Исключительно важное значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают вопросы дальнейшего совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений, повышение эффективности применяемых систем, создание новых технологических процессов и методов эффективной разработки трудно извлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи пластов. Большое значение в этом имеет изучение накопленного опыта разработки нефтяных месторождений.
При реализации обобщенного метода разработки нефтяных месторождений возникает много объективных и субъективных трудностей, вызванных разными причинами. Основными из них являются следующие:
- многообразие природных геологогидрогазодинамических условий залегания углеводородов;
- одновременное влияние на процесс разработки большого числа разнодействующих факторов как природных, так и зависящих от принятой системы разработки и режима работы скважин;
- изменение в процессе разработки месторождения (залежи) многих параметров и технологических показателей, характеризующих объект (сокращение площади нефтеносности и нефтенасыщенной толщины;
- изменение фильтрационных характеристик коллекторов, физико-химического состава нефти;
- изменение плотности сетки скважин и т.д.);
- необходимость сбора, анализа и обработки огромного объема геолого-промысловой информации.
Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения даёт нам возможность составить правильное представление о эффективности разработки месторождения, другими словами оценить и проанализировать эффективность разработки месторождения.
1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти — 35,2 млн.т (1986 г.).
Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (станция Островная).
Рисунок 1 — Обзорная карта месторождений ОАО «НК «Роснефть»
1.1 Стратиграфия
В основу стратиграфического расчленения разреза положена унифицированная региональная стратиграфическая схема мезозойско-кайнозойских отложений, принятой на расширенном заседании МСК 09.04.2004 год (рисунок 2).
Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки ...
... разработки, характеризующиеся падением добычи нефти, относятся к позднему периоду разработки залежи. 2.2 Анализ динамики обводнения залежи В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти ... результаты анализа на ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области ... нефти по блокам крупных залежей и для сравнительно небольших залежей: 1) при благоприятной геолого ...
Палеозойский фундамент
Породы палеозойского фундамента литологически представлены андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные
Кора выветривания
Кора выветривания сложена гравелитами, алевролитами темно-зелеными, крепко сцементированными, с включениями разноокрашенных минералов, песчаниками темно-зелеными, светло-серыми.
Юрская система, Меловая система
Нижнемеловой отдел включает в себя осадки сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты.
Основные продуктивные пласты БС 11 и БС10 приурочены к верхней половине сортымской свиты, представленные серыми мелкозернистыми песчаниками, с прослоями слюд, включениями обугленного растительного детрита, и прослоями темно-серых до черных аргиллитов. Продуктивные пласты БС11 и БС10 отделены друг от друга аргиллито-глинистой куломзинской пачкой. Толщина пачки составляет 13 м.
Пласт БС 10 перекрывается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой, которая является субрегиональным репером, используемым при корреляции пластов группы БС10 . Последние выделяются под чеускинской глинистой пачкой и индексируются как БС10 0в , БС10 0 , БС10 1 , БС10 2 , БС10 3-4 .
Рисунок 2 — Сводный геологический разрез Мамонтовского месторождения
Палеогеновая система, Четвертичная система
На размытой поверхности туртасской свиты залегают отложения плейстоценового возраста, представлненные в нижней части песками серыми, выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием. Толщина 15-30 м.
1.2 Тектоника
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты, которая относится к молодым образованиям.
Складчатый фундамент представлен дислоцированными, изверженными, метаморфическими и осадочными образованиями. При этом отмечается связь залегания ультраосновных пород с разрывными дислокациями. На развитие интрузий ультраосновных пород на юге Сургутского свода (периклиналь Пимского вала) указывают результаты исследований доюрского основания корреляционным методом преломленных волн (КМПВ), по которым Пимский вал характеризуется положительными гравитационным полем и повышенными значениями (до 6,5 миллиэрстэд) напряженности магнитного поля, соответствующими областями развития ультрабазитов.
По данным большинства исследователей тектонического строения этого района в его пределах намечается ряд глубинных разломов. Один из таких протягивается в северо-западном направлении от верховьев реки Б. Юган до среднего течения р. Пим, рисунок 3.
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Мамонтовского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин.
Литологическая характеристика и ФЕС пород по керну
С целью доизучения литолого-стратиграфического разреза и изучения коллекторских свойств продуктивных пластов Мамонтовского месторождения производился отбор керна.
Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ Главтюменьгеологии, в СибНИИНП и «ТомскНИПИнефть ВНК». Открытая пористость (К п ) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр ) — фильтрацией газа на установке ГК-5. Остаточная водонасыщенность (Кво ) изучалась методом центрифугирования при режиме. Нефтенасыщенность прямым методом не определялась (нет скважины на РНО).
Коэффициенты остаточной нефтенасыщенности определены в процессе моделирования вытеснения нефти. Капилляриметрические исследования проведены в лаборатории «ТомскНИПИнефть ВНК» методом дренирования и вытеснения через пористую полупроницаемую мембрану.
Минеральный состав изучался путем количественных подсчетов породообразующих компонентов и цемента в шлифах с использованием окулярной линейки. Минеральный состав глинистой фракции исследован на рентгеновской установке ДРОН-2 с определением относительного содержания минералов.
Проведены гранулометрический, минералогический анализы. С целью изучения вещественного состава пород в лабораториях изготовлены и описаны прозрачные шлифы, определились открытая пористость, проницаемость, карбонатность, плотность, остаточная нефте- и водонасыщенность и другие параметры пород.
В целом по состоянию на 01.01.2013 г. с отбором керна пробурено 183 скважин. Общая проходка с отбором керна составила 6589,6 м.
