История проектирования, основные проектные решения

Барсуковское месторождение находится в разработке с 1987 года. На основании «Проекта пробной эксплуатации», составленного СибНИИНП в 1984 году месторождение предполагалось ввести в 1984 году. Проект составлен на неутвержденные запасы пластов БС11-2, БС12. В 1985 году УкрГипроНИИнефть была составлена технологическая схема разработки Барсуковского месторождения на оперативные запасы Главтюменгеологии и утвержденные в ГКЗ СССР. Технологическая схема составлена на пласты БС11-2, БС12+13.

УкрГипроНИИнефть в 1986 году была составлена дополнительная записка к «Технологической схеме Барсуковского месторождения, уточнены показатели по пластам БС11-2, БС12+13.

В 1986 году с целью уточнения технико-экономических и геологических показателей в связи с изменениями запасов нефти и газа, полученных по результатам буровых работ и испытаниям разведочных скважин, составлена дополнительная записка к технологической схеме, утверждённая тех.советом Главтюменнефтегаза со следующими основными положениями и геологическими показателями:

предусмотрено выделение 7 основных объектов разработки в 10 нефтеносных пластах: ПК19, АС10, БС8-3, БС10-1, БС11-2, БС12+13, БС10-1+Б12-0+БС14 и 2 возвратных объекта - БС10, БС10-1 (район скв.121) после обработки нижележащих;

применение блоковой трёхрядной системы размещения скважин по сетке 500*500 м;

давление нагнетания - 18 Мпа;

способ эксплуатации фонтанный и механизированный (ЭЦН, ШГН).

Балансовые запасы нефти составили: категории С1 - 68404 тыс.т, С2 - 45997 тыс.т, С1+С2 - 114401 тыс.т.

Извлекаемые запасы составили: С1 - 26341 тыс.т, С2 - 17365 тыс.т, С1+С2 - 43706 тыс.т.

Проектные уровни по месторождению:

· добыча нефти - 2,5 млн.т;

· добыча жидкости - 5,7 млн.т;

· закачка воды - 7,7 млн.т.

Добывающий фонд составил 540 скважин, нагнетательный - 216, резервный - 230, всего - 986 скважин.

Утвержденные в 1988 году в ГКЗ СССР запасы существенно расходятся с принятыми при проектировании, в основном по пласту ПК19-20.

Так запасы нефти по ПК19-20, числящиеся на балансе Мингеологии принятые при проектировании, составляли по категории С1 - 22066 тыс.т, С2 - 14179 тыс.т, С1+С2 - 36245 тыс.т.

Согласно утвержденным в ГКЗ СССР балансовые запасы нефти по ПК19-20 представлены категорией С1 - 156975 тыс.т, извлекаемые запасы - 58036 тыс.т.

На основании этого в 1989 году составлена дополнительная записка к технологической схеме, утверждена бюро ЦКР МНП от 01.11.89 года, в которой приняты следующие показатели по объекту ПК19-20:

- текущие уровни добычи нефти по пласту ПК19-20 установлены согласно варианта 1: 1989 г. - 311 тыс.т, 1990 г. - 682 тыс.т, 1991 г. - 1128 тыс.т;

· проектный фонд скважин 1043, из них 733 добывающих, 251 нагнетательных и 59 резервных;

· применение блоковой трехрядной системы размещения скважин с развитием избирательного заводнения. Сетка скважин 250*250 м;

· разбуривание всех объектов разработки производить одновременно с опережающим бурением в кустах скважин нижележащих объектов.

В целом по месторождению проектные уровни следующие:

· добыча нефти - 6 млн.т;

· добыча жидкости - 31,7 млн.т;

· закачка воды - 36,1 млн.т;

· общий фонд скважин - 1533,

в т. ч. добывающих - 1003,

нагнетательных - 358,

резервных - 172.

За период, прошедший после составления проектных документов в порядке проведения авторских надзоров и в оперативном порядке, проведены следующие основные уточнения проектных решений:

· для выработки запасов нефти пласта БС10-1 решено пробурить 14 дополнительных скважин по сетке, принятой в технологической схеме. Систему заводнения решено уточнить после окончательного разбуривания.

В связи со значительным сокращением площади нефтеносности на севере пласта БС11-2 и уменьшением нефтенасыщенных толщин по пласту БС12, решено воздержаться от бурения 5 скважин на пласт БС11-2 и 17 скважин напласт БС12 (кусты 21 и 22) (протокол тех.совета «Пурнефтегаз» от 01.10.88 г.), а с целью увеличения проектных уровней добычи нефти по пластам БС11-2 и БС12, решено уплотнить сетку скважин в более продуктивных зонах. На пласт БС11-2 предусмотрено пробурить 6 скважин, на пласт БС12 - 15 скважин (протокол тех.совета от 20.04.88);

- бурение скважин на объект БС8-3 - БС14 с возвратом на объект ПК19-20 решать после бурения первых (1 - 3) скважин. При нецелесообразности бурения скважин на объект БС8-3 - БС14 бурить на объект ПК19-20 (протокол ГТС «Пурнефтегаз» от 25.06.99).