Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА5
ПРИМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ОЦЕНКА ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ
5.1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТПП "Лангепаснефтегаз"
На территории деятельности ТПП "Лангепаснефтегаз" находится 14 разрабатываемых месторождений нефти н 9 перспективных структур.
В тектоническом плане район работ располагается в северозападной части Нижневартовского свода. Характеризуется региональным погружением поверхностей литолого-стратиграфи-ческих комплексов в западном и северном направлениях.
Изменение гипсометрического уровня поверхностей происходит неравномерно и имеет ступенчатый характер. По этому показателю можно выделить пять структурно-тектонических зон, в пределах которых располагаются месторождения с близкими отметками контролирующих поднятий. В первой зоне, располагаются Локосовское, Чумпасское, Урьевское месторождения. В пределах второй зоны находятся Лас-Еганское, Поточное и Северо-Поточное месторождения. На третьей структурно-тектонической ступени, наиболее обширной по площади, располагаются Нивагальское, Кечжювское, Ключевое, Покачевское, Южно-Покачевское месторождения. С четвертой зоной связано Нонг-Еганское месторождение. На пятой структурно-тектонической ступени располагаются месторождения (залежи), связанные со структурами, обрамляющими Нижневартовский свод - Покамасовское, Кечимовское(ЮВ]), Нонг-Еганское (ЮВ(), Северо-Покачевское.
Геологический разрез района характеризуется значительным этажом нефтеносности - до 900 м. Залежи нефти присутствуют в разрезе отложений от тюменской свиты до алымской и связаны с группами пластов АВ, БВ, ачимовской толщи и ЮВ.
В каждой группе содержится несколько продуктивных пластов, в том числе регионально нефте-газоносные.
В группе пластов АВ известны залежи в пластах от АВ! 2 до ABg. Из них регионально нефте-газоносными и содержащими
237
соответственно наиболее крупные по размерам и запасам залежи нефти связаны с пластами ABt 3 и АВ2
Залежи в пластах АВ, 3 и АВ2 имеют место на 10 разрабатываемых месторождениях района, расположенных в пределах 1-3 структурно-тектонических зон На Покамасовеком, Севере-Поточном, Нонг-Еганском и Северо-Покачевском месторождениях они отсутствуют. Ввиду пологого залегания структур залежи имеют широкое площадное распространение При этом по верхнему пласту АВ]( установлено слияние залежей Нивагальского, Покачевского, Кечимовского, Ключевого и Южно-Покачевского месторождений, располагающихся в третьей структурно-тектонической зоне. А во второй тектонической зоне единое нефтяное поле по пласту АВ](3) распространяется на площади Лас-Еганского и Поточного месторождений. По типу строения залежи пластов АВ)О) и АВ2 являются пластовыми сводовыми. В других пластах группы АВ содержатся локальные нефтесодержащие объекты Пласты группы БВ нефте-газоносны на 12 месторождениях района. В группе пластов БВ регионально нефте-газоносными являются пласты БВ6 и БВ8
В отложениях ачимовской толщи ввиду зонального ее развития залежи нефти на территории района присутствуют не повсеместно. Они выявлены в разрезе Чумпасского, Нивагальского, Лас-Еганского, Поточного и Северо-Поточного месторождений. По своему строению являются как пластово-сводовыми, так и литологически ограниченными
В отложениях юрского возраста основным объектом является регионально нефтеносный пласт ЮВ|(1), в которо> залежи нефти присутствуют на всех месторождениях района По типу большинство залежей являются литологически ограниченными. Пластово-сводовые залежи присутствуют только на Покачевском и Ключевом месторождениях.
Таким образом, в разрезе юрских и неокомских отложений района можно выделить 5 регионально нефтеносных пластов, с которыми связаны наиболее значительные скопления нефти. Локально нефтеносными являются 20 пластов.
Продуктивные пласты на месторождениях района в целом близки по особенностям геологического строения, свойствам коллекторов и насыщающих флюидов. Значительно большие различия между выделенными группами пластов.
238
В составе группы пластов АВ промышленная нефтегазоносность разреза начинается с пласта АВЬЗ, залегающего под мощной толщей глин алымской свиты. Пласт АВ, 3 развит повсеместно на территории района. По разрезу представлен неравномерным чередованием песчано-алевритовых пропластков и глин, при этом характеризуется увеличением песчанистое™ и уменьшением глинистости коллекторов к подошве.
Породы-коллекторы представлены разнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, плохо и средне отсортированными. Обломочный материал незначительно преобладает над глинистым. Цемент в коллекторах обычно пленочно-порового типа, по составу глинистый хлоритовый, хлорит-гидрослюдистый, каолинитовый.
Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов пласта в среднем по месторождениям изменяются главным образом в следующих пределах: открытая пористость - 18-24%, проницаемость - 0,009-0,133 мкм2.
Особенностью строения пласта АВ13 является присутствие в верхней его части глинистых низкопроницаемых коллекторов, которые составляют около половины объема нефтенасыщенных пород. Пористость этих коллекторов в среднем составляет 18%, проницаемость - до 0,20 мкм2, нефтенасыщенность - до 40%. Соответственно при опробовании в скважинах были получены низкодебитные притоки, составляющие менее 5 т/суш.
Пласт АВ2 залегает на 4-10 м ниже пласта АВ] ^ характеризуется более неоднородным строением по разрезу и резко изменчив по площади В большинстве случаев не удается надежно прогнозировать тип разреза и характер развития пласта Практически на всех месторождениях установлено, что пласт АВ3 гидродинамически связан с пластом АВ, 3 в один резервуар, за счет обширных участков слияния. Гидродинамическая связь пластов на месторождениях подтверждается одинаковым ВНК по всем залежам.
По типу пород коллекторы пластов АВ, 3 и АВ2 близки. Однако в пласте АВ2 преобладают мелкозернистые песчаники, встречаются и сред незернистые. Соответственно в целом пласт АВ2 характеризуется более высокими ФЕС Открытая пористость в среднем по месторождениям составляет 22-24%, проницаемость изменяется, в основном, в пределах 0,09-0,328 мкм2 (табл.5.1).
239
Нефтенасыщенность коллекторов пласта составляет в среднем 55-62%. При этом по разрезу и площади пласта отмечаются существенные изменения насыщенности коллекторов и высокое содержание подвижной пластовой воды, что не всегда связано с положением ВНК
Пласты группы БВ, располагающиеся в средней части нефтегазоносного разреза, характеризуются в целом однородным строением и выдержанностью по простиранию, высокой (до 75%) песчанистостью. Соответственно этим пластам свойственна высокая гидродинамическая сообщаемость всех интервалов как по разрезу, так и по простиранию.
Породы-коллекторы представлены мелко-среднезернистыми песчаниками. Обломочный материал составляет до 80-90%. Цемент по составу преимущественно кварцево-хлоритовый Соответственно породы обладают в целом высокими ФЕС. В среднем по месторождениям пористость коллекторов пластов составляет 18-22%, проницаемость - 0,094-0,662 мкм2.
По характеру притока залежи в пластах группы БВ, за редким исключением, являются высокопродуктивными
В связи с тем, что залежи в большинстве случаев имеют высоту до 20-25 м, что сопоставимо с толщинами пластов, все они имеют обширные водонефтяные зоны или являются водоплавающими. В водонефтяных зонах нефтенасыщенные интервалы не всегда отделены глинистыми пролластками от подстилающих водоносных высокопроницаемых песчаников с высокой активностью пластовых вод. К тому же песчаники пластов группы БВ, не смотря на высокие ФЕС, являются недонасыщенными нефтью. Это обусловлено небольшой высотой залежей, поздним их формированием, высокими гидрофильными свойствами пород
Отложения ачимовскон толщи, залегающие в низах неокома, характеризуются весьма сложным развитием пластов, им присуще зональное распространение по площади. Составляющие их пласты неоднородны по разрезу и невыдержанны по простиранию. Вниз по разрезу увеличивается глинистость и расчлененность пластов, ухудшаются их коллекторские свойства
Породы-коллекторы представлены тонко-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый хлоритового и хлорит-гидрослюдистого состава, по типу - пленочно-поровып В целом характеризуются низкими коллекторскими
240
свойствами. Открытая пористость составляет 17-18%, проницаемость не превышает 0,020 мкм2,
По результатам опробования залежи в ачимовской толще относятся к низко продуктивным.
Пласт ЮВ,, залегающий в отложениях позднеюрского возраста, развит на большей части территории района По керну представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Обломочные породы составляют до 85%. Цемент по составу хлорит -гидрослюдистыЙ, кварцево-хлоритовый, имеет неравномерное или пленочно-поровое распределение В отличие от других пластов, геолого-геофнзические параметры которых в целом выдерживаются по району, пласт ЮВ) имеет зональное строение. Соответственно, на площади его развития имеет место отсутствие коллекторов, зоны малых нефтенасыщенных толщин (до 3-4 м), зоны развития песчаников с эффективными толщинами до 15 м.
В зонах малых нефтенасыщенных толщин пласт ЮВ; обычно представлен тонкими проницаемыми прослоями. Породы-коллекторы в таких зонах обычно имеют очень низкие ФЕС. Открытая пористость в них составляет 14-16%, проницаемость 0,001-0,006 мкм2 Пласты также характеризуются пониженной нефтенасыщенностъю Вместе с тем, находящиеся в них залежи практически не имеют подошвенной воды. С такими зонами, в частности, связаны залежи на Чумпасском, Лас-Еганском, Урьевском, Поточном месторождениях
На площади Покамасовского, западной части Урьевского, Нивагальского, Покачевского, Кечимовского и других месторождений пласт ЮВ; характеризуется большими значениями эффективных толщин. В разрезе представлен слаборасчлененными, с высокой песчанистостью, и даже монолитными песчаными телами. Кол лекторские свойства этих песчаников более высокие, пористость в них составляет 16-18% в среднем по залежам, проницаемость -0,020-0,175 мкм2. Нефтенасыщенность такого типа резервуаров снижается к подошве пласта до полного отсутствия подвижной нефти, причем, независимо от уровня ВНК залежи. Однако, ввиду низких ФЕС песчаников низов пласта, активность подошвенных вод в этих залежах в целом невысокая
В пластах ЮВ](0), ЮВ](2), ЮВ2(]), ЮВ2(2), присутствующих в разрезе юрских отложений, выявлены локальные нефтесодержащие объекты на отдельных месторождениях района.
241
-* По состоянию на 1 01.1997 г. начальные извлекаемые запасы
нефти категорий ВС, в целом по району оцениваются в объеме 955513 тыс.т., по категории С3 - 99595 тыс.т. По величине запасов выделяются три группы месторождений.
В первую группу входят Нивагальское, Покачевское и Урьевское с запасами 136,7 - 205,6 млн.т каждое и суммарной их величиной 487,1 млн.т или 51% от общих по району.
Ко второй группе относятся 4 месторождения с запасами 61,4 -75,2мт.т - Кечимовское, Локосовское, Поточное и Южно-Покачевское. В сумме запасы по ним составляют 282,3 млн.т или 30%.
К третьей группе относятся 7 месторождений с запасами 15,6 -37,8 млн.т, содержащие в целом 186,0 млн.т или 19%.
По состоянию на 01 01.1997 г. остаточные запасы нефти составляют 595,0 млн.т или 62,3% от начальных. Основной объем добытой нефти приходится на Покачевское, Урьевское, Локосовское, Поточное, Южно-Покачевское месторождения. Остаточные запасы по ним на 01.01.97 г. уже составляют только 22-44% от НИЗ, за исключением Урьевского (58,7%).
Наиболее крупные остаточные запасы сосредоточены на Урьевском и введенном в эксплуатацию Кечимовском месторождениях, соответственно 80,3 млн.т и 75,1 млн.т
Значительный объем остаточных запасов числится на балансе Нивагальского месторождения. Однако в связи с пересчетом, по которому представляется снижение запасов до 59,7 млн.т или в 2,6 раза меньше, чем на балансе, остаточные запасы по нему составляют около 50,5 млн.т.
По всем другим месторождениям величины остаточных запасов нефти находятся в пределах 7,2-32,9 млн.т
В связи с различием геолого-физических свойств пластов по разрезу, рассмотрим структуру запасов по группам пластов.
Первая группа представлена залежами в пластах АВ, характеризующимися высокой неоднородностью строения и коллекторами, имеющими высокие ФЕС.
Во вторую группу входят залежи пластов БВО-БВ8, имеющие однородное строение и высокие ФЕС.
Третью и четвертую группы составляют залежи пластов БВШ -ачимовскои толщи и юры, характеризующиеся крайне неоднородным строением и низкими ФЕС.