Наиболее охарактеризован керном разрез продуктивного пласта БС 10 , являющегося основным объектом подсчета. Достаточно полно охарактеризованы керном пласты АС4 , АС5-6 , БС8 , БС11 , а также появились анализы керна по пластам БС6 и ЮС2 . Охарактеризованность пластов Мамонтовского месторождения керном, в целом по пласту представлена в таблице 1.
Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов всей выборки керна Мамонтовского месторождения представлены в таблице 2.
Дополнительные анализы керна были привлечены для уточнения петрофизических зависимостей пластов Мамонтовского месторождения.
Таблица 1 — Охарактеризованность пластов Мамонтовского месторождения керном, в целом по пласту
|
Опреде-ления |
АС 4 |
АС 5 — 6 |
БС 6 |
БС 8 |
БС 10 мон |
БС 10 тсп |
БС 11 |
ЮС 2 1 |
ЮС 2 3 |
|
|
Кол-во скважин по видам анализов (количество анализов) |
||||||||||
|
Пористость |
12(84) |
9(162) |
1(3) |
15(193) |
73(1964) |
13(139) |
8(163) |
10(309) |
2(26) |
|
|
Проница-емость |
10(37) |
9(143) |
0(0) |
15(149) |
68(1204) |
11(60) |
8(122) |
10(266) |
2(23) |
|
|
Водоуд. способность |
9(33) |
9(147) |
0(0) |
14(159) |
67(1148) |
8(48) |
8(138) |
10(177) |
2(23) |
|
Пласт ЮС 2 представлен чередованием песчано-алевритовых пород с межзерновым типом порового пространства, заполняемым преимущественно глинистым цементом. Песчаниками мелкозернистые, буровато-коричневого цвета с запахом нефти, с тонкими прослоями углистого детрита, аргиллитами серыми, плотными, массивными, с многочисленными включениями окаменелых органических остатков.
Таблица 2 — Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов керна Мамонтовского месторождения
|
Пласты |
Пористость (Кп), % |
Проницаемость (Кпр), мД |
Водоудерживающая способность (Кво), % |
|||||||
|
Значение |
Значение |
Значение |
||||||||
|
минимальное |
среднее |
максимальное |
минимальное |
среднее |
максимальное |
минимальное |
среднее |
максимальное |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
АС 4 |
13,4 |
22,3 |
27,4 |
0,5 |
191,1 |
1581,0 |
20,3 |
40,2 |
71,4 |
|
|
АС 5-6 |
15,3 |
23,4 |
27,0 |
3,4 |
296,5 |
2460,0 |
14,9 |
33,2 |
62,8 |
|
|
БС 6 |
19,2 |
20,1 |
21,4 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
БС 8 |
17,0 |
22,1 |
27,4 |
1,6 |
171,5 |
933,0 |
16,0 |
31,6 |
68,4 |
|
|
БС 10 мон |
8,6 |
21,4 |
26,7 |
0,2 |
193,2 |
2082,0 |
21,2 |
31,9 |
89,4 |
|
|
БС 10 тсп |
15,2 |
22,3 |
26,7 |
1,7 |
114,0 |
636,0 |
10,2 |
32,0 |
87,7 |
|
|
БС 11 |
15,0 |
20,0 |
23,0 |
0,8 |
46,0 |
200,0 |
24,7 |
40,5 |
84,7 |
|
|
ЮС 2 1 |
4,4 |
12,4 |
17,8 |
0,04 |
2,3 |
76,0 |
21,2 |
72,3 |
96,1 |
|
|
ЮС 2 3 |
5,7 |
12,3 |
15,9 |
0,09 |
4,9 |
18,8 |
47,9 |
74,7 |
92,0 |
|
Значения пористости пласта ЮС 2 1 Кп изменяются от 4,4 % до 17,8 %. Среднее значение составляет 12,4 %. Было сделано 309 анализов пористости. По проницаемости было сделано 266 анализов. Значения Кпр невысокие и изменяются от 0,04*10-3 до 76,0*10-3 мкм2 . Среднее значение Кпр 2,3*10-3 мкм2 . Водоудерживающая способность варьирует от 21,2 % до 96,1 % (всего было сделано 177 определений).
Среднее значение Квс высокое и составляет 72,3 %.
Керн по пласту ЮС 2 3 изучался по двум скважинам. Значения пористости пласта ЮС2 3 Кп изменяются от 5,7 % до 15,9 %. Среднее значение составляет 12,3 %. Было сделано 26 анализов пористости. По проницаемости в целом по пласту было сделано 23 анализа. Значения невысокие, и изменяются от 0,09*10-3 мкм2 до 18,8х10-3 мкм2 . Среднее значение Кпр принимается 4,9*10-3 мкм2 . Водоудерживающая способность по пласту определялась по 23 анализам, значения изменяются от 47,9 % до 92,0 %, в среднем составляя — 74,7 %.
Изложенное выше показывает, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта ЮС 2 низкие.
Пласт БС 11 представлен неравномерным переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты серого или буровато-серого (в случае нефтенасыщенности) цвета, с однородной или слоистой (за счет концентрации слюд, УРД и плитового материала по плоскостям наслоения) текстурой. Состав обломочной части коллекторов полимиктовый с некоторым преобладанием полевых шпатов (40-60 %) над кварцем (30-50 %), второстепенным содержанием обломков пород (5-25 %) с примесью слюд (1-5 %).
Пористость изменяется от 15,0 % до 23,0 %, средняя — 20 % (всего по пласту было проведено 163 анализов).
По разрезу — чаще изменяется от 20 % до 22 % (частость 63 %), реже от 18 % до 20 % (25 %).
Проницаемость определялась по 122 образцам, значения варьируют от 0,8 до 200*10 -3 мкм2 , средняя составляет 46,0*10-3 мкм2 .
