Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Введение

Пробная эксплуатация Угутского месторождения начата в 1988 г. Промышленная нефтеносность установлена в юрских отложениях - пласты ЮС1 (ЮС11, ЮС12, ЮС13) и ЮС2. Недропользователем является ОАО "НК "Роснефть" лицензия выдана администрацией Ханты-Мансийского автономного округа, с целевым назначением и видами работ - добыча нефти и газа в пределах Угутского лицензионного участка 17 ноября 2006 г. на срок до 23.03.2024 г Министерством природных ресурсов РФ.

По мере изучения месторождения и ввода залежей в разработку проводилась оценка запасов нефти. В 2007 г. ООО «РН-УфаНИПИнефть» выполнен пересчет балансовых запасов нефти и газа и Технико-Экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Угутского месторождения [8].

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины коэффициента извлечения нефти (КИН) по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины КИН по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

На 01.01.2011 г. пробурено 393 скважины, в том числе 50 разведочных, 9 наблюдательных, 13 водозаборных и 321 скважина эксплуатационного бурения, выполнены сейсморазведочные работы - 3Д, исследован керн в 55 скважинах, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти, выполнен большой объем гидродинамических исследований.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1    Характеристика района работ

В географическом отношении Угутская площадь находится в южной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к юго-востоку от г. Сургута и в 130 км на юго-запад от города Нижневартовска. Ближайшим населенным пунктом, который находится в пределах площади, является поселок Угут [8].

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями нефти являются Мамонтовское, Покамасовское и Новопокурское (рисунок 1.1).

Месторождение находится в непосредственной близости от действующего нефтепровода Нижневартовск - Омск.

В орографическом отношении площадь представляет собой озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки рельефа которой колеблются в пределах от 44 на западе до 79,3 м на юге.

Значительная площадь территории представляет собой очень сильно заболоченную равнину. Преобладают торфяные, олиготрофные (верховые), грядово-мочажинные и сфагновые болота.

Гидрогеографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Юган и наиболее крупными правыми ее притоками Малый Юган и Негусъях. Полноводными реки бывают только в весенний период, в это время они являются судоходными.

На территории района работ имеется большое количество озер. Наиболее крупными из них являются: Мохтиклор, Утойлор, Иеримпамынгтох.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Число дней с осадками около 190 в году. Среднегодовое количество осадков 550 мм, из них около 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Средняя температура в январе месяце минус 21,5 0С, а средняя температура июля плюс 16,5 0С. Безморозный период продолжается в среднем 95 дней. Продолжительность устойчивых морозов, в среднем, 180 дней, из которых 100 дней составляет период с температурой воздуха ниже минус 15 0С и около 35 дней с температурой ниже минус 20 0С.

Снежный покров лежит 190 дней и, в среднем, составляет 0,6 м. В низинах рельефа толщина среднего покрова достигает 1,5 м; глубина промерзания грунтов от 1,0 до 1,5 м.

1.2    История освоения района

Открытию многочисленных месторождений в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года эти исследования носили чисто описательный характер.

Начиная с 1947 года, в течение почти трёх десятилетий на рассматриваемой территории ведутся геолого-геоморфологические, аэромагнитные и гравиметрические съёмки, сейсмические исследования и буровые работы [8].

В период с 1947 года по 1957 год геолого-геофизические исследования носили региональный характер.

Планомерные геолого-геофизические исследования на участке работ проводятся с 1949 года.

Летом 1957 года район работ был охвачен гравиметрической съёмкой масштаба 1:1000 000, проводившейся аэрогравиметрической партией № 63/57. На карте изоаномал, построенной в результате этих работ, в южной части Сургутской зоны положительных значений изоаномал отмечен Угутский минимум силы тяжести (относительный), оконтуриваемый одной изоаномалой.

В 1958 году в районах Сургутского Приобья сейсмические исследования проводили сейсмические партии № 22/58, № 47/58. В результате этих работ, в районе п. Угут, выявлено Угутское поднятие (Угутский вал, структура II порядка).

Угутская локальная структура выявлена в результате работ МОВ, проводимых в 1961 году сейсмопартией № 3/60-61, а в 1965 году было начато поисковое бурение. Первые две пробуренные скважины не дали положительных результатов, что несколько задержало поиски залежей. Только в 1985 году было открыто Угутское месторождение бурением поисковой скважина 3, пробуренной до глубины 3487 м и установившей продуктивность отложений тюменской и васюганской свит. Запасы нефти выявлены в горизонтах ЮС1 и ЮС2.