В залежах пластов группы АВ по состоянию на 01 01.97 г числятся на балансе начальные извлекаемые запасы нефти в объеме 459,5 .млн.т 242
или 48% от запасов района. Текущие запасы нефти составляют 333,0 млн.т или 72,5% от НИЗ. При этом основной их объем сосредоточен в залежах пласта АВ|(3)-269,5 млн.т, где отбор нефти в целом невелик и достиг только 18,6% от НИЗ. По пласту АВг, характеризующемуся более высокими ФЕС, большими толщинами, отбор нефти достиг 46,4% и текущие запасы в нем насчитываются в объеме 61,0 млн.т. В других пластах содержатся мелкие по запасам залежи с общим объемом 17,9 млн.т и величиной текущих запасов 6,1 млн.т.
В залежах пластов группы БВ08 содержится 333,4 млн.т или 34,9% начальных запасов месторождений района. Эти залежи разрабатываются наиболее интенсивно и но ним получена основная добыча нефти. По состоянию на 01.01.97 г. остаточные запасы нефти по ним составляют 119,4 млн.т или 35,8% от НИЗ. В регионально нефтеносных пластах БВ6 и БВ8 текущие запасы составляют 46,7 млн.т и 25,3 млн.т, соответственно, или 36,2% и 25,4% от НИЗ. Во всех других пластах - 47,3 млн.т или 45% от НИЗ.
Низкопродуктивные залежи в пластах БВ|0 п, ачимовской толщи и в юрских отложениях в целом слабо вовлечены в разработку за исключением Покачевского и Нивагальского месторождений.
По объекту БВ|0]| - ачимовская толща с начальными запасами 17,2 млн. т, остаточные запасы составляют 15,3 млн.т или 88,9%.
В пластах ЮВ^ 2 на месторождениях района содержатся в целом значительные запасы нефти. Их начальная оценка составляет 145,4 млн.т. Текущая выработка залежей в целом невысока. Остаточные запасы по объекту на 01.01.97 г. составляют 127,2 млн.т или 87,5% от НИЗ. Основным нефтесодержащим объектом является пласт ЮВ(, по которому НИЗ нефти числятся в объеме 132,0 млн.т. Выработка этих запасов низкая. Текущие запасы нефти составляют 113,8 млн.т или 86,2% от НИЗ.
Различие текущего состояния запасов по группам пластов связано с такими обобщенными показателями, как распределение объемов нефти по типам коллекторов, степени их насыщенности. В пластах группы АВ, в зависимости от геологических условий от 20% до 60% запасов может быть связано с низкопроницаемыми (до 0,050 мкм2) коллекторами. В целом залежи с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях района содержат 155,4 млн.т. нефти или 33,8% от общих НИЗ.
Наряду с этим, в связи с недонасыщенностью коллекторов и значительной их долей с низкими ФЕС, только около 35% начальных запасов способны отдавать безводную нефть.
243
С пластами группы БВ незначительная часть НИЗ находится в низкопродуктивных коллекторах - 8,9 млн.т. или 2,7% от общих запасов. В связи с высокими ФЕС пластов и однородным строением, около половины запасов залежей в этих пластах могут отдавать безводную нефть в начале их эксплуатации. Однако и в этом случае безводные периоды добычи нефти непродолжительны ввиду высокой активности подстилающих пластовых вод в залежах.
Залежи ачимовской толщи полностью связаны с низконроница-емыми коллекторами.
В пластах группы ЮВ в низкопроницаемых коллекторах содержится 91,0 млн.т нефти или 62,6% НИЗ. В целом по району залежи, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, содержат 269,2 млн.т нефти или 28% от НИЗ. Около 50% НИЗ связаны с недонасыщенными коллекторами.
В настоящее время в эксплуатацию введены практически все залежи нефти. В пластах группы АВ залежи находятся, в основном, в состоянии прогрессирующего обводнения и снижения темпов добычи, залежи в пластах БВ - в большинстве на завершающей стадии разработки. Добыча нефти из юрских отложений, несмотря на значительные остаточные запасы, ведется низкими темпами из -за низкой их продуктивности. В потенциале остаются не разбуренные участки или залежи, но они также в большинстве связаны с низкопродуктивными коллекторами.
В этих условиях для вовлечения в разработку недренируемых запасов недостаточно методов, связанных с вытеснением нефти закачкой воды. Необходимо увеличение объемов опытно-промышленных работ по подбору и внедрению эффективных технологий выравнивания профилей приемистости и притока, изоляции подошвенных вод и промытых интервалов, до вытесняющих агентов, а для вовлечения в активную разработку низкопродуктивных участков подбор методов интенсификации.
ТПП "Когалымнефтегаз"
Из 16 нефтяных месторождений, состоящих на балансе ТПП "Когалымнефтегаз", в настоящей работе рассматривается 5 месторождений: Повховское, Дружное, Южно-Ягунское, Вать-Еганское и Тевлино-Русскинское.
Краткая геолого-физическая характеристика рассматриваемых месторождений представлена в таблице 5.1.
244
Таблица 5.1
Показатели геологической неоднородности месторождений по пластам
Началь-
Месторождение Пласт Общая толщина, м Нефтенасыщш-ная толщина, м Расчлененность Песчанитость Пористость Проницаемость, мД ная нефте-насы-щен-
ность
Южно-Ягун ское ЕС 10 5,6 3,5 1,9 0,63 0,16 51,5 0,41
БС ю 8,6 4,5 1,9 0,61 0,19 199,6 0,58
БС2,, 16,6 6,4 3,6 0,43 0,19 171,3 0,55
Ватьеганское ABW 223,8 6,8 5,2 0,37 0,23 331,4 0,49
ABS 14,2 8,5 2,5 0,18 0,23 364,5 0,46
БВ, 11,8 3,6 3,3 0,36 0,22 443,5 0,5
Повховское БВд 32 11,7 6,4 0,39 0,18 85,1 0,66
ЮВ, 12,4 5,5 2,9 0,45 0,16 57,1 0,48
Дружное БС ю 9,2 6,3 2,5 0,66 0,19 138,3 0,52
БС ю - 6,8 - - 0,19 126,6 0,47
Тевлино-Ру сскин ское БСЯш 15,3 7,0 11,2 0,15 0,2 134,0 0,66
БС1,, 7,8 4,0 8,3 0,2 0,19 45,0 0,58
БС2И 8,1 4,2 8,1 0,3 0,18 26,0 0,5
БС12 7,3 3,5 5,2 0,4 0,17 26,0 0,49
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.
Так, например, на Повховском месторождении, где основным эксплуатационным объектом является горизонт БВ8, по структуре запасов только 14% содержится в песчаном коллекторе. Остальные запасы сосредоточены, в основном, в алевролитах, что определяет их более низкую продуктивность. Осложняет выработку запасов очень высокая степень прерывистости подошвенной и краевой части залежи.
Коллекторы основных объектов разработки Дружного месторождения характеризуются достаточно высокой зональной неоднородностью, низкой расчлененностью и высоким коэффициентом песчанистости. Залежи на большей своей площади подстилаются контактной пластовой водой. Вместе с тем, есть основания полагать, что залежи отличаются низкими значениями коэффициента анизотропии. Поэтому малообъемные изолирующие композиции (особенно коль матирующие составы) не пригодны для целей выравнивания неоднородности пласта и повышения коэффициента охвата заводнением. В главе 2 нами убедительно показана низкая эффективность таких технологий.
Южно-Ягунское месторождение характеризуется низкой начальной нефтенасыщенностью коллекторов нефтью, ухудшенными коллек-торскими свойствами и низкими нефтенасыщенными толщинами.
Основным объектом разработки Вать-Еганского месторождения является объект АВ]-2: в нем сосредоточено более половины балансовых запасов месторождения. Большой процент трудноизвлекаемых запасов нефти приурочен к северной и краевой части пласта. Низкопроницаемые зоны пласта отличаются от других площадей геологическим строением' в них более значительна толщина глинистых разделов между нефтенасыщенными пачками.
246
Расчлененность пропластков намного выше, отдельные области, залегающие в нижней части пласта водоносны. Треть площади объекта представлена нефтенасыщенными толщинами менее 4 м. Сложное и неравномерное строение пласта по площади требует особого внимания к выбору методов воздействия на пласт с целью повышения эффективности заводнения. Без применения методов, повышающих коэффициент охвата по толщине и площади, неизбежны прорывы воды по наиболее проницаемым зонам и пропласткам.
Основная проблема разработки Тевлино-Русскинского месторождения заключается в том, что основные запасы сосредоточены в объекте БС2~310, подошвенная часть которого представлена коллектором типа "рябчик". Пласт отличается сложной линзовидной, зональной и слоистой неоднородностью. Его центральная часть представлена мощной нефтенасыщенной толщей переслаивающихся песчаников и глин с высокой степенью расчлененности и низким коэффициентом песчанистости.
Таким образом, краткий анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает высокую степень неоднородности пластов, большое разнообразие геологического строения залежей нефти по месторождениям. Поэтому требуется научно обоснованный, тщательный подход к выбору технологий воздействия на пласт с учетом геологического строения не только залежи в целом, но и отдельных ее участков. Ошибочный выбор технологии ПНП может привести не только к необоснованным излишним затратам, но и к отрицательным последствиям, которые могут привести к текущей и конечной потере нефти.
5.2. КРАТКИЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Для оценки состояния выработки запасов при реализации проектных технологий проведено сравнение накопленной добычи нефти с балансовыми запасами по группам пластов каждого месторождения.
Известно, что средние проектные коэффициенты извлечения нефти составляют: по всем месторождениям ТПП "Лангепаснефгегаз" - 41%, а по объектам, планируемых под воздействие с применением методов повышения нефтеотдачи - 0,6.
В таблице 5.2 представлено текущее состояние разработки объектов ТПП "Лангепаснефтегаз", на которых планируется
247
осуществление методов увеличения нефтеотдачи пластов. Из таблицы видно, что все они находятся на средней и поздней стадии разработки, с текущей обводненностью продукции скважин от 46 до 97,9%. При этом выработка извлекаемых запасов нефти не превышает для некоторых высоко обводненных объектов 40-60%. Это указывает на необходимость проведения работ, направленных на интенсификацию разработки месторождений.
В среднем по всем месторождениям ТПП "Когалымнефтегаз" планируемый КИН=39,9%. Однако сравнение проектных и фактических показателей разработки показывает, что по большинству месторождений реализуемая в настоящее время технология заводнения не обеспечит достижения проектных коэффициентов нефтеизвлечения, так как практически по всем месторождениям наблюдается опережающая выработка пластов, обладающих лучшими фильтрационными характеристиками. Выработка низкопроницаемых и сложно построенных пластов резко отстает от них. Вследствие этого с каждым годом возрастает доля трудно извлекаемых запасов. Показательно с этой точки зрения состояние разработки месторождений ТПП "Когалымнефтегаз", где на 1.01.2000 г. доля трудно извлекаемых запасов составляет 36,8% от общего объема текущих извлекаемых запасов нефти. В таблице 5.3 показан процент распределения трудно извлекаемых запасов нефти по месторождениям ТПП "Когалымнефтегаз", из которой видно, что по месторождениям Дружное и Кустовое особенно велика доля трудноизвлекаемых запасов. Балансовые запасы нефти и КИН по всем разрабатываемым месторождениям и пластам данного нефтяного региона приведены в таблицах 5.4 - 5.11.
Аналогичное положение с распределением извлекаемых запасов нефти наблюдается практически по всем остальным месторождениям, рассматриваемым в данной работе нефтяных предприятий Западной Сибири, что в большинстве случаев не учитывалось на стадии проектирования разработки. Поэтому по многим месторождениям проектные показатели разработки существенно лучше фактических.
На месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" в 1999 г. добыто 26,497 млн.т нефти, что на 14 млн.т нефти меньше, чем это предусмотрено в проектах. Среднегодовая обводненность продукции в 1999 г. составила 60,2%.
Анализ показателей разработки отдельных пластов и месторождений ТПП "Когалымнефтегаз", представленных в
24S
таблицах 5.4 - 5 11, показывает, что выработка пластов происходит
крайне неравномерно. Если проанализировать динамику показателей разработки наиболее крупных по запасам пластов, то представляется следующая картина.
Текущая нефтеотдача по пласту БС'(0 Южно-Ягунского месторождения составляет всего 8,4% при средней обводненности продукции скважин в 1999 г. 58,3%- В то же время текущая нефтеотдача пласта БС2]0 достигла 41,4% при средней обводненности 68,3%. В целом по Южно-Ягунскому месторождению на конец 1999 г. нефтеотдача достигла 29,5% при среднегодовой обводненности 68,4%.
Существенно хуже показатели разработки Вать-Еганского месторождения, где при среднегодовой обводненности 68,7% текущая нефтеотдача достигла всего 9,9%. Особенно неблагоприятно идет разработка пластов БВ1 (текущая нефтеотдача 4,7% при среднегодовой обводненности 57,8%) и АВ, 2, где нефтеотдача в конце 1999 г. составляла всего 11,3% при обводненности 69,7%. Рост обводненности по этому пласту в последние годы составлял 4 - 4,5% за год. Пласт АВд разрабатывается сравнительно более успешно: текущая нефтеотдача - 31,0% при среднегодовой обводненности 63,5%.