О невысоком качестве коллекторов пласта свидетельствуют данные о водоудерживающей способности (138 определений) — по пласту БС 11 равна 40,5 %. Водоудерживающая способность изменяется в широком диапазоне, однако для преобладающего большинства (75 %) соответствует интервалу от 25 % до 45 %. Высокие значения Квс отмечаются в единичных образцах слабопроницаемых пород. В соответствии с показанными выше различиями в литологических свойствах, ФЕС пласта БС11 значительно хуже, чем пласта БС10 .
Пачка продуктивных пластов БС
Коллекторами пачки продуктивных пластов БС 10 являются средне-, крупнозернистые алевролиты, составляющие 60 % эффективной толщины, и мелкозернистые песчаники, доля которых в объеме горизонта не превышает 40 %. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.
Пласту БС
В целом по пласту среднее значение К п составляет 21,4 %. В нефтеносной части пористость несколько выше, чем в водоносной (22 и 21 %).
Проницаемость изменяется в очень широких пределах: от 0,2*10-3 до 2082,0*10-3 мкм2 при среднем значении 193,2*10-3 мкм2 (1204 определения).
Водоудерживающая способность пород пласта в нефтяной и водоносной частях равна 33 % и 29 % соответственно, проведено 1148 определений).
Среднее значение 31,9 %.
Пласт БС 8 , представлен неравномерным переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты серого или буровато-серого (в случае нефтенасыщенности) цвета, с однородной или слоистой (за счет концентрации слюд, УРД и пелитового материала по плоскостям наслоения) текстурой. Керн по пласту был отобран из 17 скважин. Коллекторские свойства пласта БС8 исследованы по 15 скважинам. Открытая пористость в среднем по пласту составляет 22,1 % (193 анализа) это немного выше, чем по пласту БС10 1-3 . Проницаемость изменяется в широких диапазонах, что и в пластах горизонта БС10 , и в среднем 171,5*10-3 мкм2 (149 анализов), а по нефтеносной части — 203,0*10-3 мкм2 . Среднее значение водоудерживающей способности по нефтенасыщенной части — 31,6 % (по 159 определениям).
Пласт БС 6 . Керн изучен только в одной скважине. Проницаемые прослои представ-лены двумя видами песчаника. Один серый, мелкозернистый, крепкосцементированный с включениями темно-серого глинистого материала, другой — серый, рыхлый, крупнозернистый. Пористость определялась по трём образцам, среднее значение которой равно 20,1 %. Остальные параметры (проницаемость и водоудерживающая способность) не определялись.
Судить о фильтационно — емкостных характеристиках пласта по результатам исследования одной скважины не представляется возможным.
Пласт АС 5-6 представлен преимущественно песчаниками, реже алевролитами. Песчаники умеренно глинистые, с относительно небольшим содержанием алевритовой фракции. В отличие от пластов группы БС в коллекторах пласта АС5-6 отмечается большое количество полевых шпатов (в среднем 50,3% и низкое содержание обломков пород).
В цементе в близких количественных соотношениях присутствует каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования.
Коллекторские свойства пласта АС 5-6 изучены в 9 скважинах. Среднее значение открытой пористости составляет 23,4 % (162 анализа).
По проницаемости пласт АС5-6 резко отличается от других. В среднем Кпр равен 296,5*10-3 мкм2 (143 анализа), при этом третья часть пород имеет проницаемость от 300,0*10-3 до 2460,0*10-3 мкм2 , тогда как в нижезалегающих аналогичных породах проницаемость в два-три раза меньше. Среднее значение водоудерживающей способности по пласту АС5-6 — 33,2%, изменяясь от 14,9 % до 62,8 % (147 анализов).
Пласт АС 4 представлен, в основном, мелкозернистыми, глинистыми, среднеотсортированными песчаниками. Породообразующие компоненты — кварц, палевые шпаты, обломки пород. Цементируются они каолинитом, гидрослюдами, хлоритом, железисто-титанистыми минералами.
По пласту АС 4 керн изучен из 12 скважин. Открытая пористость изменяется от 13,4 % до 27,4 %, а средняя ее величина составила по 84 анализам — 22,3 %. Это на 1 % меньше, чем в пласте АС5-6 . Проницаемость пласта АС4 ниже, чем в пласте АС5+6 . Среднее значение по пласту составляет 191,1*10-3 мкм2 (37 определений).
Диапазон изменения Кпр широк: от 0,5*10-3 до 1581,0*10-3 мкм2 . По проницаемости было сделано 37 определений. Среднее значение водоудерживающей способности по пласту АС4 — 40,2 % (33 анализа).
пласт скважина мамонтовский месторождение
Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС
Геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин, что позволяет проследить характер изменения коллекторских свойств, как по разрезу, так и по площади простирания продуктивных пластов. Геофизические исследования в скважинах проводились согласноутверждённому обязательному комплексу геофизических исследований поисковых и разведочных, а также эксплуатационных скважинах, бурящихся на нефть и газ. Алгоритмы определения коллекторских свойств для продуктивных пластов Мамонтовского месторождения приведены в таблице 2.3.3.
Пористость, Проницаемость
нефтенасыщенность
Рисунок 4 — Геологический профиль пласта БС 10 Мамонтовского месторождения.
1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения пластов АС 4 , АС5-6 , БС6 , БС8 , БС10 мон , БС10 тсп , БС11 нижнемелового отдела меловой системы и отложения тюменской свиты (пласты ЮС2 1 и ЮС2 3 ) юрской системы. Геолого-физическая характеристика пластов Мамонтовского месторождения представлена в таблице 4.
Запасы нефти и газа
Запасы по Мамонтовскому месторождению были подсчитаны ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 541-дсп от 19 ноября 1999 г.).
Начальные запасы нефти подсчитаны объемным методом по общепринятой формуле.
Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти Мамонтовского месторождения по пластам и категориям составили:
пласт АС 4 — по категориям В+C1 — 159144 тыс. т, по категории С2 — 5184 тыс. т;
пласт АС 5-6 — по категориям В+C1 — 103773 тыс. т, по категории С2 — 1954 тыс.т;
пласт БС 6 — по категории C1 — 784 тыс. т, по категории С2 — 1113 тыс. т;
пласт БС 8 — по категориям В+C1 — 43290 тыс. т, по категории С2 — 2189 тыс. т;
пласт БС 10 мон — по категориям А+В+C1 — 1172259 тыс. т;
пласт БС 10 тсп — по категориям В+C1 — 21509 тыс. т, по категории С2 — 105 тыс.т;
пласт БС 11 — по категориям В+C1 — 65104 тыс. т, по категории С2 — 650 тыс. т;
Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти категориям А+В+С 1 составили 1565863 тыс. т, по категории С2 — 11195 тыс. т.
В 2002 году в связи с изменением лицензионной границы между Южно-Балыкскими Мамонтовским лицензионными участками часть запасов из пласта БС 10 1-3 была передана по графе «передача» формы 6-гр на Южно-Балыкский ЛУ. Отрицательный прирост составил 9211 тыс. т (протокол ГКЗ МПР РФ 156 от 10.01.2002 г.).
Таблица 4 — Геолого-физическая характеристика пластов Мамонтовского месторождения
|
Параметры |
Пласты |
||||||||||
|
БС 10 мон |
|||||||||||
|
АС 4 |
АС 5+6 |
БС 6 |
БС 8 |
БС 10 0 |
БС 10 1-3 |
БС 10 тсп |
БС 11 |
ЮС 2 1 |
ЮС 2 3 |
||
|
Средняя глубина залегания, м |
1903 |
1920 |
2250-2280 |
2290 |
2425 |
2425 |
2452 |
2455 |
2900 |
2858-2916 |
|
|
Тип залежи |
Пластово-сводовый с элементами экранирования |
Пластово-сводовый |
Пластово-сводовый |
Пластово-сводовый |
Литологически-экраниров-анный |
Пластово-сводовый |
Литологически-экранированный |
Пластово-сводовый с элементами экранирования |
Пластово-сводовый, Литологически-экранированный |
||
|
Тип коллектора |
терригенный, поровый |
||||||||||
|
Площадь нефтеносности, тыс. м 2 |
493767 |
165962 |
7703 |
92489 |
114582 |
882486 |
68441 |
112046 |
476459 |
52558 |
|
|
Средняя общая толщина, м |
21,2 |
50,4 |
24,7 |
35,1 |
7,1 |
41,1 |
39,5 |
34,7 |
20,6 |
29,5 |
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
3,7 |
6,6 |
3,0 |
4,8 |
2,4 |
11,3 |
3,7 |
5,7 |
4,5 |
3,9 |
|
|
Пористость, доли ед. |
0,21 |
0,23 |
0,22 |
0,22 |
0,21 |
0,21 |
0,20 |
0,22 |
0,15 |
0,15 |
|
|
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед. |
0,52 |
0,49 |
0,60 |
0,60 |
0,67 |
0,68 |
0,55 |
0,61 |
0,56 |
0,52 |
|
|
Проницаемость,10 -3 мкм2 |
35 |
29 |
117 |
32-97 |
95 |
110 |
55 |
7-78 |
1 |
1 |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,25 |
0,37 |
0,75 |
0,67 |
0,37 |
0,52 |
0,38 |
0,51 |
0,36 |
0,35 |
|
|
Расчлененность |
2,1 |
3,6 |
5,7 |
2,5 |
1,3 |
3,8 |
3,4 |
2,8 |
6,6 |
3,2 |
|
|
Начальная пластовая температура, о С |
66,9 |
65,0 |
73,0 |
76,24 |
76,4 |
76,4 |
76,4 |
79,5 |
82,0 |
||
|
Начальное пластовое давление, МПа |
19,9 |
19,6 |
22,0 |
23,24 |
24,1 |
24,1 |
24,1 |
24,3 |
29,7 |
||
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
4,14 |
5,16 |
5,14 |
5,14 |
2,9 |
2,9 |
2,9 |
3,0 |
1,83 |
||
|
Продолжение таблицы 3.1 |
|||||||||||
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с |
36,7 |
33,5 |
20,63 |
43,28 |
30,71 |
30,71 |
30,71 |
29,7 |
19,2 |
||
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,831 |
0,835 |
0,845 |
8,847 |
0,807 |
0,807 |
0,807 |
0,826 |
0,727 |
||
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3 |
0,874 |
0,873 |
0,885 |
0,885 |
0,873 |
0,873 |
0,873 |
0,871 |
0,842 |
0,889 |
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1901 — |
-1901 — |
-2215- -2224 |
-2253 — |
-2398 |
-2400 |
-2394 — |
-2427 — |
не вскрыт |
-2905 |
|
|
-1905 |
-1905 |
-2297 |
-2399 |
-2433 |
|||||||
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед |
1,064 |
1,064 |
1,075 |
1,075 |
1,124 |
1,124 |
1,124 |
1,085 |
1,284 |
||
|
Содержание серы в нефти, % |
1,23 |
1,49 |
1,05 |
1,53 |
1,46 |
1,46 |
1,46 |
1,51 |
0,96 |
||
|
Содержание парафина в нефти, % |
3,86 |
3,26 |
4,42 |
3,63 |
3,54 |
3,54 |
3,54 |
2,89 |
2,14 |
||
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
7,3 |
6,9 |
7,5 |
8,1 |
9,7 |
9,7 |
9,7 |
7,9 |
11,9 |
||
|
Газосодержание нефти, м 3 /т |
31 |
32 |
34 |
34 |
44 |
44 |
44 |
37 |
96 |
||
|
Содержание сероводорода, % |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
||
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с |
0,51 |
0,51 |
0,51 |
0,43 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,38 |
||
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м 3 |
1002 |
1002 |
1003 |
995,7 |
992,4 |
992,4 |
992,4 |
992,4 |
1007 |
||
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м 3 |
1012 |
1012 |
1009 |
1015 |
1011 |
1011 |
1011 |
1011 |
1011,4 |
||
|
Сжимаемость, 10 -4 1/Мпа |
|||||||||||
|
нефти |
8,64 |
8,00 |
8,30 |
7,84 |
9,23 |
9,23 |
9,23 |
10,00 |
14,70 |
||
|
воды |
4,86 |
4,86 |
4,88 |
4,88 |
4,88 |
4,88 |
4,88 |
4,88 |
4,91 |
||
|
породы |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
||
|
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0,433 |
0,492 |
0,551 |
0,544 |
0,542 |
0,542 |
0,511 |
0,466 |
0,441 |
||
В 2007 году был выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пласта ЮС 2 Мамонтовского месторождения. В рамках этого документа, залежь нефти пласта ЮС2 была скорректирована с учетом двух углубленных скважин, по которым выполнен перевод запасов из категории С2 в С1. Кроме того выполнен прирост запасов по категории С2 в результате стыковки подсчетных планов Южно-Сургутского, Усть-Балыкского, Омбинского месторождений и Энтельской площади (протокол № 18/948-пр от 29.11.2007 г. Федерального агентства по недропользованию).
