Дополнение к технологической схеме разработки башкирско-верейского объекта Мещеряковского месторождения-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов

Дополнение к технологической схеме разработки башкирско-верейского объекта Мещеряковского месторождения-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Мещеряковское месторождение нефти открыто в 1988 году объединением «Удмуртгеология» Мингео СССР.
Промышленно-нефтеносными на этом месторождении являются отложения верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.
Впервые запасы нефти были утверждены ЦКЗ Миннефтепрома СССР в 1990 году (протокол от 20.02.90г.).
В 1991 году институтом «ТатНИПИнефть» составлена технологическая схема разработки, которая утверждена СГП «Удмуртнефть» (протокол № 24-04 от 21.02.91 г.), согласно которой в этом же году начато разбуривание месторождения и ведется разработка в настоящее время [1].
На месторождении выделено три объекта разработки:
I- нефтяные пласты верейского и башкирского яруса;
II- нефтяные пласты яснополянского яруса;
III- пласты турнейского яруса.
Одновременно проводилось разведочное бурение с целью доразведки залежей с запасами категории С2 и уточнения геологического строения поднятия. В 1995 году объекты разработки полностью разбурены и получена достаточно объективная информация для пересчета запасов нефти.
По результатам разбуривания в 1996г. институтом «УдмуртНИПИнефть» осуществлен пересчет запасов нефти и утвержден в 1999 году (протокол ЦКЗ №71 от 16. 11.99г.).
Основной задачей данной работы является проведение детального анализа действующей системы разработки башкирско-верейского объекта, оценка эффективности реализуемой системы разработки данного объекта, выдача рекомендаций по повышению эффективности его разработки.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Анализ текущего состояния разработки
башкирско-верейского объекта

По данному объекту основными по запасам, наиболее изученными, отличающимися большей продуктивностью и лучшими коллекторскими свойствами являются пласты верейского горизонта.
Согласно технологической схеме разработки [1] по рекомендуемому к реализации 1 варианту башкирско-верейский объект предусматривалось разрабатывать при следующих показателях:
- разбуривание объекта сеткой скважин 400 х 400 м;
- организация площадной системы заводнения по обращенной семиточечной схеме;
- фонд скважин с учетом разведочных 20, в том числе добывающих 11, нагнетательных 7 и 2 резервных;
- проектный уровень добычи нефти 33,1 тыс.т.;
- механизированный способ эксплуатации;
- забойное давление в добывающих скважинах – 5-6 МПа;
- давление на устьях нагнетательных скважин до 10 МПа.
Рекомендуемый вариант разработки обеспечивал достижение утвержденного КИН.
Эксплуатация башкирско-верейского объекта началась в 1989 году и до 1991 года залежь находилась в пробной эксплуатации двумя разведочными скважинами 560 и 563.
По состоянию на 01.01.2001 г. в фонде числится 31 скважина, в т.ч. 19 добывающих, 11 нагнетательных, 1 ликвидирована. В 2000 году из залежи отобрано 24,6 тыс.т. нефти, добыча жидкости составила 50,2 тыс.т. Текущая обводненность – 51,1 %. Темп отбора нефти от НИЗ составил 3,6 %, темп отбора от текущих запасов 5,5 %, текущий коэффициент извлечения нефти - 0,093. На 2000 год из залежи отобрано 257,4 тыс.т. нефти или 37,7 % от НИЗ.
До 1994 года залежь эксплуатировалась на естественном режиме. В результате этого произошло снижение пластового давления в зоне отбора до 9,1 МПа при первоначальном 10,6 МПа. Это обстоятельство указывало на слабое проявление естественного водонапорного режима и требовало дополнительного воздействия. По технологической схеме разработки освоение системы ППД планировалось с 1992 года. Закачка в продуктивные пласты объекта началась в 1994 году. Накопленная закачка на 01.01.2001 года составляет 358,2 тыс. м3, обеспеченность отбора закачкой: за 2000 год 120,6 %, накопленная – 88,6 %.
Распределение фонда скважин по дебитам и обводненности приведено в табл. 11 и 12.
Наибольшее количество скважин (12 штук) работают с дебитами нефти до 5 т/сут. Скважина 3307 работает с дебитом нефти 11,3 т/сут. Остальные 6 скважин с дебитами нефти от 5,1 до 10 т/сут. По обводненности скважины распределяются равномерно: 52,6 % имеют обводненность до 50 %, 47,7 % - более 50 %. С обводненностью более 90 % работает 1 скважина – 3313. Скважины обводняются как пресной (закачиваемой) водой, так и пластовой. Пресной водой обводняются 14 скважин или 73,7 % действующего фонда. Скважины, обводненные пластовой водой, расположены в приконтурной области и темпы обводнения в них имеют объективные геологические причины. Возможны заколонные движения жидкости с нижележащих обводненных башкирских пластов к перфорационным интервалам.
Состояние разработки следует признать удовлетворительным.

Выполненный в данной работе анализ состояния разработки по башкирско-верейскому объекту Мещеряковского месторождения позволяет сделать основные выводы и дать конкретные рекомендации по дальнейшей его разработке.
1.По башкирско-верейскому объекту выявлена более низкая продуктивность скважин, которая, как по нефти, так и по жидкости в 2 раза ниже проектной. Обводненность добываемой продукции 51,1 %, при проектной 49,8 %. Фактические темпы нефтедобычи соответствуют проектным и обеспечены за счет большего фонда скважин. Дополнительный фонд пробурен на периферийных участках залежи по отдельным протоколам ОАО «Удмуртнефть». Общий фонд скважин 30 против проектного 18. Состояние разработки удовлетворительное.
2. Для улучшения показателей разработки на башкирско-верейский объект рекомендуется внедрить технологию циклического заводнения с изменением направлений фильтрационных потоков. Предложены технологические параметры для реализации метода, в том числе, время продолжительности циклов работы и остановки рядов нагнетательных скважин.