Аналогичная картина и по всем остальным разрабатываемым месторождениям. Из таблицы 5.11 видно, что в целом по разрабатываемым месторождениям ТПП "Когалымнефтегаз" нефтеотдача достигла всего 14,2% при среднегодовой обводненности 60,2%. Вместе с тем, темп отбора нефти последние 4 года удерживается примерно на одном уровне за счет увеличения отбора жидкости и массового применения методов ПНП.
Снижение добычи нефти связано, в основном, с ускоренным темпом роста обводнения продукции скважин. Вследствие этого за последние 10 лет среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти снизился в 2 и более раз практически по всем разрабатываемым месторождениям. Надо полагать, что без применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти снижение отборов нефти был бы еще более значительным.
Вновь открываемые месторождения часто характеризуются сложным геологическим строением и запасы нефти в них относятся к трудно извлекаемым. Поэтому становится очевидным неизбежный переход к широкомасштабному применению новых технологий воздействия на нефтяные пласты. Обычное заводнение становится малорентабельным
249
Таблица 5 2
Технологические показатели разработки объектов, планируемых под воздействие по годам (ТПП "Лангепаснефтегаз" Балансовые запасы 444398 тыс т , КИН = 0,6)
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая Выработан-
Годы текущий, тыс т /год накопленный, тыс т текущий, тыс т /год накопленный, тыс т скважинах среднегодовая, % текущий, тыс т /год накопленный, тыс т нефтеотдача (факт ), % НОСТЬ (факт ), %
1995 7528,0 214493,9 43679,0 423970,2 85,3 51207,0 638464,1 48,3 804
1996 6524,0 221017,9 44897,0 468867,2 87,3 51421,0 689885,1 49,7 82,9
1997 6255,0 227629,9 46002,0 514512,2 88,0 52257,0 742142,1 51,2 85,4
1998 6142,3 233782,7 46660,3 561162,0 88,4 52802,6 794944,7 52,6 87,7
1999 5965,0 239785,7 49725,2 610849,2 89,3 55690,2 850634,9 54,0 89,9
Рис 5 1 Технологические показатели разработки ТПП "Лангепаснефтегаз'
Таблица 5.3
Оценка текущих извлекаемых запасов по месторождениям нефти ТПП "Когалымнефтегаз" по состоянию на 1 01 2000 г
Месторождение Пласт Обводненность, % Текущая нефтеотдача, % Трудно извлекаемые запасы, %
Южно-Ягунское БС'ю 58,3 8,4 69,5
68,3 41,4 31,2
БС'п 77,2 13,1 56,2
БС2,, 71,1 34,6 36,6
В ать-Е ганское АВ^з 69,7 11,3 29,4
АВ8 63,5 31 66,2
БВ, 57,8 4,7 76,9
Повховосое БВ8 48,4 25,1 19,5
ЮВ1 62,9 8,8 80,3
Дружное БС ю 86,6 17,9 47,6
БС 10 89,7 21,2 45,7
БС'ц+БС2!! 76 9,7 80,9
юс, 25,9 4,5 86,3
Тевлино-Русскинское БС^ю 31,6 14,2 0
БСц+БС12 19,9 2,9 79,1
ЮС! 45,2 2 58,4
ЮС, 24,8 0,4 38,8
Кустовое БС'ц 58,3 10,4 66,3
БС2ц 84,4 2,4 53,1
юс, 32,5 2,1 100
Восточно-Придорожное БВ0 68,7 12,3 11,9
БВ4 39,3 12,3 2
юв, 49,7 3,7 13,5
ы
в
Технологические показатели разработки по годам. Южно-Ягунское месторождение
Таблица 5.4
Отбор нефти Отбор воды Обнодненноспь Отбор жидкости Текущая Вырабоганн
продукции в
Годы текущий, накопленный. текущий, накопленный, скважинах текущий, накопленный, нефтеотдача ость (факт ),
гыс т /год тыс т тис т /год тыс т среднегодовая, % тыс т /год тыс т (факт ), % °/<>
Пласт БС1ю. Балансовые запасы 70065 тыс.т., КИН=0,2
1983-1988 - 969,5 * 446,8 - - 1416,4 1,4 6.9
1989 513,8 1483,3 331,4 778,2 39,2 845,2 2261,6 2,1 10,6
1990 559,3 2042,6 291,7 1069,9 34,3 851,0 3112,6 2,9 14,6
1991 585,4 2628,1 211,9 1281,9 26,6 797,4 3909,9 3,8 18,8
1992 502,1 3130,2 190,6 1472,5 27,5 692,7 4602,7 4,5 22,3
1993 372,0 3502,1 175,0 1647,5 32,0 546,9 5149,6 5,0 25,0
1994 375,6 3877,8 173,7 1821,2 31,6 549,3 5698,9 5,5 27,7
1995 391,6 4269,4 211,4 2032,6 35,1 603,1 6302,0 6,1 30,5
1996 420,7 4690,1 418,5 2451,1 49,9 839,2 7141,2 6,7 33,5
1997 429,9 5120,0 544,1 2995,1 55,9 974,0 8115,2 7,3 36,5
1998 397,2 5517,2 562,0 3557,1 58,6 959,2 9074,3 7,9 39,4
1999 396.1 5913,4 553,1 4110,1 58,3 949,2 10023,5 8,4 42,2
Пласт БС21Л. Балансовые запасы 93361 тыс.т., КИН=0,49
1983-1986 1 3924,9 - 1020,1 - - 4945,0 4,2 8,6
1987 2477,9 6402,9 1234,6 2254,7 33,3 3712,6 8657,6 6,9 14,0
1988 3043,1 9446,0 2219,9 4474,6 42,2 5263,0 13920,6 10,1 20,6
1989 3546,2 12992,2 2594,7 7069,2 42,3 6140,9 20061,5 13,9 28,4
1990 3638,1 16630,4 3423,7 10492,9 48,5 7061,8 27123,3 17,8 36,4
1991 3449,2 20079,5 2771,9 13264,9 44,6 6221,1 33344,4 21,5 43,9
1992 3056,4 23135,9 2510,6 15775,5 45,1 5567,0 38911,4 24,8 50,6
1993 2630,6 25766,5 3547,6 19323,1 57,4 6178,2 45089,6 27,6 56,3
1994 2300,3 28066,9 4315,4 23638,5 65,2 6615,7 51705,4 30,1 61,4
1995 2260,1 30327,0 4129,7 27768,1 64,6 6389,8 58095,1 32,5 66,3
19% 2221,8 32548,8 4195,3 31963,5 65,4 6417,1 64512,2 34,9 71,1
Продолжение табл. 5.4
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая Вырабоганн
Годы текущий. накопленный. текушиЙ, накопленный, продукции в скважинах текущий. накопленный. нефтеотдача ость (факт ),
тыс т /год тыс г ТЫС Т /1 ОД тыс т среднегодовая, % тыс т 'год тыс т (факт ), % %
1497 2091,3 34640,0 4650,1 36613,6 69,0 6741,4 71253.fi 37,1 75,7
1998 2039,0 36679,0 4333,5 40947,1 68,0 6372,5 78241,2 39,3 80,2
1999 2001,7 38680.7 43 14,8 45261,9 68,3 6316,5 87597,5 4L4 84,6
Пласт БС1ц. Балансовые запасы 14028 тыс.т., КИН=0,25
1983-1988 - 571,6 - 92,6 - - 664,2 4,1 16,3
1989 272,1 843,7 76,0 168,7 21,8 348,2 1012,4 6,0 24,1
1990 263,2 1106,9 175,6 344,3 40,0 438,8 1451,2 7,9 31,6
1991 268,0 1374,9 220,1 564,4 45,1 488,1 1939,3 9,8 39,2
1992 219,2 1594,1 242,0 806,4 52,5 461,2 2400,5 11,4 45,5
1993 175,8 1769,8 315,2 1121,7 64,2 491,0 2891,5 12,6 50,5
1994 158,1 1928,0 398.8 1520,5 71,6 556,9 3448,4 13,7 55,0
1995 159,3 2087,3 309,1 1829,5 66,0 468,3 3916,8 14,9 59,5
1996 125,2 2212,4 313,7 2143,2 71,5 438,9 4355,7 15,8 63,1
1997 114,6 2327,0 409,0 2552,3 78,1 523,6 4879,3 16,6 66,4
1998 102,0 2429,0 354,0 2906,3 77,6 456,0 5335,3 17,3 69,3
1999 109,3 2538,3 370,6 3276,8 77,2 _ 479,9 5815,2 18,1 72,4
Пласт БСгц. Балансовые запасы 124599 тыс.т.. КИН=0,4
1983-1988 - 9938,4 - 3221,8 - - 13160,2 8,0 19,9
1989 4729,5 14667,9 2698,6 5920,4 36,3 7428,1 20588,3 11,8 29,4
1990 4904,6 19572,5 3476,0 9396,5 41,5 8380,6 28968,9 15,7 39,3
1991 4658,1 24230,5 3325,0 12721,5 41,7 7983,1 36952,0 19,4 48,6
1992 3849,7 28080,2 3460,3 16181,8 47,3 7310,0 44262,0 22,5 56,3
1993 2972,0 31052,2 4607,0 20788,7 60,8 7579,0 51841,0 24,9 62,3
1994 2568,8 33621,0 5284,9 26073,6 67,3 7853,7 59694,7 27,0 67,5
1995 2281,3 35902,4 4996,7 31070,3 68,7 7278,0 66972,7 28.8 72,0
1996 2026,7 37929,1 5046,9 36117,3 71,3 7073,7 74046,4 30,4 76,1
1997 1877,5 39806,6 5018,4 41135,6 72,8 6895,9 80942,2 31,9 79,9
1998 1659,4 41466,0 4438,2 45573,8 72,8 6097,5 87039,8 33,3 83,2
Продолжение габл 5 4
О] бор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости
Годы текущий. накопленный, текущий, накопленный, продукции в текущий накопленный, нефтеотдача ость (факт )
тыс т /год гыс т тыс т /гад 1ЫСТ среднегодовая % тыс т /год тыс т
1999 1669,5 43135,4 4112,7 49686,5 71,1 5782,2 92822,0 34,6 86,5
Итого по месторождению . Балансовые запасы 308309 тыс т.
