Лянторское месторождение
Распределение обводненности по площади показывает, что по
объекту разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90
%, за исключением ДНС-1, 17, 18, 19, повышенное обводнение (> 94 %) отмечается
как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС - 2, 3, 4 так и с
низкой степенью выработки - ДНС - 10, 13, 14. Контроль за выработкой запасов
проводится по районам ДНС. Характер выработки зависим от геологического
строения месторождения, максимальное количество остаточных запасов определяется
в монолитной зоне, где сосредоточен максимальный процент начальных запасов.
Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС -3, добыча с начала
разработки составила 24193,093 тыс. т. нефти, ДНС - 4 -16811,004 тыс.т., ДНС -
6 - 15461,085 тыс.т., что соответственно составляет 14,7 %, 10,2 %, 9,4 % от
накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих
балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по
ДНС, что в большой степени зависит от соотношения в этих зонах участков с
различным типом геологического строения объекта разработки. Наибольшая степень
выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31,7 %, ДНС - 7 - 25,3 %, ДНС-3 -25,5 %, ДНС
- 11 - 24,8 %, наименьшая - в районах ДНС - 13 - 7,1 %, ДНС - 14 - 7,6 %,
ДНС-19 - 9,7 %, ДНС - 12 - 10,5 %, Основные текущие отборы нефти сосредоточены
на ДНС - 6 (9 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (8,9 %), ДНС - 3
(7,3 %). Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований
методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам
дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания
контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в
результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую
зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в
169 скважинах, в том числе внедрение нефти - в двух скважинах. Для вовлечения в
разработку контактных и перемещенных запасов нефти за текущий год произведены
дострелы в 78 добывающих скважинах. Большая часть дострелов - 67 скважин была
направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов,
в процессе разработки замещенных нефтью.
Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на
подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интервалами
замещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий
составила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо
дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых
стволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто
159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. В
отчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин,
пробуренных в 2004 - 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуренными
боковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите на
конец года - 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. т
нефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как факт
подъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъем
водо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволов
показывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточно
иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные
толщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинах
с небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенных
толщин.
В 2009 году было введено
в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297
тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2
т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработки
Лянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.
По основному объекту
разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система
воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в
отчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в
2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002
год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных
скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая
приемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкости
с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4
%, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давление
стабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, с
начала разработки — 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до
189,3 атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давление
удерживается на уровне200-203 атм, по ДНС - 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм.
По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5
атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки -
87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм при
годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за
исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление
по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атм
при компенсация с начала разработки , превышающей 100 %. По пласту АС-11
пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84
%, с начала разработки 125,4 %.
По пластам АС-9 и АС-10
Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 25629,648 и 34482,947 тыс.
м3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует.
Пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3-208,1 атм при
первоначальном 210 атм. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за
контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды
составил 141563,886 тыс. м3. С целью регулирования заводнения,
сокращения непроизводительной закачки за 2009 год установлены штуцера в 40
нагнетательных скважинах, в 125 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты
эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 25
скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 37 нагнетательных
скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания
барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия
газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9 5 барьерных рядов (23
нагнетательные скважины), по пласту АС-10 6 рядов (29 нагнетательных скважин).
С целью совершенствования системы воздействия и регулирования выработки запасов
разработаны совместно с ТО
За отчетный год по
месторождению добыто 6129,301 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по
площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по
месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа.
Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи
газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %,по ДНС-13 - 12,0 %, по
ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению.
Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м3/т,
ДНС-3 - 1146 м3/т, ДНС-13- 1694 м3/т, ДНС-14 - 2643 м3/т
при среднем по месторождению 742 м3/т. В отчетном году из числа
скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две
прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года
работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в
том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них
9 скважин из-за прекращения фонтанирования.
Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8,
5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений
составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 1,8 %. Всего промыслово-геофизических
исследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный
год составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведется
контроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта.
Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинах
и 46 нагнетательных. Для оценки выработки запасов и определения коэффициента
текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования
углерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методом
исследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформирована
опорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и
контрольных.
Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль за
изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 году
планируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю за
разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин»
составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894
скважины.
Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803
скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины,
работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить
дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за технических характеристик,
замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении
отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины. Исследования по
контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735 исследований при общем
количестве – 1940).