При испытании в этой скважине пласта ЮС11, в интервале 2840-2850, был получен приток нефти дебитом 4,5 м3/сут на динамическом уровне 822м. Из интервала 2870-2884 м (пласт ЮС13) получен приток воды дебитом 4,8 м3/сут на динамическом уровне 1150м.

В 1990 году был собран значительный объём информации и подсчитаны запасы нефти, растворенного газа Угутского месторождения. В 1991 году эти запасы были утверждены в ГКЗ. С 1988 года Угутское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию, которая осуществлялась силами ОАО “Юганскнефтегаз”.

В ходе разведки Угутского месторождения на западе (между Угутской и Западно-Угутской структурами) было открыто Средне-Угутское месторождение. Это открытие было сделано в 1987 году в результате бурения скважины 11р, в настоящий момент данная скважина при разграничении месторождений на ЛУ была включена в ЛУ Угутского месторождения.

В 2008 году с учетом новых пробуренных скважин и результатов сейсмических исследований 3Д был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа Угутского месторождения, запасы утверждены в ГКЗ РФ

1.3    Геологическая характеристика месторождения

Стратиграфия

Геологический разрез Угутского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, пород промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и отложений складчатого палеозойского фундамента (рисунок 1.2).

Доюрские образования

Доюрские образования на Угутском месторождении вскрыты скважиной 3 в интервалах глубин от 3214 до 3487 м и представлены базальтами темно-серого цвета с афировой структурой и миндалекаменной текстурой.

Палеозойские образования ни в одной из пробуренных скважин полностью не вскрыты, поэтому толщина их не установлена.

Мезозойская группа. Юрская система

В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего.

Осадки нижнего и среднего отделов объединяются в тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей.

В целом отложения Тюменской свиты можно разделить на три части: нижнюю - существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю - песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.

На Угутском месторождении отложения Тюменской свиты вскрыты почти всеми скважинами (кроме скважины 1) на глубинах от 2885 до 3032 м.

В низах свиты в пределах Угутской зоны месторождения по сейсмическим данным ожидается развитие базальной толщи, представляющей интерес в нефтегазоносном отношении.

К верхней части свиты приурочивается нефтеносный песчаный пласт ЮC2. Вскрытая толщина изменяется от 42 до 298 м соответственно.

Васюганская свита. Свита четко делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) части.

Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами, иногда буроватыми, слюдистыми, местами алевритистыми, известковистыми до переходящих в известняк (скважина 41), участками окремненными.

Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками. Аргиллиты и алевролиты имеют подчиненное значение. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые на глинистом цементе, иногда известковистые.

Алевролиты темно-серые, слюдистые, плотные. Аргиллиты темно-серые, черные, слюдистые.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен горизонт ЮC1, который на изучаемой площади включает в себя три подсчетных объекта (ЮC11, ЮC12, ЮC13). Все эти пласты были опробованы испытаниями.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита). Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие в известняк (скважина 41). Известняк серого цвета, трещиноватый, слабокавернозный. Толщина свиты редко превышает 4 м, иногда сокращается до 1 метра.

Баженовская свита завершает разрез юрской системы. Свита сложена аргиллитами черно-бурыми, битуминозными, от тонколистоватых до массивных, содержащими прослои известняков (скважина 41) и сидеритов. К баженовской свите приурочен пласт ЮC0.

Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Угутского месторождения

Тектоника.

Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» (под редакцией В.И. Шпильмана, 1998 г.) изучаемая площадь расположена на северо-востоке Юганской мегавпадины (структура I порядка крупная) и приурочена к Угутскому куполу (структура III порядка), осложняющему Угутский вал (структура II порядка, рисунок 1.3). Угутский вал расположен и ограничен на северо-востоке Южно-Покамасовской седловиной и Унтыгейской седловиной на северо-западе. На западе расположена Фаинская котловина, а на юге Кулунский прогиб.

По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Угутское месторождение приурочено к одноимённому куполовидному поднятию осложняющему Угутский малый вал. Западное крыло поднятия плавно переходит в моноклиналь, в пределах которой расположено Средне-Угутское месторождение с востока непосредственно контактирующее с Угутским.

Угутский купол по сейсмическому отражающему горизонту «Б» осложнен рядом мелких по размерам локальных положительных структур IV порядка. Наличие этих структур подтверждается результатами разведочного и эксплуатационного бурения.