1983-1988 - 21027,9 - 8277,2 - - 29305,2 6,8 18,4
1989 9062,6 30090,5 5707,8 13985,0 38,6 14770,4 44075,6 9,8 26,4
1990 9365,9 39456,4 7371,0 21356,1 44,0 16736,9 60812,5 12,8 34,6
1991 8960,9 48417,3 6530,1 27886,2 42,2 15491,0 76303,5 15,7 42,5
1992 7632,4 56049,7 6405,7 34291,9 45,6 14038,1 90341,6 18,2 49,2
1993 6157,5 62207,3 8647,9 42939,8 58,4 14805,4 105147,0 20,2 54,6
1994 5423,7 6763 1,0 10187,4 53127,1 65,3 15611,1 120758,1 21,9 59,3
1995 5136,2 72767,2 9667,0 62794,2 65,3 14803,2 135561,4 23,6 63,8
1996 4858,4 77625,7 9990,6 72784,8 67,3 14849,0 150410,4 25,2 68,1
1997 4596,8 82222,4 10647,0 83431,7 69,8 15243,7 165654,1 26,7 72,1
1998 4326,0 86548,4 9714,6 93146,3 69,2 14040,6 179694,7 28,1 75,9
1999 4321,4 90869,8 9374,8 102521,0 68,4 13696,2 193390,9 29,5 79,7
Рис 5 2 Технологические показатели разработки Южно-Ягу некого месторождения
J
Технологические показатели разработки по годам Ватьеганское месторождение
Таблица 5 5
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая
Годы текущий, тыс т /гад накопленный, текущий, тыс т /год накопленный, продукции в скважинах среднегодовая, % текущий, тыс т /год накопленный. нефтеотдача (факт), % Выработан ность (факт ), %
тыс т тыс! тыс т
Пласт ABi-2. Балансовые запасы 627203 тыс. т, КИН=0,41
1983-1987 - 3659,8 - 997,6 - - 4657,4 0,6 1,4
1988 3728,4 7388,2 777,6 1775,2 17,3 4506,0 9163,4 1,2 2,9
1989 5779,1 13167,3 1213,0 2988,2 17,3 6992,1 16155,5 2,1 5,1
1990 6970,7 20138,0 1646,5 4634,7 19,1 8617,2 24772,7 3,2 7,8
1991 7740,8 27878,8 2058,3 6693,0 21,0 9799,0 34571,7 4,4 10,8
1992 7084,5 34963,2 2795,9 9488,9 28,3 9880,4 44452,1 5,6 13,6
1993 6576,2 41539,4 3202,6 12691,4 32,8 9778,8 54230,9 6,6 16,2
1994 6038,9 47578,3 4413,8 17105,3 42,2 10452,7 64683,6 7,6 18,5
1995 4859,3 52437,6 5230,6 22335,9 51,8 10089,9 74773,5 8,4 20,4
1996 4768,8 57206,4 6492,9 28828,8 57,7 11261,7 86035,2 9,1 22,2
1997 4707,4 61913,8 7322,5 36151,3 60,9 12029,9 98065,1 9,9 24,1
1998 4430,8 66344,6 8248,5 44399,7 65,1 12679,2 110744,3 10,6 25,8
1999 4304,9 70649,5 9912,1 54311,8 69,7 14217,0 124961,4 11,3 27,5
Пласт АВ8. Балансовые запасы 13755 тыс. т., КИН=0,34
1986 45,5 54,1 9,9 11,4 17,9 55,4 65,5 0,4 1,2
1987 104,5 158.6 60,9 72,3 36,8 165,4 230,9 1,2 3,4
1988 224,1 382.7 74,1 146,4 24,8 298,2 529,1 2,8 8,2
1989 368,2 750,9 79,9 226,3 17,8 448,1 977,2 5,5 16,1
1990 427,6 1178,5 112,9 339,2 20,9 540,5 1517,7 8,6 25,2
1991 449,5 1628,0 115,3 454,5 20,4 564,8 2082,5 11,8 34,8
1992 440,7 2068,7 86,2 540,7 16,4 526,9 2609,4 15,0 44,2
1993 421,7 2490,4 157,5 698,2 27,2 579,2 3188,6 18,1 53,3
1994 380,5 2870,9 170,3 868,5 30,9 550,8 3739,4 20,9 61,4
1995 310,1 3181,0 206,5 1075,0 40,0 516,6 4256,0 23,1 68,0
Продолжение табл 5 5
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая
Годы текущий тыс т /год щ ко пленный. текущий, тыс т /год накопленный продукции в скважинах среднегодовая, % текущий, тыс т /год накопленный, нефтеотдача (факт ) % Выработан ность (факт ) %
тыс т тыс т тыс т
1996 279,7 3460,6 246,6 1321,7 46,9 526,3 4782,3 25,2 74,0
1997 256,6 3717,2 267,1 1588,8 51,0 523,7 5305,9 27,0 79,5
1998 244,8 3962,0 321,5 1910,2 56,8 566,3 5872,2 28,8 84,7
1999 299,7 4261,7 522,4 2432,7 63,5 822,1 6694,4 3LO 91,1
Пласт БВ-i. Балансовые запасы 105438 тыс т., КИН=0,4
1985 25,0 25,0 8,8 8,8 26,0 33,8 33,8 0,0 0,1
1986 120,5 145,5 93,9 102,7 43,8 214,4 248,2 0,1 0,3
1987 219,9 365,4 110,2 212,9 33,4 330,1 578,3 0,3 0,9
1988 354,1 719,5 98,0 310,9 21,7 452,1 1030,4 0,7 1,7
1989 495,3 1214,8 156,7 467,6 24,0 652,0 1682,4 1,2 2,9
1990 568?0 1782,8 110,3 577,9 16,3 678,3 2360,7 1,7 4,2
1991 537,5 2320,3 118,4 696,4 18,1 656,0 3016,7 2,2 5,5
1992 430,4 2750,7 84,9 781,3 16,5 515,3 3532,0 2,6 6,5
1993 471,2 3222,0 82,7 864,0 14,9 553,9 4085,9 V 7,6
1994 464,6 3686,6 132,6 996,6 22,2 597,2 4683,2 3,5 8,7
1995 251,0 3937,5 134,7 1131,3 34,9 385,6 5068,8 3,7 9,3
1996 254,5 4192,1 127,6 1258,8 33,4 382,1 5450,9 4,0 9,9
1997 281,3 4473,3 182,8 1441,6 39,4 464,1 5915,0 4,2 10,6
1998 253,4 4726,7 235,0 1676,6 48,1 488,4 6403,4 4,5 11,2
1999 263,8 4990,6 361,7 2038,4 57,8 625,5 7028,9 4,7 11,8
Итого по месторождению Балансовые запасы 842467 тыс т
1983-1985 - 685,2 . 228,9 - - 914,0 ОД 0,2
1986 1350,5 2035,7 650,9 879,8 32,5 2001,4 2915,5 0,2 0,6
1987 2721,5 4757,2 1087,5 1967,3 28,5 3809,0 6724,5 0,6 1,4
1988 4700,6 9457,8 1348,3 3315,6 22,3 6048,9 12773,4 1,1 2,9
Продолжение табл 5 5
Отбор кеф|и Отбор воды Обводненность Отбор жидкости 1 е кушая
I оды продукции в нвфтсо глячэ Вырабш ан
текущий ТЫС Т /ГОД накопленный. текущий тыс т /год накопленный скважинах среднегодовая. % текущий, тыс т /год накопленный (факт) % иость (факт ) %
тыс т тыс т тыс т
1989 7040,9 16498,7 19603 5275,9 21,8 9001,3 21774,6 2,0 5,0
1990 3333,1 2483 1 8 2372,6 7648,5 22,2 10705,7 32480,3 2,9 7,5
1991 9041,0 33872,8 2739,2 10387,7 23,3 11780,2 44260,5 4,0 10,3
1992 8193,0 42065,8 3334,9 13722,6 28,9 11527,9 55788,4 5,0 12,8
1993 7637,0 49702,8 3752,4 17475,0 32,9 11389,4 67177,8 5,9 15,1
1994 7066,3 56769 1 5172,9 22647,9 42,3 12239,2 79417,0 6,7 17,2
1995 5524,4 62293,5 5696,1 25344,0 50,8 11220,5 90637,5 7,4 18,9
1996 5413,5 67707,0 7046,2 35390,2 56,6 12459,7 103097,2 8,0 20,6
1997 5441,7 74148,7 8070,0 43460,2 59,7 П5П,7 116608,8 8,7 22,2
1998 5228,4 78377,0 9217,9 52678,1 63,8 14446,2 131055,1 9,3 23,8
1999 5179,0 83556,0 11356,8 64034,9 68,7 16535,8 147590,9 9,9 25,4
Е
Годы
• нефть
-обводненность
Рис 5 3 Технологические показатели разработки Вать-Еынскою месторождения
ь»
J? Технологические показатели разработки по годам Повховское месторождение
I------------1-----------------------1-----------------------1----------------1---------
Таблица 5 6
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости
Годы продукции в скважинах среднегодовая, % Текущая нефтеотдача (факт), % Выработан ность(факт) %
текущий, тыс т /год накопленный, текущий тыс т /год накопленный. текущий, тыс т /год накопленный,
тыс т ГЫС 1 тыс т
Пласт БВ Балансовые запасы Б26949 тыс т , КИН=0,3
imo moo 1У/8-1У88 - 66141,9 - 13703,6 - - 79845,6 12,6 41,8
1989 9877,0 76018,9 4354,3 18057,9 30,6 14231,3 94076,8 14,4 48,1
1990 8296,0 84315,0 3435,8 21493,6 29,3 11731,8 105808,6 16,0 53,3
1991 6843,0 91158,0 3047,5 24541,1 30,8 9890,5 115699,1 17,3 57,7
1992 5795,1 96953,1 3362,7 27903,8 36,7 9157,7 124856,8 18,4 61,3
1993 5245,9 102199,0 2812,3 30716,1 34,9 8058,2 132915,1 19,4 64,6
1994 4925,4 107124,4 3101,0 33817,0 38,6 8026,3 140941,4 20,3 67,8
1995 4962,1 112086,5 3447,2 37264,2 41,0 8409,3 149350,7 21,3 70,9
1996 5045,1 117131,5 3653,7 40917,9 42,0 8698,7 158049,4 22,2 74,1
1997 5113,1 122244,6 4343,0 45260,9 45,9 9456,1 167505,5 23,2 77,3
1998 4854,1 127098,7 4558,6 49819,4 48,4 9412,6 176918,1 24,1 80,4
1 ПЛЛ 1УУ9 4906,1 132004,8 4600,2 54419,6 48,4 9506,3 186424,4 25,1 83,5
Пласт ЮВ-i. Балансовые запасы 16976 тыс.т., КИН=0,2
1986 0,2 0,2 [~~~OJ 0,7 Г 75,8 Г 0,9 Г~ 0,9 0,0 0,0
1987 1,7 1,9 0,1 0,8 3,7 1,8 2,7 0,0 0,1
1988 9,1 11,0 5,8 6,6 39,1 14,9 17,6 0,1 0,3
1989 61,0 72,0 7,4 14,0 10,9 68,4 86,0 0,5 2,3
1990 117,0 189,0 16,6 30,6 12,4 133,6 219,6 1,2 5,9
1991 109,0 297,9 16,9 47,5 13,4 125,8 345,5 1,9 9,3
1992 88,9 386,8 20,2 67,7 18,5 109,1 454,5 2,4 12,1
1993 155,3 542,2 52,9 120,6 25,4 208,2 662,8 3,4 17,0
1994 238,4 780,5 71,8 192,5 23,2 310,2 973,0 4,9 24,4
1995 185,4 966,0 75,5 267,9 28,9 260,9 1233,9 6,0 30,2
1996 154,1 1120,1 78,7 346,6 33,8 232,8 1466,7 7,0 35,1
1997 115,7 1235,8 64,5 411,1 35,8 180,1 1646,9 7,7 38,7
1998 100,6 1336,4 82,4 493,5 45,0 183.1 1829,9 8,4 41,8
Продолжение табл 5.6
Отбор нефти Отбор волы Обводненность Отбор жидкости 1 екущая
Годы текущий, тыс т /год накопленный. текущий, тыс т /год накопленный, скважинах среднегодовая, % текуший тыс т /год накопленный. нефтеотдача (факт ) % ность(факт), %

1999 68,0 1404,4 115,3 608,8 62,9 183,3 2013,2 8,8 44,0
Итого по место рождению Балансовые запасы 542924 тыс т.
1978-1988 - 66153,0 - 13709,8 - - 79862,8 12,2 41,0
1989 9938,0 76091,0 4361,7 18071,5 30,5 14299,7 94162,4 14,0 47,2
1990 8413,0 84504,0 3452,4 21523,9 29,1 11865,4 106027,8 15,6 52,4
1991 6952,0 91456,0 3064,4 24588,2 30,6 10016,4 116044,2 16,8 56,7
1992 5884,0 97340,0 3382,8 27971,1 36,5 9266,8 125311,0 17,9 60,4
1993 5401,2 102741,2 2865,2 30836,3 34,7 8266,4 133577,4 18,9 63,7
1994 5163,8 107904,9 3172,8 34009,1 38,1 8336,6 141914,0 19,9 66,9
1995 5147,5 113052,5 3522,7 37531,7 40,6 8670,2 150584,2 20,8 70,1
1996 5199,2 118251,7 3732,4 41264,1 41,8 8931,6 159515,8 21,8 73,3
1997 5228,7 123480,4 4407,5 45671,6 45,7 9636,2 169152,0 22,7 76,6
1998 4954,7 128435,1 4641,0 50312,6 48,4 9595,7 178747,7 23,7 79,7
1999 4974,1 133409,2 4715,4 55028,0 48,7 9689.5 188437,2 24,6 82,7
-обводненность
Рис 5 4 Технологические показатели разработки Повховского месторождения
Техноло1ичес_кие показатели разработки по годам Дружное месюрождение.
