2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

Накопленная добыча нефти на 01.07.09 составляет 40,7 тыс.т, жидкости - 56 тыс.т, нефтяного газа – 5,1 млн.м³.

Текущий КИН на 01.07.09 – 0,01.

Из полученных данных можно сделать следующие выводы:

- на месторождении Каракудук за период с 2007 по 01.07.2009 гг. основная добыча нефти (89%) и жидкости осуществлялась из I объекта.

- добыча жидкости и нефти в целом по месторождению за 2007-01.07.2009 гг. увеличилась и составила в первом полугодии 2009 г. 1020,8 тыс.т и 705,1 тыс.т, соответственно, в связи с увеличением количества действующих добывающих скважин;

- в период с 2007 по 01.07.2009 гг. в целом по месторождению среднесуточные дебиты одной скважины по нефти составляли 31-40 т/сут, по жидкости - на уровне 45 т/сут;

- средняя обводнённость нефти месторождения за 2007-01.07.2009 гг. увеличилась с 12,4% до 30,9%;

- из эксплуатационного бурения вели: в 2007 г. - 27, в 2008 г. - 48 и за первое полугодие 2009 г. - 19 добывающих скважин;

- закачка воды на дату анализа осуществлялась во все объекты разработки;

- текущий КИН в целом по месторождению по состоянию на 01.07.09 составил 0,15;

- наибольший КИН отмечается в I объекте (0,19), наименьший - в IV объекте разработки (0,01).

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проведены, исходя из опыта реализации запроектированной на месторождении системы разработки, оценки эффективности применяемой на месторождении технологии поддержания пластового давления, а также возможности применения новых методов повышения нефтеотдачи в зависимости от геолого-физических условий каждого из объектов разработки.

Вариант разработки всего месторождения на естественном режиме не рассматривался, так как часть месторождения эксплуатируется при закачке воды и установлено, что естественный режим обеспечивает низкую нефтеотдачу и является неконкурентноспособным по сравнению с вариантами заводнения. Поэтому дальнейшие исследования по выбору варианта были направлены на оптимизацию и выбор элементов базового варианта с применением заводнения, площадных систем размещения добывающих и нагнетательных скважин. [2]

Оценка критерия рациональности для объектов месторождения Каракудук при послойной неоднородности 0,667 и зональной 1 и соотношения подвижностей нефти и вытесняющего агента 1,265 позволяет остановиться на площадной 9-точечной схеме размещения скважин с соотношением добывающих и нагнетательных 3 к 1.

В дальнейшем выбранная схема размещения скважин исследовалась в диапазоне плотностей сеток 16 и 32 га/скв, которая является наиболее приемлемой сеткой скважин.

Таблица 2.4-Сводная таблица рациональных схем площадного заводнения

Величина критерия рациональности, Θ	Соотношение скважин в элементе, m	Система размещения скважин
13,68	1	5- точечная
10,32	2	7- точечная
9,98	3	9- точечная

Из возможных систем внутриконтурного заводнения рассмотрены: размещение скважин по девятиточечной площадной схеме с плотностью сетки 16 га и 32 га на скважину.

Для закачки предлагается использовать воды альб-сеноманского комплекса, для чего на месторождении пробурено 6 водозаборных скважин (в дальнейшем с увеличением их количества), а также попутных вод, извлекаемых вместе с добываемой нефтью, что успешно применяется на месторождении.

В качестве базовой сетки при составлении «Технологической схемы разработки…» была принята равномерная квадратная сетка размещения скважин, являющаяся мобильной при разработке многопластовых нефтяных месторождений с несколькими эксплуатационными объектами, данная сетка скважин применяется на месторождении и имеет ряд преимуществ относительно треугольной. При обосновании плотности сетки скважин были рассмотрены сетки со значениями 16 и 32 га/скв. Результаты гидродинамических и экономических расчетов показали, что лучшие технологические показатели разработки месторождения достигаются при сетке скважин 32 га/скв.

Таким образом, предусматривается дальнейшее разбуривание месторождения Каракудук по квадратной сетке плотностью добывающих скважин 32 га/скв с применением заводнения по обращенной 9-точечной схеме. С темпом разбуривания месторождения на уровне 16 скважин в год. Количество скважин для бурения 134 ед, в том числе 103 добывающие и 31 нагнетательных скважин. На залежи I объекта необходимо пробурить 60 добывающих и 18 нагнетательных скважин, на II объект – 19 добывающих и 6 нагнетательных скважин, III объект – 11 добывающих и 4 нагнетательные скважины, на IV объект – 13 добывающих и 3 нагнетательные скважины.

Изначально к внедрению было предложено 5 вариантов разработки месторождения. В первоначальном проекте разработки при рассмотрении методов повышения нефтеотдачи месторождения 1 вариант рассмотрен как базовый [1].

Вариант 1.1. Идентичен 1 варианту, однако отличается определенной степенью риска по темпу осуществления технических мероприятий, с более высоким темпом бурения на уровне 26-29 скважин в год.

Вариант 2. По каждому объекту разработки запроектирована равномерно рассредоточенная площадная закачка воды по 9-точечной обращенной сетки, с плотностью сетки 16 га/скв, расстояние между скважинами 400 м. Соотношение скважин в элементе (добывающая/нагнетательная) 3 к 1. Общее количество скважин предлагаемое для бурения: 334, в том числе 261 скважина добывающая и 73 нагнетательных. I объект – 222 скважины, в том числе 174 добывающих и 48 нагнетательных; II объект – 42 скважины, из них 33 добывающие, 9 нагнетательные; III объект – 39 скважин: 30 добывающих и 9 нагнетательных; IV объект – 31 скважина: 24 добывающие, 7 нагнетательных скважин. Так же предлагается к бурению 2 горизонтальные скважины №№ 130, 139 на I объекте разработки.

Вариант 3. Предусматривает закачку неионогенного раствора ПАВ с концентрацией раствора 0,1% НПАВ, а именно Неонол АФ-12 на I объекте разработки месторождения. Большим преимуществом заводнения с применением раствора НПАВ является простота технологии и техники применения раствора и небольшие дополнительные капитальные вложения в обустройство. Неионогенные поверхностно-активные вещества малочувствительны к солям, применимы в большом диапазоне температур.

Метод основан на способности водных растворов НПАВ существенно снижать межфазное поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода, изменять смачиваемость в системе нефть-вода-порода и свойства адсорбционных слоев, образующихся на границе раздела вода-нефть и нефть-поверхность породы. Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела является одной из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами НПАВ. Они также способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде, способствуют сокращению расхода воды и улучшают ее моющие свойства.