Прогнозирование показателей разработки на период 2000 - 2004гг.

За расчетный период предполагается:

значительную часть бездействующего фонда скважин ввести в эксплуатацию;

увеличение объемов закачиваемой воды в 1,3 раза относительно 2000 г. из-за низкого пластового давления;

компенсацию отборов жидкости закачкой воды уменьшать постепенно с 127% до 105% по мере восстановления пластового давления до начального.

Максимальные уровни оцениваются в объеме:

добычи нефти - 1169 тыс.т (2000г );

добычи жидкости - 2248 тыс.т (2000г.);

закачки воды - 2626 тыс.м3(2003г.).

Перевода на механизированную добычу скважин, интенсификации добычи спуском высоконапорных УЭЦН 50-2000,УЭЦН80-2000,УЭЦН 5-125-1800,в исключительных случаях УЭЦН5А-250-1800.

Основные положения основного и дополнительных реализуемых проектных документов

По Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения составлены три проектных документа и технологическая схема :

• 1.Проект пробной эксплуатаций Средне-Асомкинского месторождения
• ( СургутНИПИнефть,1987 г.)
• 2.Проект пробной эксплуатаций Южно-Асомкинского месторождения, с определением плановых показателей для Асомкинского и Средне-Асомкинского месторождений (СургутНИПИнефть), 1988г.
• 3.Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатаций Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения ( СибНИИНП, 1990г.)
• 4.Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990г.). В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплутационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:

по категорий С₁-балансовые 7347 тыс.т, извлекаемые - 2426 тыс.т;

по категорий С₂- балансовые 21737 тыс.т, извлекаемые - 7173 тыс.т;

в целом по С₁+С₂ - балансовые 29084 тыс.т, извлекаемые - 9599 тыс.т;

коэффицент нефтеизвлечения -0,33.

В работе предусматривалось:

- подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;

ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год.

проектный фонд скважин:

• - по категорий С₁- общий 69 скв. ( в т.ч. 4 разв.),из них 52 добывающие ( в т.ч.4 разв.), 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скв.;
• - по категорий С₂- общий 143 скв. (в т.ч. 1 разв., из них 107 добывающие ( в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;
• - резервный фонд 28 скв.;
• - в целом С₁+С₂ - общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв ), из них 159 добывающий ( в т.ч. 5 разв. и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;

в контрольном фонде 3 скв.

водозаборных - 7 скв.

плановые показатели определены до2005 г. включительно;

максимальный годовой объем бурения ( кат. С₁+С₂ ) - 176 тыс.м;

способ эксплуатаций скважин- механизированный с начала разработки ( ЭЦН, ШГН );

в качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990г.). Работа выполнялась по заданию Юганскнефть.

Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500x500 м (25 га / скв.) к более плотной 450x450 м ( 20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ Юганскнефть.

На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30155 тыс.т балансовых и 9950 тыс.т извлекаемых, в т.ч. по категориям:

• - категория С₁ - балансовых 15483 тыс.т, извлекаемых 5109 тыс.т;
• - категория С₂- балансовых 14672 тыс.т, извлекаемых 4841 тыс.т.

При подсчете запасов в составе категорий С₂ был выделен участок в районе скважины 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.

Проектные показатели рассчитывались до 2000 г. включительно. Основные проектные решения по разработке Средне-Асомкинской площади. Сравнение проектных показателей, взятых из “Дополнительной записки “, с фактическими приводятся в таблице 3.6 и 3.7, из которой видно что все фактические основные технологические показатели разработки пласта ЮС₁ ниже проектных. Основной причиной тому, как и в предыдущем случае явилось существенное отставание такого показателя, как фонд действующих скважин. В этом отношений ситуация в 1998-1999 г. особенно не изменилась, однако, средний дебит нефти и жидкости по действующим скважинам значительно вырос. Как отмечалось ранее, увеличение производительности скважин произошло, благодаря проведению гидравлических разрывов пласта (далее ГРП). Достаточно сказать, что в 1995 г. из 618,6 тыс.т добытой нефти почти 500 тыс.т, то есть около 81 % было извлечено из скважин, где в свое время был проведен ГРП.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС₁, площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношений закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадий формирования, особенно это относится к Восточной части залеж. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным.

Таблица 3.6.

Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади.

Таблица 3.7.

Основные проектные показатели по годам.

3.6 Рекомендуемые мероприятия по контролю за разработкой