Краткая история и текущее состояние разработки залежи

На Усть-Тегусской площади поисковое бурение началось в 1991 г. В северо-восточной части площади заложили поисковую скважину 100, которая в 1992 г. доказала промышленную нефтеносность пласта Ю2. Эта скважина явилась первооткрывательницей Усть-Тегусского месторождения. При испытании в колонне в марте 1992 года из пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 54 м3/сут на 5 мм штуцере.

На Усть-Тегусском месторождении проведёнными ранее геологоразведочными работами и исследованиями были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в пластах Ю2, Ю3, Ю4. В меловых отложениях, являющихся регионально нефтеносными, признаков нефтегазоносности выявлено не было.

Первый полный подсчёт запасов по Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по 14 поиско-разведочным скважинам в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. Шпильмана» ответственный исполнитель Хафизов Ф. З (протокол 103 пд (ДСП) от 10.07.2007 г.).

В августе 2008 года по результатам вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол 18/823 — пр от 23.10.2008 г.).

На 01.01.2010 г. на месторождении пробурено 32 разведочных и 65 эксплуатационных скважин, в том числе в период с 2006 г. по 2010 г. пробурено 74 скважины, из них 65 эксплуатационных и 9 разведочных.

На 01.01.2010 г. Усть-Тегусское месторождение разрабатывается согласно последнему утвержденному документу «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» от 09.11.2006 (№ 3853). Согласно данному документу разработка месторождения ведется по обращенной семиточечной системе скважин с расстоянием между скважинами 600 м. Выделены два объекта: Ю2-Ю3 и Ю4. На период 2007;2010 гг. по опытно-промышленному участку было запланировано бурение 80 скважин. Общий фонд скважин по проекту составляет 859, в т. ч. добывающих — 581, нагнетательных — 278. Проектный КИН по объекту Ю2-Ю3- 0,321, по объекту Ю4 — 0,317.

В промышленную разработку Усть-Тегусское месторождение введено в феврале 2009 г. По состоянию на 01.01.2010 на месторождении пробурено 95 скважин, в т. ч. 65 эксплуатационных и 32 разведочных. Добыча нефти на месторождении ведется раздельно с пластов Ю2 и Ю4 и совместно с Ю2-Ю4.

Характеристики фондов по объектам приведены в таблице 8.1.

Таким образом, проектный фонд на опытно-промышленном участке реализован на 54,4%. Добывающий фонд скважин эксплуатируется электроцентробежными насосами.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по величине дебитов нефти:

• · 23% фонда (8 скв.) эксплуатируются с дебитом по нефти менее 50 м3/сут
• · 31% (11 скв.) фонда работают с дебитами в интервалах 50−100 м3/сут
• · 10 скважин (28%) эксплуатируются с дебитом 100−150 м3/сут
• · 5 скважин (14%) эксплуатируются с дебитами 150−200 м3/сут
• · 4 скважин (11%) эксплуатируются с дебитами более 200 м3/сут

Средний дебит нефти на 01.01.2010 по пластам: Ю2 — 112,5 м3/сут, Ю4 — 90 т/сут. Таким образом, пласт Ю2 характеризуется более высокими показателями и является основным объектом разработки.

Распределение действующего фонда скважин по значениям обводненности:

• · По 65% фонда (23 скв.) обводненность менее 10%
• · 23% (8 скв.) фонда обводненность в интервале от 10 до 20%
• · 11% (4 скв.) фонда обводненность в интервале от 20 до 50%
• · 8% (3 скв.) фонда обводненность в интервале от 50 до 80%
• · Таблица 8.1

Характеристика фондов скважин по объектам на 01.01.2010 г.

Большая доля обводненности достигается по объекту Ю4 (36,7%), что связано с большой долей площади водо-нефтяной зоны (57,1% от нефтенасыщенной площади пласта). По пласту Ю2 основной причиной обводнения скважин является подтягивание конуса воды в скважинах расположенных в зоне ВНЗ.

Начало формирования системы ППД — октябрь 2009 г. На 01.01.2010 под нагнетание переведены 6 скважин на 1 кусту месторождения. Средняя приемистость по скважинам составляет 280 м3/сут. Накопленная закачка по фонду скважин составляет 215,8 тыс. м3. Накопленная компенсация добычи на 01.01.2010 составляет 20,4%.

Общая накопленная добыча нефти на…

Подсчитанные запасы нефти представлены в таблице 9.1.

Сущность метода заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенном объеме пустотного пространства пород-коллекторов залежи нефти.

Величину этого объема получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежи нефти (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (hн.эф), на среднее значение открытой пористости Кп. о и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности Кн. При этом выражение F*hэф определяет объем коллекторов залежи, F*hэф*Кп.о — объем пустотного пространства пород-коллекторов, F*hэф*Кп.о*Кн — объем пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента, учитывающего усадку нефти.

Извлекаемые запасы нефти получают путем умножения геологических запасов на коэффициент извлечения нефти.