Технологическая часть. 
Освоение скважин азотом на Южно-Ягунском месторождении

ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ ЮЖНО — ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки ЮжноЯгунского месторождения (2).

Технологической схемой разработки Южно — Ягунского месторождения предусмотрено:

• — выделение двух эксплуатационных объектов 1−2БС10 и 2БС11
• — применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500×500м.
• — общий проектный уровень добычи нефти — 5,5 млн. т/год
• — общий проектный уровень добычи жидкости — 9,96 млн. м³ /год
• — общий проектный объем закачки воды — 13 млн. м³ /год

В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.).

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИП Инефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:

• — выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
• — применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500×500 м; по пласту Ю1 — площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400×400 м;
• — ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;
• — общий проектный фонд 3491 скважина, в т. ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого — технических совещаний 1985 — 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.

• 1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн. т до 547,444 млн. т (на 15,8%).
• 2. Основные пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.

Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2−3 раза меньше ожидаемой.

• 4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.
• 5. Обводненность продукции скважин объекта 1−2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15−20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водонефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.

С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно — Ягунского мес…

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 217 931. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 266 034;220434 (11 блок), 222 937 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 232 755; 233 257; 232 355 под циклическую закачку.

По пласту 1БС11 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс. м3. с начала разработки 2936.536 тчс. м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс. м3. и с начала разработки 98 250.113 тыс. м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%, и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 237 362 и 1 894 181, 234 860 и 2 774 173. Планируется увеличить компенсацию, т. е. перевести под закачку скважины №№ 2 819 181; 236 764;2779175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2 817 180;2820177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 231 352;231552;231 752 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110−105% осуществить путем остановки скважин№№ 228 548;228353;225 143 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915 118, 2 918 236; 2 927 240; 2 919 236; 2 924 240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%, текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18 008 тыс. м3. воды с разработки 212 481 тыс. м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.