История проектирования и совершенствования системы разработки месторождения.

Аганское нефтяное месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1973 г. на основании технологической схемы разработки, составленной СиБНИИНП для основной зале­жи горизонта БВ₈ и утвержденной МНП в1973 г.

На дату проектирования на месторожде­нии было пробурено 11 разведочных сква­жин, в процессе испытания которых устано­влена промышленная нефтеносность горизон­тов БВ₉, БВ₈ мегионской и горизонта БВ₆ вар­товской свиты.

В технологической схеме рассмотрено 10 вариантов пяти- и трехрядного размещения скважин на объекте БВ₈ с применением вну­триконтурного заводнения пласта путем по­перечного разрезания на блоки с расстояни­ем между скважинами в нагнетательных ря­дах 500 м. При этом для каждой системы раз­работки рассмотрены следующие сетки разме­щения эксплуатационных скважин: 500х500, 600х600, 700х700, 800х800, 900х900 м. Рас­стояние от первого эксплуатационного до на­гнетательного ряда принято равным 1,2 рас­стояния между эксплуатационными рядами.

Все скважины бурят со вскрытием гори­зонта БВ₉ и испытанием его в 20% фонда. Перевод скважин на механизированный спо­соб эксплуатации рекомендовалось проводить при 50%-й обводненности, отключение сква­жин промежуточных рядов при 75%-й и стя­гивающего ряда - при 95%-й обводненности. Вопрос разработки залежей горизонтов БВ₉ и БВ₆ предлагалось решить после их дополни­тельного изучения в процессе разбуривания го­ризонта БВ₈.

Авторы рекомендовали к внедрению вари­ант 3 (трехрядная система с сеткой 700 х 700 м) с максимальным уровнем добычи нефти 7,2 млн т в год. Главтюменнефтегаз предла­гал утвердить вариант 8 (пятирядная систе­ма с сеткой 700 х 700 м) с максимальным уров­нем добычи нефти 6,0 млн т. Институт Баш­НИПИнефть не дал четкой оценки рекоменду­емой системы разработки и предложил при­нять равномерное размещение скважин по сет­ке 700х700 м с размещением нагнетательно­го ряда через скв. 1, местоположение после­дующиx нагнетательных рядов определять по мере разбуривания месторождения. В. Д. Лы­сенко предложил принять общие показатели разработки залежи (число нагнетательных и эксплуатационных скважин, динамику отбо­ров нефти и воды, закачки воды и др.) по вари­анту 8, однако разместить скважины по равно­мерной квадратной сетке 700х700 м и принять принципизбирательного размещения нагнета­тельных скважин.

Технологическая схема была рассмотрена Геологическим управлением и Управлением по добыче нефти МНП, которые рекомендовали принять вариант 3, обеспечивающий макси­мальную годовую добычу нефти 7,2 млн т и предусматривающий разрезание горизонта на блоки шириной 3,1 км с трехрядным размеще­нием эксплуатационных скважин.

Центральная комиссия постановила:

1. Рекомендовать к утверждению техно­логическую схему разработки Аганского ме­сторождения, обеспечивающую максимальный уровень добычи нефти 7,2 млн т и преду­сматривающyю разрезание продуктивного го­ризонта поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки с пятирядным размещением эксплуатационных скважин, при давлении на устье нагнетательных скважин до 18,0 МПа.

В порядке эксперимента в общей систе­ме разработки принять одну полосу с трех­рядным размещением эксплуатационных сква­жин.

2. Бурение скважин проводить со вскрыти­ем горизонта БВ₉ в пределах площади его неф­теносности, в 20% фонда провести раздельное испытание этого горизонта.

3. Разработку горизонта БВ₆ осуществлять возвратными скважинами.

В процессе разбуривания месторождения был выделен в качестве самостоятельного объ­екта разработки горизонт БВ₉, выявлена неф­теносность пласта ЮB_l. С учетом этих изме­нений в 1978 г. составлена уточненная техно­логическая схема разработки месторождения, утвержденная ЦКР МНП в 1978 г.