Таблица 5 7
Отбор пефти Отбор воды Обводненность Oi6op жидкости Текущая
Годы текущий, тыс Т /год Накопленный, текущий, тыс т /год накопленный, продукции в скважинах среднегодовая, % текущий, тыс т /год накопленный. нефтеотдача (факт ), % Выработан ность (факт ), %
тыс т тыс т тыс т
Пласт БС110. Балансовые запасы 93289 тыс.т., КИН=0 67
1985-1988 - 2880,0 - 173,9 - - 3053,9 3,1 5,4
1989 2189,9 5069,9 430,4 604,3 16,4 2620,3 5674,2 5,4 9,5
1990 2289,0 7358,9 1144,6 1748,9 33,3 3433,6 9107,8 7,9 13,8
1991 1925,2 9284,1 1503,2 3252,1 43,8 3428,4 12536,2 10,0 17,5
1992 1468,8 10752,9 1517,2 4769,4 50,8 2986,0 15522,2 11,5 20,2
1993 1206,7 11959,5 1872,1 6641,4 60,8 3078,7 18600,9 12,8 22,5
1994 1015,5 12975,0 2041,0 8682,4 66,8 3056,5 21657,4 13,9 24,4
1995 984,4 13959,4 1894,1 10576,6 65,8 2878,5 24536,0 15,0 26,3
1996 902,4 14861,8 2011,4 12588,0 69,0 2913,8 27449,8 15,9 27,9
1997 748,2 15610,0 2240,1 14828,1 75,0 2988,3 30438,1 16,7 29,4
1998 558,0 16168,0 2385,2 17213,3 81,0 2943,1 33381,2 17,3 30,4
1999 510,5 16678,4 3304,6 20517,9 86,6 3815,1 37196,3 17,9 31,4
Пласт БС2ю, Балансовые запасы 49666 тыс т , КИН=0,56
1985-1988 - 2767,9 - 553,9 _ 3321,7 5,6 10,0
1989 1329,0 4096,8 700,3 1254,2 34,5 2029,3 5351,0 8,2 14,7
1990 1239,5 5336,3 1073,9 2328,1 46,4 2313,4 7664,4 10,7 19,2
1991 1114,5 6450,8 1217,8 3545,9 52,2 2332,2 9996,7 13,0 23,2
1992 825,3 7276,1 1175,3 4721,2 58,7 2000,6 11997,3 14,6 26,2
1993 602,1 7878,1 1556,6 6277,8 72,1 2158,7 14156,0 15,9 28,3
1994 527,6 8405,7 1564,6 7842,4 74,8 2092,2 16248,1 16,9 30,2
1995 525,6 8931,3 1490,5 9332,9 73,9 2016,0 18264,2 18,0 32,1
1996 485,7 9417,0 1689,2 11022,1 77,7 2174,9 20439,0 19,0 33,9
1997 418,6 9835,6 1949,2 12971,3 82,3 2367,9 22806,9 19,8 35,4
1998 352,0 10187,6 2098,9 15070,2 85,6 2450,9 25257,8 20,5 36,6
1999 326,0 10513,6 2850,1 17920.3 89,7 3176,2 28433,9 21,2 37.8
Продолжение табл 5 7
Отбор нефти (>i бор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая
Годы текущий, тыс т /год накопленный, текущий, тыс т /год накопленный. продукции в скважинах среднегодовая, % текущий, тыс т /год накопленный, нефтеотдача (факт ), % Выработан-ность(факт), %
тыс т тыс т тыс т
Пласт БС1!^ БС2ц. Балансовые запасы 76584 тыс.т., КИН=0,357
1986-1988 - 655,8 - 116,8 - - 772,6 0,9 2,4
1989 584,2 1240,0 238,6 355,4 29,0 822,8 1595,4 1,6 4,5
1990 714,2 1954,2 622,4 977,8 46,6 1336,6 2932,0 2,6 7,2
1991 840,6 2794,8 475,4 1453,1 36,1 1316,0 4247,9 3,6 10,3
Ю92 801,1 3595,9 419,8 1873,0 34,4 1220,9 5468,8 4,7 13,2
1993 681,3 4277,1 532,4 2405,4 43,9 1213,7 6682,5 5,6 15,7
1994 628,8 4906,0 572,1 2977,4 47,6 1200,9 7883,4 6,4 18,0
1995 611,2 5517,2 702,8 3680,2 53,5 1314,1 9197,4 7,2 20,2
1996 585,6 6102,8 757,0 4437,3 56,4 1342,7 10540,1 8,0 22,4
1997 499,0 6601,8 814,2 5251,5 62,0 1313,2 11853,3 8,6 24,2
1998 412,0 7013,8 896,1 6147,5 68,5 1308,0 13161,3 9,2 25,7
1999 414,9 7428^6 1315,4 7463,0 76,0 1730,3 14891,6 9,7 27,2
Пласт ЮС^ Балансовые запасы 14092 тыс.т., КИН=0,Зб
1987 7,0 7,0 0,0 0,0 0,0 7,0 7,0 0,0 0,1
1988 33,5 40,5 13,4 13,4 28,6 46,9 53,9 0,3 0,8
1989 105,7 146,3 35.6 49,0 25,2 141,3 195,2 1,0 3,0
1990 132,8 279,1 82,8 131,8 38,4 215,6 410,8 2,0 5,7
1991 76,6 355,6 45,2 177,0 37,1 121,8 532,6 2,5 7,2
1992 58,5 414,2 35,1 212,1 37,5 93,6 626,3 2,9 8,4
1993 40,5 454,6 22,8 235,0 36,1 63,3 689,6 3,2 9,2
1994 41,6 496,2 23,2 258,2 35,8 64,8 754,4 3,5 10,1
1995 32,6 528,8 22,0 280,2 40,3 54,6 809,0 3,8 10,7
1996 28,2 557,1 14,2 294,4 33,5 42,5 851,5 4,0 11,3
1997 20,6 577,6 14,0 308,4 40,4 34,5 886,0 4,1 11,7
1998 18,9 596,6 8,9 317,2 31,9 27,8 913,8 4,2 12,1
Продолжение табл 57
Отбор нефти Отбор воды Обводие>шость Отбор жидкости
Годы текущий тыс т /год накопленный текущий, тыс т /год накопленный продукции в скважинах среднегодовая, % игкуший, тыс т /год накопленный, нефтеотдача (факт) % Выработан ность(факт) %

1999 32,4 629,0 11,3 328,6 25,9 43,8 957,5 4,5 12,8
Итого по место рождению Балансовые запасы 233631 тыс т.
1985-1987 - 2852,2 - 187,9 - - 3040,0 1,2 2,5
1988 3492,0 6344,1 670,1 858,0 16,1 4162,1 7202,1 2,7 5,6
1989 4208,8 10552,9 1404,9 2262,9 25,0 5613,7 12815,8 4,5 9,3
1990 4375,5 14928,4 2923,7 5186,6 40,1 7299,2 20115,0 6,4 13,2
1991 3956,8 18885,2 3241,5 8428,1 45,0 7198,3 27313,3 8,1 16,7
1992 3153,7 22038,9 3147,5 11575,6 50,0 6301,2 33614,5 9,4 19,4
1993 2530,5 24569,4 3983,9 15559,5 61,2 6514,4 40128,9 10,5 21,7
1994 2213,5 26782,9 4200,9 19760,4 65,5 6414,4 46543,3 11,5 23,6
1995 2153,8 28936,7 4109,4 23869,8 65,6 6263,2 52806,5 12,4 25,5
1996 2001,9 30938,6 4471,9 28341,7 69,1 6473,8 59280,3 13,2 27,3
1997 1686,4 32625,0 5017,5 33359,2 74,8 6703,9 65984,2 14,0 28,8
1998 1340,8 33965,8 5389,0 38748,2 80,1 6729,8 72714,0 14,5 30,0
1999 1283,8 35249,6 7481,5 46229,7 85,4 8765.3 81479,3 15.1 31,1
1ВВВ 1В90
1998 1В8В
-жидкость _е-_овюдшнно
Рис 5 5 Технологические показатели разработки Дружного месторождения
Технологические показатели разработки по годам Тсвлино-Русскинское месторождение
Таблица 5 8
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Oi6op жидкости 1екущая
Годы текущий. накопленный. текущий, накопленный продукции в скважинах текущий. накопленный, нефтеотдача (факт) % Выработан кость (факт ), %
тыс т /год тыс т тыс т /год тыс т среднегодовая % тыс т /год тыс т VT""1 '
Пласт БСМ« Балансовые запасы 337514 тыс т , КИН=0,48
J987 40,5 40,5 'Л 1,1 27 41,7 41,7 0,0 0,0
1988 326,3 366,9 30,3 31,5 8,5 356,7 398,3 0,1 0,2
1989 807,9 1174,8 69,4 100,9 7,9 877,4 1275,7 0,3 0,7
1990 1484,0 2658,8 95,5 196,4 6,0 1579,5 2855,2 0,8 1,6
1991 2347,9 5006,8 123,8 320,2 5,0 2471,7 5326,9 1,5 3,1
1992 2714,2 7721,0 213,9 534,1 7,3 2928,1 8255,1 2,3 4,8
1993 3124,7 10845,6 219,5 753,7 6,6 3344,2 11599,3 3,2 6,7
1994 3344,9 14190,6 551,5 1305,2 14,2 3896,4 15495,7 4,2 8,8
1995 3844,1 18034,7 971,8 2277,0 20,2 4815,9 20311,7 5,3 11,1
1996 5151,0 23185,7 1505,4 3782,3 22,6 6656,4 26968,1 6,9 14,3
1997 7506,4 30692,1 2135,6 5917,9 22,1 9642,0 36610,1 9,1 18,9
1998 8304,4 38996,5 2931,1 8849,0 26,1 11235,5 47845,5 11,6 24,1
1999 8800,9 47797,4 4063,1 12912,1 31,6 12864,1 60709,6 14,2 29,5
Пласт ECii+ECi2 Балансовые запасы 95606 тыс т , КИН=0,469
1987 10,4 10,4 1,3 1,3 11,2 11,7 11,7 0,0 0,0
1988 76,6 87,0 8,8 10,2 103 85,5 97,2 0,1 0,2
1989 176,0 263,0 134 23,6 7,1 189,4 286,6 0,3 0,6
1990 203,6 466,6 16,2 39,8 7,4 219,8 506,4 0,5 1,0
1991 275,6 742.2 1,6 41,4 0,6 277,2 783,6 0,8 1,7
1992 249,9 992.2 4,7 46,1 1,8 254,6 1038,2 1,0 2,2
1993 233,9 1226,1 20,7 66,8 8,1 254,6 1292,9 1,3 2,7
1994 211,1 1437,2 17,7 84,5 7,7 228,8 1521,7 1,5 3,2
1995 246,7 1683,9 27,0 111,5 9,9 273,7 1795,4 1,8 3,8
1996 279,7 1963,5 29,1 140,6 9,4 308,7 2104,1 2,1 4,4
1997 283,4 224^,0 38,3 178,9 11,9 321,8 2425,9 2,4 5,0
1998 249,0 2496,0 52,2 231,1 17,3 301,2 2727,1 2,6 5,6
Продолжение табл 5 8
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости
I оды продукции в скважинах Текущая нефтеотдача (факт ), % Выработан HOLIL (факт ), %
текущий, накопленный текущий, накопленный. текущий. накопленный.
тыс т /год тыс т тыс т /год тыс т среднегодовая, % тыс т /год тыс т
1999 237,2 2733,2 58,8 289,9 19,9 296,0 3023,0 Z9 6.1
Пласт ЮС . Балансовые запасы 45395 тыс.т., КИН=0,264
1986 2,7 2,7 0,1 0,1 2,9 2,8 2,8 0,0 0,0
1987 38,4 41,2 5,2 5,3 12,0 43,7 46,5 0,1 0,3
1988 64,7 105,9 7,3 12,7 10,2 72,1 118,6 0,2 0,9
1989 80,2 186,1 26,5 39,2 24,9 106,7 225,3 0,4 1,6
1990 75,6 261,7 24,7 63,9 24,6 100,3 325,6 0,6 2,2
1991 73,8 335,5 14,1 78,0 16,1 87,9 4П,5 0,7 2,И
1992 59,9 395,4 8,8 86,8 12,8 68,7 482,2 0,9 3,3
1993 40,3 435,8 5,1 91,9 11,3 45,5 527,7 1,0 3,6
1994 37,7 473,5 6,0 97,9 13,7 43,7 571,4 1,0 4,0
1995 51,0 524,5 12,3 110,2 19,4 63,3 634,7 1,2 4,4
1996 123,4 648,0 30,7 140,9 19,9 154,2 788,9 U4 5,4
1997 93,1 741,1 33,3 174,2 26,3 126,4 915,3 1,6 6,2
1998 82,3 823,4 54,9 229,1 40,0 137,2 1052,5 1,8 6,9
1999 93J 917,2 77,4 306,4 45,2 171,1 1223,6 2,0 7,7
Пласт ЮСг. Балансовые запасы 71445 тыс.т., КИН=0,23Б
1986 1,6 1,6 0,0 0,0 2,8 1,6 1,6 0,0 0,0
1987 19,5 21,0 0,8 0,8 3,7 20,2 21,8 0,0 0,1
1988 22,6 43,7 1,9 2,7 7,7 24,5 46,3 0,1 0,3
1989 15,1 58,8 4,0 6,7 21,0 19,2 65,5 0,1 0,4
1990 16,7 75,5 5,4 12,1 24.4 22,1 87,6 0,1 0,4
1991 14,6 90,1 4,8 16,9 24,8 19,4 107,0 0,1 0,5
1992 10,9 101,0 5,4 22,3 33,0 16,2 123,2 0,1 0,6
1993 11,1 112,1 5,0 27,3 31,1 16,1 139,3 0,2 0,7
1994 6,1 118,2 1,2 28,5 16,9 7,4 146,7 0,2 0,7
1995 14,4 132,6 2,1 30,6 12,5 16,5 163,2 0,2 0,8
J
Продолжение 1абл 5 8
Отбор нефти Отбор воды Обвод не нность Отбор жидкости Текущая
Гады текущий. накопленный, текущий, накопленный продукции и скважинах текущий. накопленный, нефтеотдача (факт ), % В ыработан- ность (факт ), %
тыс т /год тыс т тыс т /год ТЫС! среднегодовая, % тыс т /год тыс т
19% 36,6 169,2 9,7 40,3 21,0 46,3 209,5 0,2 1,0
1997 31,1 200,3 20,0 60,2 39,1 51,1 260,6 0,3 1,2
1998 27,9 228,2 9.3 69,5 24,9 37,1 297,7 0,3 1,4
1999 42,3 270,5 14,0 83,5 24,8 56,2 353,9 0,4 1.6
Итого по месторождению. Балансовые запасы 571899 тыс.т.