Согласно данному протоколу утверждены следующие запасы (начальные геологические/извлекаемые) нефти по пласту ЮС 2 Мамонтовского месторождения: по категории С1 -21331/5333 тыс. т, С2 -36711/9178 тыс. т.; прирост запасов нефти составил по категории С1 -9538/2973 тыс. т, С2 -14341/4704 тыс. т.
Запасы нефти Энтельской площади были открыты и утверждены ГКЗ позднее, в 2007 году (протокол ГКЗ Роснедра №1380-дсп от 20.12.2007 г.).
В 2010 году протоколом Роснедра (№18/364 пр от 22.06.2010 г., ЭЗ №54-10 оп от 30.03.2010 г.) была утверждена новая геологическая модель залежи. Пласт ЮС 2 был разделен на два самостоятельных пласта ЮС2 1 и ЮС2 3 . В 2011 году протоколом Роснедра (№18/897 пр от 19.12.2011 г., ЭЗ 234-11 оп от 20.09.2011 г.) была утверждена новая залежь пласта ЮС2 1 , расположенная южнее ранее открытой залежи. В 2012 году протоколом Роснедра (№18/655 пр от 18.10.2012 г., ЭЗ 268-12 оп от 24.09.2012 г.) была уточнена геологическая модель южной залежи и объем нефтенасыщенных пород ЮС2 1 , изменилась категория запасов.
На балансе РФГФ по состоянию на 01.01.2013 г. числятся начальные геологические запасы нефти по следующим пластам и категориям:
пласт АС 4 — по категориям В+C1 — 159144 тыс. т, по категории С2 — 5184 тыс. т;
пласт АС 5-6 -по категориям В+C1 — 103773 тыс. т, по категории С2 — 1954 тыс.т;
пласт БС 6 — по категориям В+C1 — 2218 тыс. т, по категории С2 — 253 тыс. т;
пласт БС 8 — по категориям В+C1 — 47402 тыс. т, по категории С2 — 67 тыс. т;
пласт БС 10 мон — по категориям А+В+C1 — 1163048 тыс. т;
пласт БС 10 тсп — по категориям В+C1 — 21509 тыс. т, по категории С2 — 105 тыс.т;
пласт БС 11 — по категориям В+C1 — 65104 тыс. т, по категории С2 — 650 тыс. т;
пласт ЮС 2 — по категориям В+С1 — 65079 тыс. т, по категории С2 — 66115 тыс.т.
Итого на балансе РФГФ числятся начальные геологические запасы нефти по категории А+В+С 1 — 1627277 тыс. т, по категории С2 — 74328 тыс. т.
Запасы, числящиеся на балансе РФГФ по состоянию на 01.01.2016 г., приняты для проектирования.
Распределение начальных геологических запасов по пластам Мамонтовского месторождения по промышленным категориям представлено на рисунке 4. Состояние запасов нефти на 01.01.2016 г. приведено в таблице 5. Состояние запасов растворенного газа на 01.01.2016 г. приведено в таблице 6.
Рисунок 4 — Распределение начальных геологических запасов по пластам Мамонтовского месторождения по промышленным категориям (А+В+С 1 )
Таблица 5 — Состояние запасов нефти по Мамонтовскому месторождению на 01.01.2016 г.
