![]() КАТЕГОРИИ:
АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Характеристика системы разработки (режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин, карта разработки).
За весь период разработки месторождения было выполнено более 20 технологических документов. В них совершенствовалась технология разработки эксплуатационных объектов, анализировалось состояние разработки, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы и значения прогнозной нефтеотдачи. Впервые проект разработки пласта СI была составлена институтом «Гипровостокнефть» в 1955 г. Залежь угленосного горизонта была разбита на четыре купола, разделенных пережимами: Сергиевский, Студено-Ключевской, Радаевский и Западно-Радаевский (Малиновский). Проектом предусматривалось расположить скважины на залежи рядами с плотностью сетки 350х400 м. Пласт СI Сергиевского купола рекомендовалось разрабатывать двумя кольцевыми рядами. В сводовой части дополнительно были размещены 6 скважин. Всего на куполе была размещена 41 добывающая скважина. На 1 скважину приходилось 233 тыс. т извлекаемых запасов и 27 га площади. На Студено-Ключевском куполе 38 эксплуатационных скважин размещались тремя линейными рядами. На I скважину приходилось 174 тыс. т извлекаемых запасов нефти и 26,5 га площади нефтеносности. На Радаевском куполе предусматривалось пробурить 42 скважины. На 1 эксплуатационную скважину приходилось 135 тыс. т нефти извлекаемых запасов и 22,3 га площади. Малиновский купол, который тогда назывался Западно-Радаевским, был плохо разведан, и его извлекаемые запасы ориентировочно составляли всего 1,5 млн. т. На этом участке предполагалось разместить 16 скважин. На 1 скважину приходилось 97 тыс. т извлекаемых запасов и 42,5 га площади нефтеносности. В целом залежь пласта СI планировалось эксплуатировать 137 скважинами. Так как законтурная зона пласта в то время была плохо изучена, то рекомендовалось внедрить на месторождении законтурное заводнение залежи. Количество нагнетательных скважин составляло 25 единиц. Расстояние между нагнетательными скважинами было принято равным 1250-1300 м, а в приконтурной зоне они размещались на расстоянии 400-500 м и от контура нефтеносности. Пласт девона ДI и В1 турнейского яруса в то время были недостаточно разведаны, поэтому в техсхеме не рассматривались. Разбуривание залежи в дальнейшем проводилось в полном соответствии с технологической схемой разработки. На основании анализа разработки пласта СI, выполненного в 1959 г. , были внесены некоторые коррективы в систему размещения скважин. В 1967 г. институтом «Гипровостокнефть» был составлен проект разработки основных продуктивных пластов Радаевского месторождения – пластов СI, СII, СIII и В1. По девону были даны рекомендации по разведке. Проект разработки утвержден ЦКР 25.03.1968 г. К моменту составления проекта разработки весь ранее намеченный фонд скважин по пласту СI был пробурен полностью, за исключением скважин Малиновского купола. В процессе разработки было установлено, что пласт СI, имеет активный упруго-водонапорный режим и может быть разработан без поддержания пластового давления. К этому времени были пробурены 2 нагнетательные скважины: №312 и №313. В первый основной эксплуатационный объект были выделены пласты СI, СII, СIII, на долю которых приходилось 65% всех балансовых запасов нефти месторождения. Проектом разработки пласт СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах рекомендовалось разрабатывать существующим фондом эксплуатационных скважин без поддержания пластового давления. Проектный максимальный уровень добычи нефти – 1 млн. т до 1970 г. должен быть достигнут за счет форсированного отбора жидкости. Этот уровень добычи нефти должен был сохраняться до 1976 г. По некоторым скважинам были даны рекомендации о дострелах невскрытой эффективной нефтенасыщенной части пласта. Для залежи нефти пласта В1 данная работа является технологической схемой Пласт предлагалось разрабатывать самостоятельной сеткой скважин плотностью 600х600 м. Запроектировано 35 добывающих, 16 нагнетательных и 11 резервных скважин. В 1992 г. предприятием «Нефтеотдача» выполнена технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта СI Радаевского месторождения с применением метода комплексного воздействия на пласт химреагентами по Сергиевскому и Студено-Ключевскому куполам. Начало процесса внедрения полимерного заводнения планировалось: на Радаевском куполе – с 1992 г., на Сергиевском – с 1994 г., на Студено-Ключевском – с 1995 г. Последней проектной работой на Радаевское месторождение является «Авторский надзор», выполненный институтом «Гипровостокнефть» в 1996 г. , в которой были даны рекомендации по совершенствованию системы разработки эксплуатационных объектов. К внедрению был рекомендован 4-й вариант разработки (протокол ЦКР №2525 от 19.01.2000 г.). На I объекте (залежь пласта СI Радаевского, Сергиевского и Студено-Ключевского куполов) блоковая система разрезающих нагнетательных рядов дополнена очаговыми нагнетательными скважинами. За счет изменения направления фильтрационных потоков жидкости к моменту составления авторского надзора на объекте дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти. Внедрение полимерного воздействия, предусмотренное на 1-м объекте работами на 1992-1995 г.г. в авторском надзоре смещено на 1997 – 1998 г.г. Кроме того, предложено продолжить осуществление метода изменения направления фильтрационных потоков жидкости с кратковременными циклами воздействия.
|