На остальной площади Угутского купола в пределах лицензионного блока гипотетически намечаются положительные локальные структуры в районе скважин 37р и 23р.

Как уже говорилось, на площади Угутского месторождения были отработаны два куба сейсморазведки 3Д: северный и южный. По полученным материалам на обоих кубах фиксируются те же структурно-тектонические элементы, что и по материалам 2Д. Если по материалам ОГТ определены общие контуры локальных структурно-тектонических элементов осложняющих Угутский купол, то по интерпретации результатов сейсморазведки 3Д они детализируются, морфологически выглядят рельефнее.

Вверх по разрезу, по маркирующим горизонтам наблюдается выполаживание, затухание рельефности структурно-тектонических элементов Угутского купола, их «захоронение». И уже по сейсмическому отражающему горизонту «Г» слабо фиксируется обширное, расплывчатое малоамлитудное поднятие.

Таким образом, Угутское куполовидное поднятие и осложняющие его структурно-тектонические элементы по генезису типичные структуры облекания, унаследованные от рельефа поверхности доюрского основания.

1.4    Характеристика продуктивных пластов

Пласт ЮС2 представлен песчаниками серыми, буровато-серыми, мелкозернистыми, участками алевритовыми, по составу аркозовыми, близкими к полимиктовым. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная, редко с прерывисто-волнистой слоистостью за счет прослоев, обогащенных сидеритом и глинистым материалом. Слоистость подчеркивается ориентированным распределением слюды.

По результатам определения физических свойств коллектора пласта ЮС2 являются поровыми и принадлежат к V - VI классу по классификации А.А.Ханина и обладают низкими и очень низкими коллекторскими свойствами. Низкие значения фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) объясняются тонкозернистым составом пород-коллекторов и значительным их уплотнением, а также присутствием в цементе карбонатов.

Пласт ЮС2 охарактеризован керном по 14 скважинам. Коэффициент пористости (Кп) варьирует от 13,7% (скважина 205) до 19,3% (скважина 37р), в среднем по пласту составляет 15,4%. Проницаемость изменяется от 0,6.10-15 м2 (скважина 40р) до 5,7.10-15 м2 (скважина 37р), в среднем составляет 1,64.10-15 м2.

Пласт ЮС13 представлен чередованием средне-мелкозернистых и мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Непроницаемые породы представлены крупнозернистыми алевролитами с карбонатным цементом порового и базального типа и глинистыми разностями. Проницаемые породы представлены средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.

Песчаники серые, буровато-серые (за счет нефтенасыщения) средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритистый полимиктовый с глинистым цементом. Алевролиты, в основном, серые и буровато-серые, крупно-зернистые, с глинистым цементом, по составу аналогичны песчаникам, но отличаются более мелкой разностью и более плотной упаковкой обломочного материала. Структура пород алевро-псаммитовая, реже - псаммитовая. Текстура однородная и слабо выраженная микрослоистая, за счет одинаковой ориентировки части удлиненных обломков и чешуек слюды.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС13 изучены в 15 скважинах (9 скважин по нефтенасыщенной зоне и 6 скважин по водонасыщенной зоне). Тенденция увеличения коллекторских свойств с севера на юг. В целом по пласту среднее Кп равно 17,2%, коэффициент проницаемости (Кпр) равно 10,1.10-15 м2.

Пласт ЮС12 по литологическим особенностям отличается от ЮС13 незначительно. Отмечается лишь многообразие текстурных особенностей: встречаются тонкая, неравномерная, прерывисто-горизонтальная, косая и слабонаклонная типы слоистости.

Пористость в среднем по пласту равна 17,3%, а по нефтенасыщенной зоне 17,5%. Кпр по нефтенасыщенной зоне равен 22,4.10-15 м2.

Пласт ЮС11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники серые, буровато-серые средне и мелкозернистые (среднее 0,144 мм) алевритистые, полиминеральные с глинистым цементом, с примесью карбоната. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная. Степень сортировки обломочного материала хорошая (среднее 1,825); форма зерен в основном полуугловатая и полуокатанная.

