Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом приведено в таблице 3.4.
В течении 1993-1997 гг. наблюдается резкое падение фактической годовой добычи нефти с 956,8 тыс.т. до 311,1 тыс.т., в то время по проекту предусматривалось снижение добычи с 1704,3 тыс.т. до 1452,6 тыс.т. Таким образом в 1997 г. фактическая добыча нефти оказалась в 4,7 раза меньше проектной.
Это объясняется, во-первых, выбытием добывающего фонда. В итоге в 1997 г. действующий добывающий фонд составил 189 скважин против 270 по проекту. Во-вторых, если по проекту предусматривался рост средних дебитов по жидкости с 29,3 т/сут в 1993 г. до 41,6 т/сут в 1997 г., то фактически произошло снижение средних дебитов по жидкости с 29,3 т/сут до 16,8 т/сут, соответственно. В-третьих, фактический темп роста обводнённости был существенно выше проектного. Если по проекту ожидалось увеличение обводненности с 35,6 % в 1993 г. до 59,7 % в 1997 г., то фактически она выросла с 31,8 % до 69,4 %. Отставание фактических дебитов по жидкости и превышение фактической обводненности привело к тому, что фактические средние дебиты по нефти в 1997 г. были меньше проектных в 3,3 раза (5,1 т/сут по факту против 16,8 по проекту).
Фактическая годовая закачка воды была постоянно меньше проектной, но, за счет меньшей фактической годовой добычи жидкости, фактическая компенсация текущих отборов закачкой поддерживалось на уровне 220-266 %%, против 130 % по проекту. Сохранение таких объемов закачки нельзя признать рациональным. Необходимо снизить фактические объемы закачки до уровня текущей компенсации предусмотренной проектом.
1. Составление комплексной схемы разработки Локосовского нефтяного месторождения Тюменской области (отчет), тема 43-75, Гипровостокнефть, Сазонов Б.Ф., Лытников Ю.П., Куйбышев, 1975, 190 с.
2. Уточненные проекты разработки по месторождениям объединения “Сургутнефтегаз”. Локосовское месторождение (отчет), тема 12.78/04.55, СибНИИНП, Телишнв А.Г., Смышляева А.И., Тюмень, 1978, 95 с.
3. “Проект разработки Локосовского нефтяного месторождения”, отчет по заказ-наряду 0.85.2087.85, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1985, 340 с.
4. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Локосовского месторождения Сургутского района Тюменской области. Тюмень, 1967.
5. Уточнение балансовых запасов нефти, построение числовой геологической модели и технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения продуктивных объектов Локосовского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, т.1, этап 5, 1997.
6. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П. и др. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность гидроразрыва //«Нефть Сургута» (сборник статей, посвященных добыче 1 млрд.т. нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»)– М.: Нефтяное хозяйство, 1997г., с.224-238.
7. Поздняков А.А. Гидроотслоение оболочки от поверхности твердого тела и моделирование гидроразрыва // Известия РАН: МТТ, 1999, №6, с.173-181.
8. Поздняков А.А. Модель гидроотслоения пленочного покрытия от плоской поверхности//Тезисы докладов, III Сибирский конгресс по прикладной и индустриальной математике, Новосибирск, 1998, с.115-116.
9. Лысенко В.Д., Проектирование разработки нефтяных месторождений, М.: Недра, 1987.
10. Сургучев М.Л., Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи объектов, М.: Недра, 1985.
11. Зазовский А.Ф., Федоров К.М. О вытеснении нефти паром. Препринт ИПМ АН СССР, № 267, 1986, 64с.
12. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.
13. Лискевич Е.И., Комбинированное вытеснение нефти водой и газом, в кн. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей, М: Наука, 1976, с.205-210.
14. Дегтярев Н.М., Состояние и перспективы применения процессов вытеснения нефти смешивающимися с нею агентами при разработке месторождений, в кн. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей, М: Наука, 1976, с.187-192.
Ознакомление и сбор материалов по бурению разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ
Флюиды в залежи обычно находятся под давлением, примерно соответствующим гидростатическому, т.е. равным давлению столба воды высотой от поверхности земли до кровли залежи (10 кПа/м). Таким образом, первоначальное давление в залежи нефти на глубине, например, 1500 м может составлять 15 000 кПа. Когда скважина заканчивается бурением и буровой раствор откачивается из насосно-компрессорной колонны, нефть этим пластовым давлением выдавливается в ствол скважины. По мере того как она поднимается к поверхности, давление падает. При снижении давления до определенного уровня растворенный ранее в нефти газ выделяется, образуя газовые пузыри. (Этот процесс аналогичен тому, как выделяется газ из шампанского, когда открывается пробка.) Вспененная в трубе газо-нефтяная смесь легко выносится на поверхность.
После краткого начального периода течение нефти к стволу скважины замедляется, и появляется необходимость устанавливать на забое насос. Наконец, когда бльшая часть газа выделилась из нефти по всей залежи, давление падает до такой степени, что исчезают силы, вынуждающие нефть двигаться к скважине. При этом в пласте может оставаться от 60 до 75% первоначальных запасов. Описанный процесс разработки называется технологией вытеснения растворенным газом.
Во многих залежах, как отмечалось выше, над нефтью имеется свободный газ. Этот газ, или газовая шапка, является важным источником энергии. По мере того как давление в залежи падает, газ заполняет пространство, освободившееся после извлечения нефти (такое режим называется газонапорным или режимом расширения газовой шапки).
Когда давление в залежи становится очень низким, часто возможно восстановить добычу путем закачки в пласт воды; этот процесс известен как заводнение. Вода закачивается в скважины, расположенные недалеко от продуктивных скважин, и проталкивает нефть к последним.
Большие объемы воды располагаются иногда и в продуктивном пласте под залежью или по ее краям (подошвенные и краевые воды соответственно). В таком случае эти воды будут двигаться в направлении продуктивной скважины, где давление понижено, обеспечивая тем самым естественное вытеснение нефти водой (водонапорный режим).
Другой важный режим добычи нефти известен как гравитационный. Такой режим чаще всего возникает в круто падающих пластах с очень высокой проницаемостью при низкой вязкости нефти.
Таким образом, возможны четыре режима нефтеотдачи залежи. Режим растворенного газа очень неэффективен, так как в этом случае извлекается лишь около трети первоначальных запасов. Режимы вытеснения водой (водонапорный), расширения газовой шапки и гравитационного дренирования могут обеспечить добычу в две трети и более от первичных запасов.
На Локосовском месторождении по материалам термометрии скважин, проводившейся одновременно с потокометрией, устанавливается, что движение жидкости может происходить из интервалов, удаленных по разрезу на высоту до 4 м от крайних дыр перфорации. В основном это определяется степенью неоднородности пласта. Ограничение движения флюида по разрезу пласта обуславливается присутствием глинистых пропластков. Экранами являются в основном непроницаемые пропластки с толщиной более 1 м.
Результаты анализа потокометрии и термометрии далее были использованы для оценки степени вовлечения пластов в разработку. По каждой добывающей скважине рассмотрена послойная геолого-геофизическая характеристика разреза, определены перфорированные и вскрытые (работающие) нефтенасыщенные толщины.
Продуктивные пласты Локосовского месторождения достаточно полно включены в работу скважин. Коэффициент вовлечения в работу нефтенасыщенных толщин по разрезу скважин составляет 86.2 - 90.8 %.
| 