1986 4,3 \ 4,3 0,1 0,1 2,8 4,4 4,4 0,0 0,0
1987 108,9 113,2 9,4 9,5 7,9 118,3 122,7 0,0 0,0
1988 490,3 603,5 48,4 57,9 9,0 538,7 661,4 ОД 0,3
1989 1079,3 1682,8 113,8 171,7 9,5 1193,1 1854,5 0,3 0,7
1990 1780,1 3462,9 149,9 321,6 7,8 1930,0 3784,5 0,6 1,4
1991 2712,0 6174,9 147,8 469,4 5,2 2859,8 6644,3 1Л 2,6
1992 3035,0 9209,9 23 V 703,0 7,1 3268,7 9913,0 1,6 3.8
1993 3410,0 12619,9 250,4 953,5 6,8 3660,4 13573,4 2,2 5,3
1994 3600,0 16219,9 576,7 1530,1 13,8 4176,7 17750,1 2,8 6,8
1995 4156,3 20376,3 1013,1 2543,3 19,6 5169,5 22919,5 3,6 8,5
1996 5590,7 25966,9 1574,9 4118,1 22,0 7165,5 30085,1 4,5 10,8
1997 7914,1 33881,0 2227,1 6345,2 22,0 10141,2 40226,3 5,9 14,1
1998 8663,5 42544,6 3047,5 9392,7 26,0 11711.0 51937,3 7,4 17,7
1999 9174,6 51719.1 4213,3 13606,0 31,5 13387.8 65325,1 9,0 21,5
1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 Годы
-нефть
-обводненность
1986 1988 1990 1992 1994 1996 1995 Годы
-нефть
1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 Годы
Рис 5 б Технологические показатели разработки Тевлино-Русскинское месторожден ия
266
Таблица 5 9
Технологические показатели разработки по годам. Кустовое месторождение
Oi бор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая
Годы текущий. накопленный текущий накопленный. продукции в скважинах текущий накопленный. нефтеотдача (факт ), % В ыр абота н - ность (факт) %
тыс т /год тыс т тыс т /год тыс т среднегодовая % тыс т /год тыс т
Пласт БС1ц Балансовые запасы 24891 тыс т , КИН=0,35
1988 6,2 6,2 5,6 5,6 47,4 11,7 11,7 0,0 0,1
1989 48,0 54,2 21,4 27,0 30,9 69,4 81,1 0,2 0,6
1990 181,1 235,2 38.2 65,2 17,4 2193 300,4 0,9 2,7
1991 217,3 452,5 38,4 103,6 15,0 255,7 556,1 1,8 5,2
1992 246,9 699,4 109,7 213,3 30,8 356,5 912,6 2,8 8,0
1994 228,3 927,7 131,1 344,4 36,5 359,5 1272,1 3,7 10,6
1994 231,2 1158,9 114,4 458,8 33,1 345,5 1617,6 4,7 13,3
1995 353,8 1512,7 134,0 592,7 27,5 487,8 2105,5 6,1 17,4
1996 308,3 1821,1 170,6 763,3 35,6 478,9 2584,4 7,3 20,9
1997 287,2 2108,2 252,9 1016,2 46,8 540,0 3124,4 8,5 24,2
1998 248,6 2356,8 261,5 1277,6 51,3 510,1 3634,5 9,5 27,1
1999 220,6 2577,4 308г2 1585,9 583 528,8 4163,3 10,4 29,6
Пласт БС21 1. Балансовые запасы 181866 тыс т , КИН=0,4б
1988 19,1 19,1 10,0 10,0 34,4 29,1 29,1 0,0 0,0
1989 110,9 130,0 79,7 89,7 41,8 190,6 219,7 0,1 0,2
1990 417,3 547.3 73,6 163,3 15,0 490,9 710,6 0,3 0,7
1991 690,2 1237,6 156,2 319,4 18,5 846,4 1557,0 0,7 1,5
1992 677,5 1915,1 409,8 729,2 37,7 1087,3 2644,3 1,1 2,3
1993 460,0 2375,1 456,2 1185,4 49,8 916,1 3560,5 1,3 2,8
1994 396,1 2771,2 530,7 1716,0 57,3 926,8 4487,3 1,5 3,3
1995 468,0 3239,3 619,4 2335,5 57,0 1087,5 5574,7 1,8 3,9
1996 348,0 3587,3 742,1 3077,5 68,1 1090,1 6664,8 2,0 4,3
1997 270,8 3858,1 1162,1 4239,7 81,1 1432,9 8097,7 2,1 4,6
1998 230,0 4088,0 1077,2 5316,8 82,4 1307,1 9404,8 2,2 4,9
1999 233 1 43212 12597 65765 844 1492.8 10897 7 2.4 5.2
Продолжение табл. 5.9
Отбор нефти Отбор воды Обводненность Отбор жидкости Текущая
Годы текущий. накопленный, текущий, накопленный. продукции в скважинах текущий. накопленный нефтеотдача (факт.), % Выработан- нос ть (факт ), %
гыс т /год тыс т тыс т /год тыс т среднегодовая, % тыс т /год тыс.т
Пласт ЮС,. Балансовые запасы 18290 тыс.т., КИН=0,3
1989 5,7 5,7 6,5 6,5 53,2 12,2 12,2 0,0 0,1
1990 4,8 17,5 23,9 30,4 67,0 35,7 47,9 0,1 0,3
1991 24,9 42.4 9,5 39,9 27,7 34,4 82,3 0,2 0,8
1992 27,9 70,2 8,8 48,7 24,0 36,7 119,0 0,4 ЦЗ
1993 42,5 112,8 8,6 57,4 16,9 51,2 170,2 0,6 2,1
1994 54,4 167,2 10,0 67,4 15,6 64,4 234,6 0,9 3,0
1995 54,6 221.8 7,0 74,4 1!,3 61,5 296,1 1,2 4,0
1996 44,8 266,5 8,1 82,5 15,4 52,9 349,0 1,5 4,9
1997 47,0 313,5 14,9 97,4 24,0 61,9 410,9 1,7 5,7
1998 39,7 353,2 12,7 110,1 24,3 52,4 463,3 1,9 6,4
1999 26,7 379,9 12,9 122,9 32,5 39,6 502,9 2,1 6,9
Итого по месторождению. Балансовые запасы 298928 тыс.т.
1988 26,4 26,4 ! 35,2 35,2 57,1 61,6 61,6 0,0 0,0
1989 173,2 199,7 108,6 143,8 38,5 281,8 343,4 0,1 0,2
1990 617,5 817,1 136,2 279,9 18,1 753,7 1097,1 0,3 0,8
1991 937,2 1754,3 204,5 484,4 17,9 1141,7 2238,7 0,6 1,7
1992 958,3 2712,6 529,9 1014,3 35,6 1488,2 3726,9 0,9 2,6
1993 735,6 3448,2 597,2 1611,5 44,8 1332,8 5059,7 1,2 3,3
1994 685,9 4134,1 657,1 2268,6 48,9 1343,0 6402,7 1,4 3,9
1995 882,2 5016,4 761,9 3030,4 46,3 1644,1 8046,8 1,7 4,7
1996 709,3 5725,7 923,5 3953,9 56,6 1632,8 9679,6 1,9 5,4
1997 613,5 6339,2 1434,1 5388,0 70,0 2047,6 11727,2 2,1 6,0
1998 525,0 6864,2 1355,8 6743,9 72,1 1880,8 13608,0 2,3 6,5
1999 486,8 7351,0 1585,4 8329,3 76,5 2072,2 15680,2 2,5 6,9
100
1988 1990 1992 1994 1996 1998 Годы
-нефть
- обводненность
1990
1992 1994
______Годы
-нефть _ж—жи;
1998
198S 1990 1992 1994 1996 1998
Годы
Рис. 5. 7 Технологические показатели разработки Кустового месторождения
269
Таблица 5.11
Технологические показатели разработки по годам (месторождения ТПП "Когалымнефтегаз". Балансовые запасы 2876357 тыс. т, КИН = 0,378)
Годы Отбор нефти Отбор воды Обводненность продукции в скважинах среднегодовая, % Отбор жидкости Текущая нефтеотдача (факт ), % Выработан-ность(факт), %
текущий, тыс т /год накопленный, тыс т текущий, тыс т /год накопленный, тыс т текущий, тыс т /год накопленный, 1ЫС Т
1978-1988 - 103612,7 - 26253,7 - - 129866,4 3,6 9,5
1989 31502,8 135115,5 13657,2 39910,8 30,2 45160,0 175026,3 4,7 12,4
1990 32885,1 168000,6 16405,8 56316,6 33,3 49290,9 224317,2 5,8 15,5
1991 32559,9 200560,5 15927,4 72244,0 32,8 48487,3 272804,5 7,0 18,4
1992 28856,4 229416,9 17034,5 89278,5 37,1 45890,9 318695,4 8,0 21,1
1993 26230,9 255656,8 20191,1 109477,3 43,5 46422,0 365134,1 8,9 23,5
1994 24685,3 280342,1 24118,2 133595,5 49,4 48803,5 413937,6 9,7 25,8
1995 24081,7 304423,8 25072,2 158667,7 51,0 49153,9 463091,5 10,6 28,0
1996 25100,7 329524,5 28327,8 186995,5 53,0 53428,4 516520,0 11,5 30,3
1997 26828,4 356352,9 32796,5 219792,0 55,0 59625,0 576144,9 12,4 32,8
1998 26313,9 382666,8 34495,2 254287,2 56,7 60809, 1 636954,0 13,3 35,2
1999 26496,9 409163,6 40065,8 294353,0 60,2 66562,7 703516,7 14,2 37,6
1Й91 1Э93 1995 1997 1S99 Годы
—*—нефть . ц жид
кость о—обводненность
1989 1991 1993 1995 1997 1? Годы
Рис. 5. 9 Технологические показатели разработки по месторождениям ТПП "Когалымнсфтегаз"
5.3. АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.
Последние годы на месторождениях Западной Сибири осуществлялось широкомасштабное внедрение более 20 различных технологий воздействия на пласт. Испытано было значительно больше технологий. В 1998 г. на месторождениях ООО "ЛУКойл -Западная Сибирь" внедрялась и испытывалась 51 технология по повышению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. В это количество входят технологии и их модификации: физико-химического воздействия, физические, гидродинамические методы, ОПЗ.
Нами рассматриваются только физико-химические методы, применяемые достаточно широко. Большинство технологий ориентированы на повышение коэффициента охвата пласта заводнением и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Перечень применяемых технологий и компонентный состав закачиваемых композиций представлен в таблице 5.12. В главе 2 подробно описаны технологии, их преимущества и недостатки.
Краткое рассмотрение технологий, применяемых для целей увеличения нефтеотдачи, показывает, что в них используется широкий ассортимент реагентов. При этом зачастую оказываются слабо обоснованными механизмы и сами принципы использования этих реагентов. На рис.5.12 и в таблице 5.13 представлены уровни затрат на проведение операций по разным технологиям. На диаграмме и в таблице представлена относительная стоимость, выраженная в процентах к средней стоимости всех технологий. Показать затраты в денежном выражении затруднительно ввиду нестабильности цен на реагенты и трудовые затраты. Из показанных данных видно, что затраты варьируются в очень широких пределах.
Применение широкого ассортимента химреагентов порождает множество организационно-технических проблем: необходимость организации крупнотоннажных поставок с различных предприятий, создания сложного складского хозяйства, способного обрабатывать и хранить химреагенты различного профиля. Возникает необходимость в создании большого числа специализированных узлов и комплексов по приготовлению различных по составу композиций и закачки их в пласт. На стадии реализации технологий возникает необходимость организации многопланового контроля, включая создание широкопрофильной химической лаборатории.
273
Мало того, возникает множество проблем, связанных с вопросами техники безопасности и охраны окружающей среды.
На нефтедобывающих предприятиях НК "ЛУКойл" накоплен большой опыт промышленного применения и опытно-промышленного испытания новых методов ПНП. С каждым годом возрастает и объем дополнительно добытой нефти за счет внедрения новых технологий воздействия на пласт. Если в 1994 г. дополнительно добыто 2,3 млн. т нефти, то в 1996 г. дополнительно добыто 5,65 мян.т нефти. В 1998 г. дополнительно добыто около 9,0 млн.т нефти, что составляет примерно 14% от общего объема добытой нефти НК "ЛУКойл", причем, если учесть, что более половины дополнительно добытой нефти приходится на "ЛУКойл-Когалымнефтегаз", то становится очевидным неудовлетворительное состояние с масштабами и качеством проводимых работ в целом [1,2,3].