|
Пласты, месторождение в целом |
Начальные запасы нефти, тыс.т |
||||||||||
|
Утвержденные ГКЗ Роснедра |
На государственном балансе |
||||||||||
|
Геологические |
Извлекаемые |
КИН |
Геологические |
Извлекаемые |
КИН |
||||||
|
АВС 1 |
С 2 |
АВС 1 |
С 2 |
АВС 1 |
С 2 |
АВС 1 |
С 2 |
||||
|
АС4 |
159144 |
5184 |
47082 |
646 |
0,296/0,125 |
159144 |
5184 |
47082 |
646 |
0,296/0,125 |
|
|
АС5-6 |
103773 |
1954 |
26154 |
277 |
0,252/0,142 |
103773 |
1954 |
26154 |
277 |
0,252/0,142 |
|
|
БС6 |
784 |
1113 |
180 |
200 |
0,363/0,352 |
2218 |
253 |
806 |
89 |
0,363/0,352 |
|
|
БС8 |
43290 |
2189 |
11346 |
534 |
0,361/0,358 |
47402 |
67 |
17100 |
24 |
0,361/0,358 |
|
|
БС10 мон |
1172259 |
— |
536990 |
— |
0,458/- |
1163048 |
— |
532726 |
— |
0,458/- |
|
|
БС10 тсп |
21509 |
105 |
6358 |
10 |
0,296/0,095 |
21509 |
105 |
6358 |
10 |
0,296/0,095 |
|
|
БС11 |
65104 |
650 |
22552 |
59 |
0,346/0,098 |
65104 |
650 |
22552 |
59 |
0,346/0,098 |
|
|
ЮС 2 |
— |
— |
— |
— |
— |
65079 |
66115 |
22062 |
22413 |
0,339/0,339 |
|
|
Месторождение в целом |
1565863 |
11195 |
650662 |
1726 |
0,415/0,316 |
1627277 |
74328 |
674840 |
23518 |
0,415/0,316 |
|
Таблица 6 — Состояние запасов растворенного газа по Мамонтовскому месторождению на 01.01.2016 г.
|
Пласты, месторождение в целом |
Начальные запасы растворенного газа, тыс.м 3 |
Текущие запасы растворенного газа, тыс. м 3 |
|||||
|
Утвержденные ГКЗ Роснедра |
На государственном балансе |
||||||
|
Извлекаемые |
Извлекаемые |
Извлекаемые |
|||||
|
АВС 1 |
С 2 |
АВС 1 |
С 2 |
АВС 1 |
С 2 |
||
|
АС 4 |
1460 |
1092 |
1460 |
19 |
23 |
19 |
|
|
АС 5-6 |
836 |
10 |
836 |
10 |
125 |
10 |
|
|
БС 6 |
6 |
8 |
27 |
3 |
8 |
3 |
|
|
БС 8 |
385 |
249 |
582 |
1 |
143 |
1 |
|
|
БС 10 мон |
23627 |
0 |
23443 |
0 |
2965 |
0 |
|
|
БС 10 тсп |
279 |
0 |
279 |
0 |
4 |
0 |
|
|
БС 11 |
838 |
2 |
838 |
2 |
132 |
2 |
|
|
ЮС 2 |
— |
— |
2018 |
1958 |
2012 |
1958 |
|
|
Месторождение в целом |
27431 |
1361 |
29483 |
1993 |
5412 |
1993 |
|
2. Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения
2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения
На Мамонтовском месторождении промышленная нефтеносность установлена в отложениях юрской и меловой систем: пластах ЮС 2 , БС11 , БС10, БС8 , БС6 , АС5+6 и АС4 .
На месторождении выделены шесть эксплуатационных объектов: АС 4 , АС5+6 , БС6 , БС8 , БС10 (в пределах горизонта БС10 выделены два эксплуатационных объекта — монолитная часть БС10 мон и тонкослоистый пласт БС10 тсп ), БС11 , ЮС2 ,
Основные запасы нефти сосредоточены в залежи пласта БС 10 мон , этот же пласт характеризуется лучшими емкостно-фильтрационными свойствами и высокой продуктивностью по сравнению с другими залежами. Далее по этим показателям следуют залежи пласта АС4, затем — залежи пластов БС11 и т.д,. Залежи пластов на большей площади нефтеносности пересекаются в плане, рисунок 5.
В целом по месторождению вовлечено в разработку 91,8 % геологических запасов месторождения категории ВС 1 , таблица 7.
Таблица 7 — Распределение геологических запасов по степени разбуренности
Основная залежь объекта АС 4 разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Плотность сетки скважин — 36 га/скв. Остальные залежи объекта разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.
Рисунок 5. — Схема совмещенных контуров пластов Мамонтовского месторождения
По объекту АС 5-6 система разработки аналогична системе разработки объекта АС4 : обращенная семиточечная по треугольной сетке, ПСС — 36 га/скв; остальные залежи объекта также разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.
Объект БС 6 разрабатывается на естественном режиме, возвратным фондом скважин, сетка неравномерная.
На основной залежи объекта БС 8 реализована обращенная девятиточечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке (расстояние между скважинами — 500 м); ПСС — 25 га/скв. Остальные залежи — возвратные объекты, разрабатываются на естественном водонапорном режиме, сетка неравномерная.
Основой объект разработки — БС 10 мон разрабатывается по блочно-квадратной системе; ПСС 20 га/скв.
На пласте БС 10 тсп сформирована проектная комбинированная система разработки (блочно-квадратная и 9-точечная); ПСС — 16 га/скв.
Основная залежь объекта БС 11 — северная, разбурена по квадратной сетке 450х450 м, система размещения скважин — рядная с линейно-блочным заводнением, ПСС — 20,25 га/скв. Южная залежь разбурена по квадратной сетке 500х500 м, система размещения скважин — рядная с приконтурным заводнением, ПСС — 25 га/скв. Восточная залежь разбурена по треугольной сетке 450х450 м, с избирательным заводнением, ПСС — 20,25 га/скв.
На объекте ЮС 2 формируется обращенная 9-ти точечная система, плотность сетки — 25 га/скв с последующим уплотнением до 16 га/скв.
2.2 Характеристика фонда скважин
По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении пробурено 5240 скважин всех категорий, в том числе 3784 добывающих скважины, 1308 нагнетательных, 91 водозаборная, 58 поглощающих скважин. Из этого числа 657 скважин ликвидировано и 362 ожидают ликвидации. Пробуренный фонд в основном приходится на объект БС 1 — 188 скважин (69 % фонда), на объект АС8 — 34 скважин (13 % фонда), на объект ЮС2 — 31 скважина (11 % фонда), на объект БС8 — 5 скважин, на объект БС10 — 6 скважин. Специальных скважин на пласт АС-SM — 10.