Центральная комиссия постановила утвер­дить технологическую схему разработки со следующими технико-экономическими показа­телями:

- проектный уровень добычи нефти ­11 млн т/год с сохранением его в течение 4 лет;

- выделение трех эксплуатационных объ­ектов: БВ₈, БВ₉, ЮВ₁, с разработкой их само­стоятельными сетками скважин; залежи пла­стов БВ₆ и АВ₃ считать возвратными объек­тами;

- применение для залежи пласта БВ₈ бло­ковой системы разработки с трехрядным раз­мещением скважин по сетке 700 х 700 м в одном блоке и пятирядным размещением скважин по сетке 500 х 700м в остальных блоках;

- для залежи пласта БВ₉ - блоковая си­стема разработки с пятирядным размещени­ем скважин по сетке 500х700 м; пласт БВ₉ в центральной части разрабатывать самостоя­тельной сеткой скважин, размещенных между скважинами объекта БВ₈, закачку воды осуществлять в самостоятельные скважины двух ря­дов и совместно или одновременно -раздельно в два нагнетательных ряда объекта БВ₈.

- выработку запасов из водонефтяной зо­ны пласта БВ₉ осуществлять на более поздней стадии 40 скважинами объекта БВ₈; скважины объекта БВ₉ по мере обводнения переводить на пласт БВ₈ с целью более полной выработки за­пасов;

- пласт ЮВ₁ разрабатывать с применени­ем очагового заводнения; в центральной части площади пробурить 6 добывающих скважин;

- бурение в целом по месторождению 547 скважин, в том числе 136 добывающих и 53 на­гнетательных, 47 резервных;

- максимальный объем закачки воды 22,140 млн м³;

- давление на устье нагнетательных сква­жин 12,0 МПа;

- забойное давление в добывающих сква­жинах 17,0 МПа;

- механизированный способ эксплуатации.

В 1982 г. составлена технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации залежей пластов БВ_18-22 и ЮВ₁.

Утверждено бурение 82 скважин основно­го фонда по равномерной сетке с расстоянием между ними 500 м с применением площадной семиточечной системы по пласту ЮВ₁ и 216 скважин по объекту БВ_18-22.

Обобщенный материал по разработке ме­сторождения с учетом всех изменений, вне­сенных после 1978 г., представлен в работе СиБНИИНП "Дополнительная записка к тех­нологической схеме разработки Аганского ме­сторождения", утвержденной бюро ЦКР МНП 21.04.82 г.

Утверждены следующие технологические решения и показатели:

. - выделение четырех объектов разработки (БВ₈, БВ₉, БВ_18-22, ЮВ₁) с разбуриванием самостоятельными сетками скважин;

- применение по объектам БВ₈ и БВ₉ бло­ковой пятирядной системы размещения сква­жин по сетке 500 × 700 м с выделением на объ­екте БВ8 одного блока с трехрядным размеще­нием скважин по сетке 700 × 700 м (плотность сетки - 35 га/скв);

- по объектам БВ_18-22, ЮВ₁ - площад­ной семиточечной системы разработки с рас­стоянием между скважинами 500 м (плотность сетки - 25 га/скв);

- максимальный уровень добычи нефти ­14960 тыс. т, жидкости – 36300 тыс. т, закач­ки воды - 45300 тыс. м3;

- общий проектный фонд скважин - 1019, в т. ч. добывающих - 680, нагнетательных­ 225, резервных - 114;

- давление на устье нагнетательных сква­жин для объектов БВ₈, БВ₉ - 12 МПа, для объектов БВ_18-22 и ЮВ₁ - 18 МПа;

- вскрытие скважинами объекта БВ_18-22 пласта ЮВ₁ в контуре его нефтеносности;

- разработку залежей нефти в пластах АВ₃ и БВ₆ проводить возвратным фондом скважин.

В 1985 г. Главтюменнефтегазом открыта залежь нефти в пласте БВ₈ Мало-Аганской площади, являющейся продолжением Аганско­го месторождения. В 1986 г. СиБНИИНП вы­полнена работа "Технологические показатели разработки Мало-Аганской площади Аганско­го месторождения", утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза.

Следующим проектным документом, реа­лизуемым в настоящее время, является "Про­ект разработки Аганского месторождения", утвержденный ЦКР МНП в 1987 г. Проект вы­полнен с целью вовлечения в разработку всех выявленных запасов нефти, совершенствова­ния и повышения эффективности осуществля­емых систем разработки на месторождении.

В качестве первого (базового) варианта рассмотрен утвержденный и реализуемый на месторождении вариант разработки с учетом фактического состояния, уточненных данных по геологическому строению пластов и дру­гих расчетных параметров. В дополнение к базовому рассмотрены варианты интенсифи­кации отборов нефти и повышения нефтеот­дачи пластов путем применения более рацио­нальных сеток и прогрессивных систем завод­нения. Из анализа вариантов, рекомендован­ных к реализации, сформирован вариант раз­работки месторождения, который обеспечива­ет повышение нефтеотдачи до величины, рав­ной 51,1%, против ранее утвержденной 49%.