1.5    Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения представлена по пластам ЮС11, ЮС12, ЮС13, и ЮС2. Исследования нефтей и газов выполнены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, лабораторией геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» и СибНИИНП. Нефти Угутского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (28 - 29 МПа) и температур (87 - 89 °С). В пластовых условиях нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется от 10,9 МПа (ЮС2) до 11,3 МПа (ЮС11). Свойства пластовой нефти представлены в таблице 1.1. Нефти пластов ЮС11 - ЮС2 относится к средним, плотности нефтей ступенчатой сепарации меняются от 855 кг/м3 (ЮС11) до 885 кг/м3 (ЮС2)]. В пластовых условиях нефти характеризуются как маловязкие, их вязкости меняются от 1,07 мПа·с (ЮС11) до 2,10 мПа·с (ЮС2) (таблица 1.2).

По данным исследований поверхностных проб нефти Угутского месторождения характеризуются как малосмолистые - содержание смол силикагелевых от 6,31 % (ЮС11) до 8,16 % (ЮС12), сернистые - содержание серы от 1,46 % (ЮС2) до 1,81 % (ЮС13), парафинистые - содержание парафинов от 2,06 % (ЮС11) до 3,42 % (ЮС2). Шифр технологической индексации нефтей - IIТ1П2. Содержание метана в нефтяном газе при ступенчатой сепарации изменяется от 61,3 % (ЮС13) до 76,8 % (ЮС2); молекулярная масса нефтяного газа - от 22,0 г/моль (ЮС2) до 26,5 г/моль (ЮС13); плотность - от 0,91 кг/м3 (ЮС2) до 1,10 кг/м3 (ЮС13). По углеводородному составу нефть всех пластов относится к смешанному типу. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный.

Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Угутского месторождения

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Угутского месторождения

2       ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Действующим в настоящее время технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Угутского месторождения» выполненное в 2011 году и утвержденное ЦКР Роснедра (протокол №5302 от 26.12.2011 г). Ниже приводится постановляющая часть протокол.

В принятой работе в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки Угутского месторождения» по авторскому варианту следующие основные положения и технологические показатели:

выделение объектов разработки ЮС11, ЮС12+3, ЮС1 и ЮС2;

система разработки девятиточечная, плотность сетки - 25 га/скв.;

-       - фонд скважин: всего - 931, в том числе добывающих - 679, нагнетательных - 252;

-       фонд скважин для бурения - 621 (из них 35 резервных), в том числе 468 добывающих (из них 5 горизонтальных), 153 нагнетательных;

-       проектные уровни:

o добыча нефти - 2804 тыс. т/год - в 2020 г.;

o   добыча жидкости - 9699 тыс. т/год - в 2024 г.;

o   добыча растворенного газа - 167,6 млн. м3/год в 2020 г.;

o   закачка воды - 12161 м3/год - в 2024 г.

o   КИН по категории ВС1 - 0,342, по категории С2 - 0,309;

o полное использование растворенного газа.

запасы газ нефть скважина

2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

На Угутском месторождении промышленная нефтеносность установлена в пластах юрских отложениях - ЮС11, ЮС12, ЮС13 и ЮС2. Геологические запасы в целом по месторождению составляют 209884 тыс. т., извлекаемые - 70552 тыс.т, рисунок 2.1. Основная часть запасов промышленных категорий В+С1 сосредоточена в пласте ЮС11 - 60382 тыс. т (35.4%) геологических и 22401 тыс.т (40.3%) извлекаемых и пласте ЮС13 - 63570 тыс.т (37,2%) геологических и 21232 тыс. т (36%) извлекаемых. Доля геологических. запасов категории С2 от общих по месторождению составляет 39090 (18,6 %), извлекаемых - 12069 тыс.т (17,1%). Большая часть геологических запасов категории С2 приурочена к пласту ЮС13 - 18499 (47,3%) и пласту ЮС2 - 14509 тыс.т. (37%).

а) геологические                                      б) извлекаемые

Рисунок 2.1 - Распределение геологических и извлекаемых запасов нефти Угутского месторождения по пластам

По состоянию на 01.01.2011 г. на Угутском месторождении пробурено 393 скважин, в том числе:

в северо-западной части 383 скважины (218 добывающих, 94 нагнетательных, 9 наблюдательных, 50 поисково-разведочных и 12 водозаборных скважин),

в юго-восточной части - пять добывающих скважин (в том числе три горизонтальных), четыре нагнетательных и одна водозаборная скважина.

Месторождение до 2003 г. находилось в стадии растущей добычи нефти, дальнейший период разработки характеризуется периодом падения добычи нефти, рисунок 2.2.

Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки Угутского месторождения

Выработка запасов нефти на месторождении осуществляется с проведением геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи и улучшение показателей использования и эксплуатации скважин.

