений (манометрами типа САМТ-01, АМТ-08); замеры дебитов жидкости, пластовой температуры; отбираются глубинные и поверхностные пробы нефти и воды.Продуктивная часть пласта БВ102 охарактеризована по 3 м поднятого керна из 4-х скважин и геофизическими исследованиями в 44 скважинах.Охват скважин гидродинамическими методами контроля. Эксплуатационный фонд скважин Ван-Еганского месторождения по состоянию на 1.01.2010 года насчитывал 39 скважин, из них - 5 нагнетательных.Гидродинамические исследования начались с бурением первых разведочных скважин. За время разработки выполнено 36 исследований в 23 скважинах, в том числе в том числе, исследования проведены в 15 добывающих скважинах и восьми - нагнетательных. Практически все исследования проведены на неустановившихся режимах фильтрации: КВД (КВУ) - 22 исследований, кривых падения давления - 12 исследования. В двух нагнетательных скважинах проведены исследования на стационарных режимах фильтрации с регистрацией индикаторных диаграмм [8].Распределение скважин с исследованиями по площади залежи относительно равномерное. Объем гидродинамических исследований скважин, выполненных на Ван-Еганском месторождении приведен в таблице 3.1.Таблица 3.1. Объем гидродинамических исследований скважинВид исследованияКоличество исследованийКоличество исслед. скважин, ед.200820092010200820092010КВД15181212914КВУ12131010813КПД10111214812ИД-наг852124ИТОГО454736372343По результатам интерпретации ГДИ скважин Ван-Еганского месторождения пласт БВ102 характеризуется коллекторскими свойствами: средняя гидропроводность пласта составляет - 10,4·10-11(м2·м)/(Па*с), проницаемость - 0,05·10-12 м2, пьезопроводность - 0,393 м2/с [8].Для получения более точных характеристик пласта необходимо проводить большее число исследований с регистрацией КВД, КВУ в добывающих скважинах, КПД - в нагнетательных скважинах с равномерным охватом всей площади разработки. Полученная таким образом информация более точно и качественно отражает фильтрационные свойства пласта.В низкоприточных скважинах рекомендуется проводить исследования с изоляцией затрубного пространства при помощи пакера с применением свабирования, ИПТ или УОС с целью достоверного определения параметров призабойной зоны пласта.Во всех актах ГДИ должны присутствовать сведения о давлениях, дебите, времени измеренных при отработке скважин перед записью КВД/КВУ, позволяющих получить более точные сведения о динамике процесса и, следовательно, о параметрах пласта.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ процессе доразведки месторождения и эксплуатационного бурения уточнилось геологическое строение залежей. Площади нефтеносности по Ач31 и ЮС1 сократились.Проектные решения на месторождении выполняются. В разработке находятся два объекта: Ач31 и ЮС1.Основной проектный фонд скважин (107 ед.) реализован на 40,2%. По основным объектам: на Ач31- 66%, ЮС1 - 71,4%.Проектный фонд скважин по Ач31 подлежит уточнению. Вследствие сокращения контуров нефтеносности нецелесообразно бурение 9 проектных скважин, местоположение которых оказалось за пределами площади залежи и двухметровой изопахиты. Пробуренные горизонтальные скважины 109Г и 130Г заменили по 2 проектные наклонно-направленные скважины. Таким образом, на 1.01.2014 г. из оставшихся к бурению 17 проектных скважин, предлагается пробурить только 6 скважин, в том числе 5 добывающих и 1 нагнетательная.Текущее состояние объектов разработки удовлетворительное. В 2013 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным.Таким образом, по результатам проведённых геолого-технологических мероприятий на Равенском месторождении можно сделать следующие основные выводы:· наибольшая эффективность получена от ввода новых скважин с горизонтальным окончанием ствола, средняя удельная дополнительная добыча нефти составляет 17,4 тыс.т. Это связано с тем, что согласно решения протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005г. в зонах наибольшего распространения нефтенасыщенных толщин проводилось бурение скважин с ГОС;по скважинам с наклонно-направленным окончанием ствола получены более низкие результаты - 3,83 тыс. т. дополнительной добычи на скважину;· следует так же отметить, что на сегодняшний день не выбраны оптимальные технологии проведения гидравлического разрыва пласта ни для одного из объектов месторождения. В данной ситуации предлагается провести опробование новых методов ГРП (по одной скважине на объектах Ач31 и ЮС1)и увеличить количество операций по реперфорации скважин глубокопроникающими зарядами на депрессии, давших хорошие результаты при освоении новых скважин.Список литературы1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтяных залежей. - М.; НЕДРА, - 2016.2. Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.; Недра, 2019.3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. - М.; Недра, 2017.4. Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 2018.5. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 2016.6. Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС «Ннефть и газ Тюмени», 2018, вып. 19. 38-42 с.7. Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. - М. Недра, 2019.8. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. - М.: Недра, 2017.9. Борисов Ю.П., Войнов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2018.10. Васильевский В.Н., Перов А.И. Исследование скважин и пластов. - М.: Недра, 2015.11. Вахитов Г.Г., Максимов В.П. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 2019.12. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2015.13. Горбунова Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2015.14. Еронин В.А., Кривоносов Н.В. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 2014.15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2014.16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 2015.17. Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов. - М.: Недра, 2018.18. Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. - М., 2015.19. Калганов В.П., Сургучев Н.Ш., Созонов Б. Обводнение нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 2018.20. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие - Казань, изд-во «Фен» Академии наук РТ, 2016г.21. Максимов М.Н. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра,2019.22. Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. - М.: Недра,2015.23. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. - М.: Недра, 2015.24. Ованесов Г.П., Лапинов Э.П., Ованесов Н.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2017.25. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методиками. - М.: Недра, 2015.26. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработанных нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. - М.: Недра,2018.27. Сазонов В.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений пи водонапорном режиме. - М.: Недра, 201428. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. (n. II) . Под ред. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 2017.