Разбуренность проектного фонда (кроме скважин, предусмотренных для разработки запасов категории С 2 ) составляет 110 %.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 1598 скважины, из них 1282 скважин дающие нефть, 308 находятся в бездействии, 8 скважин в освоении. Основная часть действующего добывающего фонда скважин механизированные (85 %).
В фонде нефтяных скважин в консервации 918 единиц, 343 пьезометрических скважин, 37 наблюдательных, в ожидании ликвидации 282 скважины и ликвидировано 462 скважины (из них 53 после бурения и 409 после эксплуатации).
Основной причиной ликвидации скважин являются технические причины. Всего выведено из эксплуатационного добывающего фонда 55 % скважин (1952 единиц).
В эксплуатационном нагнетательном фонде числится 935 скважин, из них под закачкой 705, в бездействии 177 скважин, в освоении — 53 скважины, 111 скважин нагнетательного фонда временно находятся в находятся в добывающем нефтяном фонде. 181 нагнетательная скважина находится в консервации, 97 пьезометрических скважин, в ожидании ликвидации — 80 скважин, 158 скважин ликвидировано (после эксплуатации — 147 скважин, после бурения — 11 скважин).
Всего выведено из эксплуатационного нагнетательного фонда 35 % скважин (505 единиц).
Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения приведена на рисунке 6.
Всего в эксплуатации на нефть по месторождению перебывало 4822 скважины, в том числе 1297 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть, таблица 4.2.4. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 117,5 тыс.т., таблица 8.
Рисунок 6 — Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения
Таблица 8 — Характеристика перебывавших в эксплуатации скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.
Всего под закачкой перебывало 1480 скважин, суммарная закачка на одну скважину в среднем составила 1770 тыс.м 3 , По скважинам, выведенным из закачки (в бездействующий фонд, временную консервацию, пъезометрический фонд, в другие категории — всего 37 % от перебывавших под закачкой скважин), суммарный объем закачки составил в среднем 1636 тыс.м3 на скважину, таблица 9.
Таблица 9 — Характеристика перебывавших под закачкой скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.
2.3 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов
По состоянию на 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составляет 566513 тыс.т, накопленная добыча жидкости — 2118672 тыс.т. Основная добыча нефти приходится на объект БС 10 мон , из которого отобрано 81 % от накопленной добычи по месторождению, при доле геологических запасов категории АВС1 71,5 %. Текущий КИН по месторождению составляет 0,348 при утвержденном 0,410. Обводненность продукции — 94%. Накопленный водо-нефтяной фактор — 3,0. Закачано в залежи пластов 2619210 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отборов закачкой — 114,4 %.
Основные показатели разработки месторождения приведены в таблице 10, динамика фактических показателей с начала разработки — на рисунке 7.
Рисунок 7 — Динамика фактических показателей с начала разработки Мамонтовского месторождения
Таблица 10 — Основные показатели разработки месторождения на 01.01.2016 г.
* — по месторождению в целом, включая запасы нефти объекта ЮС 2 , не введенного в эксплуатацию.
В целом по месторождению максимальная добыча нефти достигнута в 1986 г. — 35165,6 тыс.т, с темпом отбора 5,2 %. К этому моменту было отобрано 40,3 % от начальных извлекаемых запасов, а обводненность добываемой продукции составила 50,9 %. В последующие годы на месторождении наблюдается падение уровней добычи нефти, несмотря на продолжавшееся разбуривание пластов и ввод новых скважин в эксплуатацию. Причиной является интенсивное обводнение основных объектов разработки, снижение дебитов нефти и жидкости по переходящим скважинам, а также недостаточно высокие дебиты нефти новых скважин.
Период 1991-1994 г.г. характеризуется значительными темпами падения добычи нефти (ежегодно на 20-24 %), обусловленными снижением дебитов нефти, ростом обводненности, а в 1992 — 1994 годы — снижением коэффициентов использования и эксплуатации скважин. В последующие годы темпы падения добычи нефти снижаются, в 2000-2007 г.г. наблюдается некоторый рост отборов нефти, вызванный, в первую очередь, стабилизацией добычи по основному объекту — БС 10 мон , за счет увеличения фонда действующих скважин и дебита по нефти. В 2015 г. по месторождению отобрано 5111 тыс.т нефти, что составляет 14,5 % от максимального годового отбора; годовая добыча жидкости — 84863 тыс.т, средний дебит по нефти — 10,8 т/сут; жидкости — 179,5 т/сут; закачка воды — 94722 тыс.м3 , текущая компенсация отбора закачкой — 110,5 %.
Факторный анализ
Проведенный факторный анализ позволил количественно определить степень влияния основных факторов на несоответствие проектных и фактических уровней добычи нефти, отмечаемое в рассматриваемый период. Из рисунка 8 видно, что на протяжении всего анализируемого периода наблюдается отрицательное суммарное расхождение, в 2012 г., достигает значения — 1003. Основным показателем, влияющим на столь значительные расхождения за весь анализируемый период, является действующий фонд добывающих скважин, а также обводненность, а положительное влияние среднего дебита скважин и не скомпенсировало суммарное отставание по добыче нефти.
Рисунок 8 — Влияние технологических факторов на расхождение проектных и фактических показателей разработки. Месторождение в целом
2.4 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов эксплуатационных объектов Мамонтовского месторождения
При проектировании разработки нефтяных месторождений необходимо самостоятельно рассматривать системы разработки многопластовых месторождений и отдельной залежи продуктивного пласта. При этом при обосновании систем разработки многопластовых месторождений большое внимание уделяется выделению в их разрезе эксплуатационных объектов, возможности объединения для совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов.