С начала разработки месторождения в эксплуатационном добывающем и нагнетательном фонде перебывали 330 скважин, из них 328 - в добывающем, т.е. практически все нагнетательные скважины были в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 52,3 тыс. т., на одну скважину добывающего фонда - 81,9 тыс.т. Больше среднего значения по пласту отобрали нефти 116 скважин (35,5 % скважин), рисунок 2.3. Более 80 тыс.т. на скважину отобрали 75 добывающих скважин (23% скважин перебывавших в добыче) работающие раздельно на пласт ЮС1 в северной части участка и совместно работающие скважины с ГРП в северо-восточной части участка. Суммарный отбор нефти по этой группе скважин составляет более 60% накопленной добычи нефти по пласту. Более половины скважин (50,3 %) перебывавших в эксплуатации отобрали менее 30 тыс. т. на одну скважину: половина из них (51,4%) нагнетательные скважины после отработки на нефть. Средняя накопленная закачка воды на одну скважину составляет 498,4 тыс.м3. Высокие значения суммарной закачки (более 800 м3/сут) отмечаются по скважинам расположенным в высокопродуктивной зоне на севере разбуренного участка, рисунок 2.4.

Рисунок 2.3 - Распределение скважин по накопленному отбору нефти

Рисунок 2.4 - Распределение скважин по накопленной закачке воды

По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд месторождения составляет 276 скважины, в том числе 163 добывающих и 113 нагнетательных скважин. Действующий фонд составляет 136 добывающих скважин и 90 нагнетательных скважин, соответственно 27 и 23 скважины составляют бездействующий фонд.

Действующий добывающий фонд характеризуется среднесуточным дебитом нефти и жидкости, соответственно 10,7 и 81,5 т/сут. С высокими значениями среднесуточного дебита жидкости (от 100 до 400 м3/сут) работают скважины высокопродуктивной северо-восточной зоны и горизонтальные скважины, рисунок 2.5. Почти половина действующего фонда 53 скважин (40%) работают с дебитами до 40 м3/сут, относятся они к низкопродуктивной западной части (зона совместного залегания пластов). Основная часть действующих скважин (60% фонда) характеризуется дебитами нефти менее 10 т/сут, рисунок 2.6 Доля суточной добычи малодебитных скважин составляет 71,4% от общей суточной добычи (2224,4 т/сут). 37% фонда скважин имеют дебит от 10 до 40 т/сут, на них приходится более 28 % суммарной суточной добычи нефти. Доля высокодебитных скважин (свыше 40 т/сут) составляет 4 % (пять скважин).

Рисунок 2.5 - Распределение действующих скважин по дебиту жидкости

Рисунок 2.6 - Распределение действующих скважин по дебиту нефти

При средней обводненности продукции скважин 86,8%, треть скважин действующего фонда скважин (25,5%) характеризуются обводненностью менее 50%. Высокообводненный фонд (более 90%) составляют 47 скважин или 37 %, рисунок 2.7. Низкообводненные скважины (до 20 %) обеспечивают 31,0 % от общей суточной добычи нефти. Средний дебит по нефти и жидкости составляет 22,9 и 25,2 т/сут соответственно. Почти 35 % суммарной суточной добычи нефти приходится на скважины, обводненность, которых изменяется от 0 до 40 %, средний дебит по нефти таких скважин составляет 30,7 т/сут. На долю высокообводненного фонда скважин приходится 25 % суточной добычи.

Рисунок 2.7 - Распределение действующих скважин по обводненности продукции

Как видно из анализа, в структуре действующего фонда скважин есть две выраженные группы скважин: низкообводненные, с небольшим дебитом жидкости и высокобводненные с большим дебитом жидкости. Первая группа скважин вносит весомый вклад в общую добычу нефти и именно на нее должны быть направлены основные усилия при работе с фондом и снижению обводненности.

2.3 Контроль за разработкой месторождения

Основной задачей контроля за разработкой Угутского месторождения является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи, оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию, оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.

Основные способы получения информации при контроле - это измерение дебита и обводненности продукции скважин на поверхности, замер пластовых и забойных давлений, исследование профилей притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин.

Виды, объемы и периодичность исследований необходимые для контроля разработки Угутского нефтяного месторождения рекомендуются в соответствии с регламентирующими документами «Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений». Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Имеющиеся 12 контрольных скважин северо-западной части равномерно распределены по площади. На не разбуренной юго-восточной части залежи для контроля за процессом разработки месторождения необходимо дополнительное бурение контрольных скважин (5 % от общего фонда скважин).