Добавлен: 04.05.2024
Просмотров: 8
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Для стабилизации добычи нефти предусмотрено бурение нескольких резервных скважин. Оставшиеся - бурятся позже.
В Генсхеме были выполнены расчеты нефтеотдачи (таблица 2.1), которые оказались существенно ниже утвержденных ГКЗ.
После 70 - х годов было начато очаговое заводнение.
К 1986 г. назрела острая необходимость составления нового проекта разработки, вызванная несколькими причинами:
Превышение уровня добычи нефти над проектными на 24 %, отбором жидкости на 48%.
Таблица 2.1
Расчетная нефтеотдача по пластам Арланской площади
| Коэффициенты | Пласты | В целом | |||||
| | I | II | III | IV | V | VI | |
| Вытеснения Охвата Сетки Нефтеотдача | 68,0 65,2 61,9 22,4 | 74,5 65,2 89,5 43,5 | 68,0 65,2 59,6 26,6 | 68,0 65,2 58,2 25,8 | 68,0 65,2 58,9 26,2 | 78,0 65,2 96,8 49,3 | 42,0 |
Необходимость изыскания новых решений по регулированию разработки, особенно выработке запасов из промежуточных пластов.
Такой уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986г.
Состояние разработки Арланской площади месторождения к этому времени характеризовалось следующими показателями.
Общий фонд пробуренных скважин составил 1824, в том числе добывающих 1370, нагнетательных - 306. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1970 г. (5,3 млн.т). Основная часть добывающих скважин работала с высокой обводненностью. С содержанием воды более 50% работало 882 скважины (80% всего фонда); 507 скважин (49% фонда) работали с обводненностью продукции свыше 90%. Выработка запасов достигла 33,6% начальных балансовых запасов и 77,3% начальных извлекаемых запасов.
Уточненный проект утвержден 2 февраля 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту.
2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин
Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:
1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.
2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.
3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.
4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.
5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.
6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.
Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие.
По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ). При обосновании зарезок БС использовался РД 39-00147275-057-2000, разработанный БашНИПИнефть [5].
По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4.1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях.