Сопоставление технико-экономических показателей мероприятий ПНП по предприятиям показывает, что объем внедрения и удельные затраты на 1 тонну дополнитатьно добытой нефти разнятся в 10 и более раз. Это является следствием многих причин. Одной из наиболее важных можно считать правильный выбор технологии, применительно к конкретным условиям и организацию промысловых работ при ее реализации.
Влияние этих факторов на эффективность методов ПНП можно проследить на примере применения физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты.
Многолетний опыт показывает, что эффективность применения этих методов в значительной степени зависит от следующих условий:
- от грамотно выбранных объектов внедрения, геолого-физические параметры которых должны соответствовать определенным требованиям;
- технологии применения химреагентов и их композиций должны соответствовать конкретным условиям месторождений, поэтому для каждого пласта необходимо разработать свою технологию;
- в период закачки композиций необходимо строго соблюдать разработанную технологию, а для этого требуется постоянный контроль над качеством применяемых композиций растворов, а также осуществлять контроль над текущим состоянием разработки месторождения для того, чтобы вовремя вносить коррективы в технологию с целью повышения ее эффективности.
274
Несоблюдение хотя бы одного из этих условий приводит к возрастанию степени риска и снижению эффективности иногда до нуля. Слишком велик риск и вероятность неудачи, чтобы полагаться на недостаточно научно-обоснованные технологии. Применительно к условиям сложно построенных залежей нефти и газа, находящихся на последней стадии разработки, отсутствуют достаточно хорошо апробированные технологии, поэтому степень риска применения физико-химических методов в этих условиях особенно велика. Отсюда следует, что при выборе технологии и ее реализации в пластах с трудноизвлекаемыми запасами требуется особо детальная научная проработка и сопровождение на промысле.
К сожалению, на практике часто не выполняются вышеперечисленные условия, поэтому и эффективность зачастую ниже ожидаемой.
Не способствует снижению степени риска и повышению эффективности применение множества технологий на одном месторождении со схожим механизмом воздействия на пласт при участии многих авторов технологий и независимых различных предприятии.
Например, на месторождениях "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" с 1986 по 1999 г.г. было реализовано 37 технологий физико-химического воздействия на продуктивные пласты, из которых более 20 технологий направлены на выравнивание профилей приемистости с целью вовлечения в разработку запасов низкопроницаемых интервалов. Анализ эффективности этих технологий показывает их неравноценность: удельная эффективность на 1 скважино-операцию колеблется от нуля до 19 тыс.т. дополнительно добытой нефти. Кроме того, четко прослеживается тенденция к снижению удельной эффективности с увеличением количества скважино-операций, начиная с 1986 по 1995 гг.
Очевидно, что объем внедрения возрастал в ущерб эффективности. Так, в 1988 г. количество скважино-операций было в 4 раза меньше, чем в 1995 г. Удельная технологическая эффективность (количество дополнительно добытой нефти на одну скважино/ операцию) в 1988 г. составляла более 6 тыс. т на 1 скв., а 1995 г. она снизилась до 720 т/скв. После улучшения контроля за качеством проводимых работ к 1998 г. удельная эффективность возросла более, чем в два раза и составила 1900 т/скв.
275
Выше было отмечено, что на месторождениях ООО "ЛУКойл-Западная Сибирь" планируется внедрить и испытать 51 технологию. Сомнительно, чтобы все эти технологии осуществлялись в оптимальном варианте. Видимо, назрела необходимость в селекции методов ПНП с определением приоритетных технологий. Критерием отбора должны служить следующие показатели: технологичность, малые затраты и высокая удельная эффективность.
На основе представленного выше рассмотрения и анализа технологий, применяемых на месторождениях Западной Сибири, становится очевидной необходимость сведения всего многообразия используемых технологий к более ограниченному числу базовых технологий.
Таблица 5.12
Компоненты и их расходы на скважино-операцию в технологиях физико-химического воздействия
№ Наименование технологии Компоненты композиций Расход компонента, т'скв -опер
Кольматирующие составы
'~Г Кольматнрующие дисперсные составы (НДС) Бентонитовая глина - 64 Полиоксиэтилен - 0,8
2 "Ил-полимер" дисперсная система (ИЛ) Ил - 7,8 ПАА - 0,23
3 Карбокснметил целлюлоза -глиносодержащие составы (КТО Бентонитовая глина - 64 Карбоксиметилцелгаолозэ - 0,8
4 Полимер -дисперсная система (ПДС) Бентонитовая глина - 64 ПАА - 0,8
5 Сшитые полимер -дисперсные системы (СПДС) Бентонитовая глина ПАА Бихромат калия (натрия) Полиптиколь Соляная кислота
6 Эмульсионно-суспензиоиный состав (ЭСС) Бентовдгговая глина - 0,5 "Нефрас" - 2 Хлористый кальций - 1 ,7 Нефтенол - 1,3
7 Волокнисто-дисперсионные составы (ВДС) Бентонитовая глина - 1 4 Древесная мука - 3
Сшитые полимерные системы
8 СПС (1-5) ПАА -1,5 Еихромат каяия (натрия) - 0,1 Полигликоль - 3,25 Соляная кислота - 0,4
9 СПС (6) ПАА -2 Ацетат хрома - 0,2
Структурообразующие составы (термотропные гели)
10 Технология закачки биополимера (НГ) Биополимер БП-92 - 4,6 Крахмал - 0.9
11 Технология закачки модифицированной метилцеллюлозы fMMLO Модифицированная метнлцеллюлоза - 5
276
Продолжение табл. 5.12
№ Наименование технологии "~ Компоненты композиций Расход компонента, т/скв -опео.
12 Технология обработки пласта составами на основе метилцеллюлозы Метилцеллюлоза 1 Карбамид - 5
„?Ктурообрззующие составы
13 Силикат -полимерные гели (СПГ) Силикат натри" * Соляная кисл"13 - 5 П-АА - 0,4 ____ _________ — ______ - ______ - ------ -- -----
14 Технология обработки пласта составами на основе хлористого алюминия Хлористый алюминии - 6U Карбамид
15 Технология обработки пласта составами на основе хлористого алюминия и щелочных стоков производства ка- Хлористый алюминии 60 Щелочные стоки производства капролактама - 90
иие полимерные составы
16 Технологня воздействия на пласт с применением гидролизованного по- f ндролнзованяое полиакрилонитрильное волокно - 9 Хлористый кальций - 2,5
свфикации^аботы скважин
17 Соляная кислота 250 _______________ __ __ __ -------- _
19 Глннокислотные обработки (ГКО) ^ЛИНОКИСЛОТ3 "i* Гликоль - 0,05 СНО-ЗБ-0,1 ИВВ-1 - 0,0 1 ---------------------
20 Поверхностно-активные кислотные воздействия (ПКВ) Глинокислота 9,4 Гликоль - 0,5 СНО-ЗБ-0,1 HRR-1 -001 -----------------------------
ГигтпгЬпЙНЗуЮЩНе СОСТЯВЫ ------------------------------ ---------------
21 |-Ч>"Дон-52" ! ДОН-52-0,0? 1дцетон - 1 ------------------
Растворы полимеров --------------------------- -----------
22 Полимерное заводнение с использованием полиакрил амидов (ПАА) ПАА - 1,95
277
Таблица 5 13
Затраты по различным технологиям физико-химического воздействия
№ Наименование технологии Относительная стоимость 1 скважино-операции, % Относительная стоимость 1 бри-гадо/часа, %
Кольматнрующие составы
1 2 3 4 5 6 7 К' чьматирующие дисперсные составы (КДС) "Ил полимер" дисперсная система (ИЛ) Карбоксиметилцеллюлоза -глиносо держащие составы (КГС) Полимер -дисперсная система (ПДС) Сшитые полимер дисперсные системы (СПДС) Эмульсионно-сусленз ионный состав (ЭСС) Волокнисто- дисперсионные составы (ВДС) 125,7 145,1 148,3 135,3 168,1 106,4 100,3 66,9 74,2 67,0 69,8 91,2 99,8 94,1
Сшитые полимерные системы
8 9 СПС (1-3) СПС (б) 80,2 47,0 94,1 57,0
Структурообразующие составы (термотропные гели)
10 11 12 Технология закачки биополимера (БП) Технология закачки модифицированной метилцеллю-лозы (ММЦ) Технология обработки пласта составами на основе ме-тилцеллюлозы (ГОС "МЕТКА") 37,9 315,3 85,9 88,8 129,7 112,6
Неорганические структурообразующие составы
13 14 15 Силикат полимерные гели (СНГ) Технология обработки пласта составами на основе хлористого алюминия и карбамида (ГОС ТАЛКА") Технология обработки пласта составами на основе хлористого алюминия и щелочных стохов производства капролакташ (ЩСПК) 21,7 68,0 89,9 91,2 85,5 183,8
Осад [сообразующие полимерные составы
16 Технология воздействия на пласте применением гид ролизованного полна крилонитрила |ТИВПА№ 30,6 104,0
Технологии интенсификации работы скважин
17 18 19 20 Солянские лотные составы (СКС) Солянские л отные обработки (СКО) Глинокислотные обработки (ГКО) Поверхностно-активные кислотные воздействия (ПКВ) 206,1 10,4 12,7 67,7 196,4 85,5 99,8 28,5
Гидрофобизующие составы
21 ГФ "Дон-52" 23,0 | 193,8
Растворы полимеров
22 Полимерное заводнение с использованием полиакри-ламидов (ПАА) 174,2 86,5
278
ll
и ч о.
• Относительная стоимость 1 скв/onen аОтносительная стоимость 1 бригад о/чесе
О Относительна я стоимость закачки 1 мЗ реагента
Рис 5 10 Диаграмма распределения относительной стоимости 1 скважино-операции, 1 бригадо-часа и закачки 1 м3
5.3.1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СШИТЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ НА ВАТЬ-ЕГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЛАСТ АВ
1 2
Анализ данных по группе месторождений ТПП "ЛУКойл-Кога-лымнефтегаз" и ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" показывает, что с учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов наиболее целесообразным является полимерное воздействие сшитыми полимерными системами (СПС).
Воздействие сшитыми полимерами подразделяется на глубоко проникающие системы и воздействие на призабойную зону пласта вязко-упругими составами (БУС). Вязко-упругие составы отличаются высокой прочностью геля.
В главе 2 нами подробно описаны технологии полимерного воздействия на пласт во всех модификациях. Было показано, что с целью более эффективного использования полимеров в различных геолого-физических условиях разработан метод воздействия на пласт сшитыми полимерами, позволяющими создать в пласте любые заранее заданные уровни фактора и остаточного фактора сопротивлений, которые практически невозможно достичь при закачке раствора полимера. Область эффективного применения СПС значительно шире, чем при закачке растворов полимеров.
Использование сшитых полимеров основано на применении широкого класса реагентов. Оптимальная технология определяется на основе цикла лабораторных и промысловых испытаний и многовариантных расчетов, что позволяет в каждом конкретном случае выбрать и обосновать оптимальные технологические и экономические параметры метода.
На Вать-Еганском месторождении была осуществлена широкомасштабная закачка в нагнетательные скважины СПС (б) на основе полиакриламида и ацетата хрома.
Под воздействием находилось 18 участков в северной части пласта ABj 2 и 8 участков в южной части объекта воздействия. Оценка эффективности метода с расчетом дополнительной добычи нефти проводилась как по каждому участку отдельно, так и по месторождению в целом. Расчет дополнительной добычи нефти осуществлялся по двум методикам: по характеристикам вытеснения и с использованием адаптационной модели.
Программа расчета по характеристикам вытеснения разработана в компании Oil Technology (Overseas) INC (ОТО).
280
Результаты расчетов величин дополнительно добытой нефти сведены в таблицы 5.14 и 5.15, Анализ полученных данных показывает, что в северной части пласта (участки 6-1 - 10-4) результаты расчетов по двум используемым методикам оценки эффективности достаточно близки между собой. Исключение составляет участок 9-4, где по характеристикам вытеснения накопленная за 4 года дополнительная добыча нефти достигла величины 24 тыс. т нефти. Но расчеты с применением адаптационной модели показали отсутствие эффекта.
В целом по всему северному полю (18 участков) за 4 года дополнительно добыто в соответствии с расчетами по характеристикам вытеснения 353,2 тыс, т нефти. Расчеты с использованием адаптационной модели показали, что за это время накопленная добыча нефти оказалась равной 429,3 тыс. т.
Значительно большие расхождения в расчетных показателях дополнительно добытой нефти по двум методикам отмечаются по южному полю пласта АВ; 2 (см. таблицу 5.15).