Таблица 1.4.1
- Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
Показатели
|
Ед. изм.
|
Пласт АС-9
|
Пласт AC-10
|
Пласт
AC-11
|
Объект AC
|
Пласт БС-18
|
Пласт БС-82
|
Итого
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Добыча нефти за год
|
т
|
3639028
|
4299486
|
315415
|
8253929
|
719
|
3102
|
8257750
|
в т.ч. фонтан.
|
т
|
47971
|
19043
|
793
|
67807
|
|
|
67807
|
ЭЦН
|
т
|
3464140
|
4254648
|
314603
|
8033391
|
719
|
3102
|
8037212
|
ШСН
|
т
|
126917
|
25795
|
.19
|
152731
|
|
|
152731
|
Количество
|
|
|
|
|
|
|
|
|
действующих
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважин в начале года
|
СКВ
|
1851
|
2013
|
143
|
3588
|
|
|
3588
|
в конце года
|
СКВ
|
1860
|
1985
|
139
|
3558
|
|
4
|
3562
|
Среднесуточная добыча
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти за год
|
т/с
|
9969,9
|
11779,4
|
864,2
|
22613,5
|
2,0
|
8,5
|
22624,0
|
в начале года
|
"
|
9651,8
|
12076,5
|
863,7
|
22592
|
3,6
|
|
22595,6
|
в конце года
|
"
|
10120,0
|
11940,6
|
806,0
|
22866,6
|
|
60,6
|
22927,2
|
|
по нефти на конец года
|
т/с
|
5,6
|
6,2
|
5,9
|
6,5
|
|
28,5
|
6,5
|
в т.ч. фонтан.
|
"
|
4,0
|
1,4
|
1,0
|
3,3
|
|
|
3,3
|
ЭЦН
|
"
|
6,1
|
6,4
|
6,1
|
6,9
|
|
28,5
|
7,0
|
ШГН
|
"
|
1,7
|
1,1
|
|
1,7
|
|
|
1,7
|
Добыча нефти с начала
|
|
|
|
|
|
|
|
|
разработки
|
т
|
59134185
|
95088808
|
10403971
|
164626964
|
2151
|
3102
|
164632217
|
Обводненность за год
|
%
|
90,87
|
93,68
|
94,00
|
92,71
|
38,02
|
47,77
|
92,70
|
в начале года
|
%
|
90,71
|
93,39
|
93,86
|
92,49
|
42,86
|
|
92,48
|
в конце года
|
%
|
90,86
|
93,68
|
93,86
|
92,69
|
|
35,72
|
92,67
|
Количество
|
|
|
|
|
|
|
|
|
обводненных
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважин в начале года
|
СКВ.
|
1849
|
2013
|
143
|
3586
|
|
|
3586
|
в конце года
|
и
|
1859
|
1985
|
139
|
3557
|
|
4
|
3561
|
Закачка воды за год
|
т.мЗ
|
55035,762
|
76984,929
|
4726,609
|
136747,3
|
|
|
136747,3
|
Приемистость 1 скв.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
среднесуточная
|
мЗ/с
|
266,6
|
327,0
|
392,2
|
336,7
|
|
|
336,7
|
Количество
|
|
|
|
|
|
|
|
|
действующих
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нагнетательных скважин
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в начале года
|
СКВ.
|
559
|
648
|
33
|
1112
|
|
|
1112
|
|
СКВ.
|
577
|
665
|
33
|
1139
|
|
|
1139
|
Пластовые нефти
горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями
насыщения 14,5-20 Мпа и сравнительно низким газосодержанием. Содержание метана
в нефтях пласта АС10 достигает 31 процента, молекулярная масса нефти высокая –
162. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10 и АС11 тяжелые, пласта АС9 –
средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов -
смолистые. Все нефти вязкие, парафинистые.
Пластовая вода
продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь в
восточной части месторождения – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализация
воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы
натрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушения
первоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложение
угольной кислоты.
Таблица
1.4.2 - Лянторское месторождение. Пласты АС9-11.