Основные мероприятия рекомендуемого вари­анта, способствующие повышению нефтеотда­чи и интенсификации добычи нефти следую­щие:

- по объектам БВ₈ и БВ₉ форсирование от­боров и последующий переход к избирательной системе заводнения;

- ввод в разработку пластов АВ₃ и АВ₄ самостоятельными скважинами по площадной системе с плотностью сетки 25 га/ скв.

Утверждены следующие проектные реше­ния.

1. Уровни добычи нефти в 1988 г. - 7,7, 1990 г. - 5,27, 1995 г. - 1,96, 2000 г. - ­0,80 млн. т.

Проектные уровни: добычи жидкости ­ - 44,37 млн. т, закачки воды - 53,67 млн. м3;

- выделение семи эксплуатационных объ­ектов: АВ₃, АВ₄, БВ₆, БВ₈, БВ₉, БВ_18-22, ЮВ₁;

- дальнейшее совершенствование реализу­емых систем разработки по объектам путем бурения дополнительных скважин на недрени­руемые запасы;

- бурение 190 дополнительных скважин при общем проектном фонде скважин 1225;

в том числе: добывающих - 914, нагнета­тельных - 251, контрольных и пьезометриче­ских - 9, резервных - 35, водозаборных ­16.

По объекту ЮВ₁:

- площадная семиточечная система разра­ботки с расстоянием между скважинами 500 м, проектный

фонд - 74 скважины.

По объекту БВ_18-22:

- площадная семиточечная система разра­ботки с расстоянием между скважинами 500 м, проектный фонд - 231 скважина.

По объекту БВ₉:

- дополнительное бурение 24 скважин в зонах стягивания контуров, поэтапная интен­сификация системы воздействия путем изби­рательного заводнения, организация при кон­турного заводнения в северной части зале­жи, проектный фонд - 173 скважины, в т. ч. 7 совместных с БВ₈ (плотность сетки ­ 30 га/скв).

- дополнительное бурение 108 скважин, в т. ч. 82 добывающих скважины в стягивающих и при контурных зонах; поэтапный переход от линейной к блочно-квадратной и избиратель­ной системам воздействия; проектный фонд ­ 656 скважин (плотность сетки 29 га/скв).

По объекту БВ₆:

- разработка залежи самостоятельным фондом скважин в зонах развития наибольших нефтенасыщенных толщин (более 2,7 м) при избирательном заводнении по сетке 30 га/ скв, проектный фонд - 17 скважин.

По объекту АВ₄:

- размещение пяти скважин при изби­рательном заводнении (1 нагнетательная, добывающих), расстояние между скважинами 500 м.

По объекту АВ₃:

- площадная система с избирательным заводнением, расстояние между скважинами 500 м; проектный фонд - 21 скважина;

- диаметр эксплуатационных колонн до­бывающих скважин 168 мм (для объектов ЮВ1 и БВ18-22 - 146 мм), нагнетательных сква­жин - 146 мм;

- устьевое давление нагнетания - 12 МПа (по объекту ЮВ₁ - 15 МПа, БВ_18-22 - 18 МПа);

- способ эксплуатации механизирован­ный - ЭЦН, ШГН;

- капитальные вложения за весь срок разработки – 790,9 млн.р.

2. Для оценки добывных возможностей пласта АВ₁^1-2 предусмотреть проведение опытно-промышленных работ на двух участках:

- с этой целью пробурить 22 скважины по сетке 300 × 300 м, 17 скважин – по сетке 200 × 200 м;

- обеспечить самостоятельную систему сбора и учета добываемой продукции, изолированную от общепромысловой системы.

В результате разбуривания месторождения установлена промышленная нефтеносность не­больших залежей в пластах AB₅, БВ₁, БВ₃. Согласно "Дополнительной записке к проекту разработки Аганского месторождения", соста­вленной СиБНИИНП в июле 1989 г., пласты AB₅ и БВ₁ рекомендуется разрабатывать воз­вратным фондом скважин. Промышленная за­лежь в пласте БВ₃ разрабатывается согласно проекту пробной эксплуатации, выполненному специалистами института в 1990 г. В соответ­ствии с результатами технико - экономических расчетов на пласт БВ₃ предлагается пробурить 11 скважин.

Для наглядности этапы проектирования Аганского месторождения сведены в табл. 1.11.

Таблица 1.11

Дата добавления: 2015-08-09