Практически по всем участкам характеристики вытеснения дают значительно более высокую эффективность, чем адаптационная модель. В целом за четыре года расчетная накопленная добыча нефти по характеристикам вытеснения составила 1783,6 тыс. т. За это же время в соответствии с расчетами с использованием адаптационной модели дополнительная добыча составила всего 784,9 тыс. т нефти, что более чем в два раза ниже расчетных показателей другой модели.
Такое расхождение расчетных показателей по двум методикам можно предположительно объяснить, в частности, тем, что по первой методике использовались характеристики вытеснения Камбарова и Назарова, которые удовлетворительно выравнивают характеристики вытеснения на конечной стадии разработки залежей нефти при обводненности продукции скважин более 60-80% (см. п. 3.1.).
Вместе с тем, отдельные участки южного поля перед первым воздействием были обводнены в среднем на 22 - 65% (см. таблицу 5.15). Средняя обводненность всего южного поля в мае 1996 г. составляла 55,4%. Это не могло не сказаться на точности расчетных показателей разработки и оценки эффективности по характеристикам вытеснения. Возможны и другие причины такого расхождения в расчетах эффективности применения ПНП на южном поле по двум различным методикам. Для установления полного комплекса причин необходим детальный анализ. Мы перед собой такой задачи не ставили.
Несмотря на отмеченные расхождения в оценке дополнительной добычи нефти по рассмотренным методикам, совершенно очевидно, что применение СПС на Вать-Еганском месторождении оказалось весьма эффективной.
281
Таблица 5.14
Расчет дополнительной добычи нефти па Вать-Еганском месторождении пласт АВ по характеристикам вытеснения и по адаптационной модели '2
Год расче- Дополнительная добыча нефти, тыс т.
Участок Уточненные за- та дополнительной Месяц, гад об- Фактическая добыча нефти, тыс т. Характеристики вытеснения Адаптационная модель
добычи
за период накопленная за период накопленная за период накопленная
6-1 2 304,70 1997 сен 97 100,44 731,70 -0,12 -0,12 3,75 3,75
1998 авг98 91,52 823,22 20,60 20,47 20,21 23,96
июн 99 янв.99 38.73 861.95 10.74 31.21 9.82 33.78
6-2 4 864,80 1997 игол.97 71,8 1 555,14 0,47 0,47 1,16 1,16
1998 59,43 1 614.57 1,11 1,58 3,06 4,22
июн 99 май. 99 29,03 1 643,60 -0,49 1,09 0,92 5,14
6-3 2089,17 1997 июл 97 38,39 799,53 -0,46 -0,46 -1,33 -1,33
1998 28,24 827,77 0,48 0,02 -0.46 -1,79
июн 99 14,00 841,77 0,64 0,66 0.34 -1,45
7-1 1 989,80 1996 июн 96 63.4 419,57 1,29 1,29 3.16 3,16
1997 окт97 65,6 485,17 4,44 5,73 8,50 11,66
1998 мар98 62,2 547,37 8,64 14,37 13,23 24,89
июн 99 янв.99 25,66 573,03 5,41 19.78 7J6 32,65
7-2 5 207,85 1996 сен 96 120 1 918,14 1,56 1,56 0.78 0,78
1997 авг.97 123,80 2041,94 18,96 20,52 16.21 16,99
1998 алр.98 110,5 2 152,44 24,00 44,52 23,76 40,75
июн 99 апр ?'"• 52,89 2 205,33 15,50 60,03 17,09 57,84
7-4 727,51 1997 окт.97 12.7 148,49 0,15 0,15 -0,02 -0,02
1998 6,42 154,91 0,22 0,37 -0,84 -0,86
июн 99 3,56 158,47 0,49 0,86 -0,21 -1,07
7-5 774,92 1997 окт97 26 249,19 0,94 0,94 1,22 1,22
1998 28,08 277,27 8,52 9,46 9,20 10,42
июн 99 15.31 292.58 5.56 15,02 5.37 15.79
Продолжнеие табл. 5.14
Год расче- Дополнительная добыча нефти, тыс т.
Участок Уточненные зв- нителъноЙ Месяц, год об- Факгическая добыча нефти, тыс т Характеристики вытеснения Адаптационная модель
добычи
за период накопленная за период накопленная за период накопленная
8-2 2595,18 1996 окт9б 45,96 818,84 1.19 1,19 0,85 0,85
1997 сен 97 74,69 893,53 35,06 36,25 33,40 34,25
1998 апр.98 69,34 962,87 33,17 69,42 32,97 67,22
июн99 фев99 34,47 997,34 19,24 88,65 20,25 87,47
8-3 3 052,02 1996 нюл 96 58,81 1 031,22 2,08 2,08 2,38 2,3 К
1997 авг97 56,05 1 087,27 9,21 11,28 9,19 11,57
1998 Март 98 57,05 1 144,32 15,25 26.53 17,33 28,90
Июнь 99 апо99 23,45 1 167,77 7,08 33,62 7,21 36.11
8-4 1 796,80 1997 авг97 86,04 691,22 5,18 5.18 13,5] 13,51
1998 сен 98 71,99 763,21 11,29 16,47 9,42 22,93
Июнь 99 34,50 797,71 5,19 21,66 23.44
8-5 1 168,17 1997 авг97 39,93 345,53 0,64 0,64 -0,04 -0,04
1998 дек 98 42,42 387,95 3,94 4,58 0,96 0.92
Июнь 99 18.76 406.71 2,66 7.24 -UO -0.18
9-1 170,89 1997 май. 97 7,32 44,05 0,25 0,25 0,37 0,37
1998 3,99 48,04 0,21 0,46 0,21 0,58
Июнь 99 1,99 50,03 0,11 0,58 0,04 0,62
9-2 2 275,74 1997 окт97 53,2 790,29 0,82 0,82 3,10 3,10
1998 янв98 58,39 848,68 7,99 8,81 11,63 14,73
Июнь 99 24,08 872,76 2,57 11.38 -0,02 14.71
9-3 525,70 1996 Июль 96 9,73 163,27 0,14 0,14 -0,10 •0,10
1997 Июнь 97 13,35 176,62 1,34 1,48 -0,17 -0,27
1998 Июль 98 14,56 191,18 3,84 5.31 4,13 3,86
Июнь 99 9.66 200,84 2.97 8,28 1,68 S.54
9-4 1 975,07 1996 июль, окт,9б 69,33 565,95 2,00 2,00 0,67 0,67
1997 66,98 632,93 7,94 9,94 -0.75 -0,08
1998 июнь, сен 98 66,75 699,68 8,33 18,28 -8,60 -8,68
Июнь. 99 32,01 731.69 5,87 24,14 -4,65 -13,33
Продолжпеис габл 5 14
Участок Уточненные запасы, тыс т Год расчета дополнительной добычи Месяц, год обработки Фактическая добыча нефти, тыс т Дополнительная добыча нефти, тыс т
Характеристики вытеснения Адаптационная модель
за период накопленная за период накопленная за период накопленная
10-1 488,33 1997 1998 Июнь 99 окт97 17,98 11,35 3,63 108,97 120,32 123,95 0,39 1,4В 0,49 0,39 1,87 2,36 5,23 3,37 0,74 5,23 8,60 9,34
10-2 505,36 1997 1998 Июнь 99 окт97 Июнь 98 15,25 10,74 3,91 132,88 143,62 147,53 0,15 1,25 0,62 0,15 1.40 2.02 1,23 1,04 0,34 1,23 2,27 2,61
10-3 1 480,25 1997 1998 Июнь 99 окт97 Июль, дек 9 S 54,42 60,91 25.04 655,85 716,76 741,80 1,21 10,35 4,80 1,21 11,56 16,37 2,28 7,34 -0,28 2,28 9,62 9,34
10 4 с учетом форсиропки 86,13 1997 1998 Июнь 99 Март 97 6,92 20 4.37 29,64 49,64 54,0! 0,70 5,33 2,22 0,70 6,03 8,25 1,33 7,86 1,12 1,33 9,19 10.31
без учета форсировки 1997 199S Июнь 99 2,46 16,31 2,84 2,46 18,77 21,61
В целом по северному полю 31 947,15 1996 1997 1998 1084,84 1 057,92 984.99 13311,31 14369,23 15354.22 Ь,25 87,26 166.25 8,25 95,51 261.76 49,04 124,04 184.62 49,04 173,08 357.70
Расчет дополнительной добычи нес и по ада! LI анионной модели
Таблица 5 15 эти на Вать-Еганском месторождении (иласт АВ, 2) по характеристикам вытеснения
Участок У! очнен ные запасы, тыс т Год расчета дополнительной добычи Месяц год обработки Обводненность до воздействия, % Фактическая добыча нефти, ТЫС Т Дополнительная добыча нефти, тыс т
Характеристики вытеснения Адаптационная модель
за период накопленная за период накопленная за период накопление»
Южный - 1 3 788,20 1997 1998 апр97 Май 98 35,6 129,38 102,17 832,99 935,16 9.76 31,61 9,76 41,37 7,32 -0,13 7,32 7,19
Продолжнеиегабл. 5 15
Участок Уточненные запа- Год расчета до пол ии- Месяц, год Об волне НПО СТЪ ДО ВО 1- Фактическая добыча нефти, тыс т Дополнительная добыча Hei|mi, тыс т
Характеристики вытеснения Адаптационная модель
сы, тыс т деиствия.
% за период накопленная id период накопленная ja период накопленная
Июнь И 52.55 987.71 24.03 65.40 4,05 11.24
Южный - 2 6 123,77 1997 Май 97 50,1 178.24 1 698,71 16,86 16,86 20,08 20,08
1998 Март 98 140,11 1838,82 21,45 38,31 0,87 19.21
июнь 99 66,47 1 905,29 20.49 58,79 4,37 23,58
Юго восток 30780,00 1996 Март, дек 96 57,7 834,21 9403,61 42,85 42,85 13,98 13,98
1997 Дек 97 860,94 10264,55 154,37 197,23 105,18 119.16
1998 730,14 10994,69 197,29 394,52 106,13 225,29
Июнь 9 9 354.29 1 1 348.98 119,54 514.06 55.31 280.60
Центр 16864,80 1996 май, дек 96 63,3 473,99 5810,35 22,56 22,56 8,31 8,31
1997 464,59 6 274,94 105,09 127,65 52,59 60,90
1998 ФСБ 98 458,04 6732,98 149,63 277,28 76,22 137,12
Июнь 9 9 224,03 6957,01 85,11 362,39 41,53 178.65
Юго-запад - 1 13338,78 1996 Март 56 48,8 573,8 4 199,86 75,80 75,80 18,74 18,74
1997 авг97 508,94 4708.80 185,60 261,41 57,71 76,45
1998 Янв , май 98 477,8 5186.60 226,44 487,85 61.75 138.20
Июнь 99 221,62 5408,22 122.19 610,04 37,41 175,61
Юго-запад - 2 6331,50 1996 май 96 21,9 270,64 1 165,12 3,04 3,04 6,57 6,57
1997 май 97 285,83 1450,95 20,65 23,69 29,33 35.90
1998 май 98 327,06 1778,01 5Й.74 80,43 30,62 66,52
Июнь 99 166.35 1 944.36 49.87 130.30 20.64 87.16
схв 5499-5504 3960,06 1997 май 97 74,4 108,97 1 678,35 16.08 16,08 18.30 18,30
1998 Июль 98 83,2 1761,55 17,42 33,50 11,09 29,39
Июнь 9 9 40,92 1 802,47 9,22 42,72 3.08 32,47
Восток 7 176,69 1997 Июнь 97 64,7 142,18 2 647,03 1,23 1,23 5,86 5,86
1998 123,2 2770.23 0,15 1,38 -2,40 3,46
Июнь 9 9 51.20 2821,43 -1,49 -0,10 -7,90 -4,44
В целом по 87 S20.37 1996 55,4 2745,07 26 877,25 144,25 144,25 47,60 47,60
южному 1997 2679,07 29 556,32 506,65 650.90 296,37 343,97
полю 1998 2441,72 31 998,04 703,74 1 354,64 282,41 626,38
июнь 98 1 177.43 33 175,47 428.96 1783,60 158.49 784.87
Список литературы
1. Вайншток С.М. и др. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Кагалымского региона - М.: Изд-во Акад. Горных наук, Г 1999.
*•.; 2. Родионов И.В. Результаты использования методов ПНП в ОАО >. "ЛУКойл"/ /Сборник докладов на Ш научно-производственной
.' конференции//Состояние и перспективы работ по повышению
t нефтеотдачи пластов - Самара,1999
Ж 3. Рахмангулов К-Х-, Шелепов В.В. О совершенствовании физико-химических t~' методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи
пластов/ /Сборник докладов на Ш научно-производственной • конференции//Состояние и перспективы работ по повышению
нефтеотдачи пластов.- Самара, 1999.
На главную страницу