Объект АС
Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 57,5 тыс.т нефти, что свидетельствует о достаточно высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.
По объекту АС 4 наблюдается превышение фактических уровней добычи нефти над проектными, и основным фактором, влияющим на данное расхождение, является действующий фонд добывающих скважин, а также влияние в 2013 г. — 2015 г. среднего дебита скважин.
Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта АС 4 необходимо:
- вовлечение в активную разработку слабо охваченных воздействием (малопродуктивных) участков пласта путем постепенного перевода с нижезалегающих объектов скважин, выполнивших там свое назначение;
- сокращение фонда бездействующих скважин за счет проведения ремонтных работ, в первую очередь, на участках высокой концентрации остаточных запасов нефти;
- дальнейшая оптимизация режимов работы действующего фонда (на основе результатов, полученных в последние годы).
Объект АС
Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 47,4 тыс.т нефти, что свидетельствует о достаточно высокой технико-экономической эффективности исполь-зования пробуренного фонда.
По объекту АС 5+6 наблюдается превышение фактических уровней добычи нефти над проектными, и основным фактором, влияющим на данное расхождение, является высокий средний дебит скважин.
Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки пласта АС 5+6 необходимо, в первую очередь, сокращение фонда бездействующих скважин, а также перевода скважин с нижезалегающих объектов.
Объект БС
Структура действующих скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокодебитными и высокообводненными скважинами. В среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 19,2 тыс.т нефти, что свидетельствует о низкой технико-экономической эффективности использования фонда.
Существенное изменение эксплуатации данного объекта является результатом прироста запасов нефти (перевод части запасов категории С 2 в категорию С1 ).
Возврат ряда эксплуатационных скважин с нижележащих объектов, имеющих высокие дебиты, обеспечил превышение фактических отборов нефти по объекту.
совершенствования разработки
Объект БС
Структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным малодебитным фондом, в среднем по объекту на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 39,5 тыс.т нефти
Прирост запасов нефти (перевод части запасов категории С 2 в категорию С1 ), возврат ряда эксплуатационных скважин с нижележащих объектов, имеющих высокие дебиты, обеспечил превышение фактических отборов нефти по объекту.
совершенствования разработки
Объект БС 10 мон
Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 3657 скважин. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 125,8 тыс.т, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробурен-ного фонда.
По объекту БС 10 мон наблюдается отставание фактических отборов нефти от проектных показателей на протяжении всего анализируемого периода, что объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Несоответствие фактического фонда нефтяных скважин проектному является следствием невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров в количестве 95 единиц за анализируемый период, а также 63 скважин-дублеров, запланированных для ввода в эксплуатацию в период с 2004 г. по 2007 г.
Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта БС 10 мон необходимо:
- сокращение бездействующего фонда путем технико-экономического планирования адресных мероприятий по бездействующим скважинам с учетом многопластового характера месторождения;
— оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт).
Объект БС
Всего в эксплуатации на нефть на данном объекте перебывало 140 скважин, в том числе 18 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 39,2 тыс.т., что свидетельствует о не высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.
Некоторое отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Несоответствие фактического фонда нефтяных скважин проектному является следствием невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров в количестве 11 единиц за анализируемый период.
Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки объекта БС 10 тсп необходимо:
- сокращение бездействующего фонда путем технико-экономического планирования адресных мероприятий по бездействующим скважинам с учетом многопластового характера месторождения;
— оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт).
Объект БС
в эксплуатации на нефть
Отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Основными причинами несоответствия фактического фонда нефтяных скважин проектному является выбытие скважин эксплуатационного фонда с целью перевода на вышележащие объекты, а также невыполнением проектных решений по вводу в эксплуатацию скважин-дублеров.
На период дальнейшей эксплуатации объекта имеется резерв для повышения добычи нефти уплотнением сетки скважин в слабо вырабатываемых зонах за счет бурения скважин-дублеров, зарезки вторых стволов, в том числе горизонтальных в аварийных скважинах и возвратных скважинах вышележащих пластов.
Объект ЮС
в эксплуатации на нефть
Отставание фактических отборов нефти от проектных показателей объясняется, в первую очередь, меньшим действующим фондом, чем предусмотрено по проекту. Запроектированные дебиты не подтвердились, не смотря на проведение ГРП. Таким образом, проектные решения по данному объекту разработки не подтверждены.
На период дальнейшей эксплуатации объекта имеется резерв для повышения добычи нефти уплотнением сетки скважин в слабо вырабатываемых зонах за счет бурения скважин-дублеров, зарезки вторых стволов, в том числе горизонтальных в аварийных скважинах и возвратных скважинах вышележащих пластов.
2.5 Применение методов повышения нефтеотдачи
Одной из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений является выбор эффективного воздействия на пласт. К этим методам относятся методы увеличения нефтеотдачи (МУН), применение которых обеспечивает большой прирост добычи нефти по сравнению с использованием базовых технологий.
Основой выбора того или иного метода воздействия должно быть его соответствие геолого-физическим особенностям данного нефтяного месторождения.
Необходимо отметить, что приуроченность объектов к определенному геолого-стратиграфическому комплексу не позволяет однозначно характеризовать их как группу относительно родственных объектов ввиду значительной вариационной изменчивости и сложной взаимосвязи их геолого-физических параметров.
Использование одного из методов факторного анализа — метода главных компонент — позволяет выявлять объекты-аналоги в различных геолого-стратиграфических подразделениях. Метод главных компонент дает возможность классифицировать как изучаемые объекты по множеству признаков, так и сами признаки по их относительному вкладу в обобщенные признаки — главные компоненты.