Геолого-физическая
характеристика залежей нефти и газа
Параметры
|
АС9
|
АС10
|
АС11
|
АС9-11
|
Средняя
глубина залегания, м
|
2093
|
2099
|
2101
|
-
|
Тип
залежи
|
|
Пластовые
|
сводные
|
|
Тип
коллектора
|
|
Терригенн
|
ый
|
|
Площадь
нефтегазоносности, тыс.м2
|
1060535
|
645899
|
81653
|
106053
|
Средняя
общая толщина, м
|
11,73
|
22,84
|
23,10
|
62,57
|
Средняя
эффективная
толщина,
м
|
8,60
|
16,71
|
13,26
|
37,66
|
Средняя
газонасыщенная
толщина,
м
|
6,59
|
7,27
|
5,84
|
6,82
|
Средняя
нефтенасыщенная
толщина,
м
|
4,42
|
7,40
|
5,72
|
5,89
|
Средняя
водонасыщенная
толщина,
м
|
4,07
|
10,50
|
12,69
|
20,89
|
Пористость
газонасыщенного
коллектора,
доли ед
|
0,248
|
0,247
|
0,240
|
0,247
|
Пористость
нефтенасыщенного коллектора, доли ед
|
0,248
|
0,251
|
0,246
|
0,250
|
Начальная
насыщенность
газом,
доли ед
|
0,665
|
0,688
|
0,673
|
0,675
|
Начальная
насыщенность
нефтью,
доли ед
|
0,625
|
0,623
|
0,639
|
0,629
|
Объемный
коэффициент газа, доли ед
|
0,0048
|
0,0048
|
0,0048
|
0,0048
|
Объемный
коэффициент нефти, доли ед
|
1,17
|
1,17
|
1,17
|
1,17
|
Объемный
коэффициент воды, доли ед
|
1,01
|
1,01
|
1,01
|
1,01
|
Плотность
газа в поверхностных условиях, кг/м3
|
0,686
|
0,686
|
0,686
|
0,686
|
|
|
905
|
916
|
897
|
Плотность
нефти в поверхностных условиях, кг/м3
|
891
|
Плотность
воды в поверхностных условиях,кг/м3
|
1009
|
1008
|
1008
|
1008
|
Средняя
проницаемость по
керну,
мкм2
|
0,299
|
0,399
|
0,266
|
0,347
|
Средняя
проницаемость по
геофизике,
мкм2
|
0,438
|
0,572
|
0,496
|
0,517
|
гидродинамике,
мкм2
|
0,122
|
0,109
|
0,100
|
-
|
Вязкость
газа в пластовых
условиях,
мПа∙с
|
0,0188
|
0,0188
|
0,0188
|
0,0188
|
Вязкость
нефти в пластовых
условиях,
нз/гнз, мПа∙с
|
3,67/4,53
|
6,18/4,26
|
6,18/4,26
|
6,18/4,2
|
Вязкость
воды в пластовых
условиях,
мПа∙с
|
0,49
|
0,49
|
0,49
|
0,49
|
Плотность
газа в пластовых
условиях,
кг/м3
|
144,8
|
144,8
|
144,8
|
144,8
|
Плотность
нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м3
|
812/795
|
846/796
|
846/796
|
846/796
|
Продолжение таблицы
1.4.2 - Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа
|
Плотность
воды в пластовых
условиях,
кг/м3
|
1000
|
999
|
999
|
999
|
Газовый
фактор, м3/т
|
84
|
89
|
78
|
87
|
Пластовая
температура, 0С
|
61,5
|
61,5
|
61,5
|
61,5
|
Пластовое
давление, МПа
|
21
|
21
|
21
|
21
|
Давление
насыщения нефти
газом,
нз/гнз,Мпа
|
15,2/20,0
|
14,5/19,4
|
14,5/19,4
|
14,5/19,4
|
Средняя
продуктивность,
х10
м3 (сут∙МПа)
|
0,96
|
1,03
|
1,08
|
1,01
|
Коэффициент
песчанистости, доли ед
|
0,733
|
0,732
|
0,574
|
0,602
|
Коэффициент
расчлененности, доли ед
|
2,295
|
4,048
|
5,193
|
11,147
|
Содержание
серы в нефти,%
|
1,0
|
1,22
|
1,22
|
1,22
|
Содержание
парафина в нефти,%
|
2,33
|
1,98
|
1,98
|
1,98
|
Содержание
стабильного
конденсата,
г/м3
|
39,7
|
39,7
|
39,7
|
39,7
|
Начальные
балансовые запасы нефти, тыс.т
|
325233
|
554894
|
54217
|
934344
|
Втом
числе по категорииВ+С1
|
319533
|
546661
|
51132
|
917331
|
по
категории С2
|
5695
|
8233
|
3085
|
17013
|
Начальные
балансовые запасы свободного газа, млн.м3
|
166919
|
87558
|
3187
|
257694
|
В
том числе по категории С1
|
166839
|
87556
|
3187
|
257582
|
по
категории С2
|
80
|
2
|
-
|
82
|
Начальные
балансовые запасы тонденсата, тыс.т
|
6627
|
3476
|
126
|
10229
|
В
том числе по категории С1
|
6624
|
3476
|
126
|
10226
|
по
категории С2
|
3
|
-
|
-
|
3
|
Страницы: 1, 2
|
|