2. Пласты б2 бобриковского горизонта и тi турнейского яруса

Залежь нефти пласта Т_I была введена в пробную эксплуатацию пуском 19 июня 1954г. фонтанной скважины 112 с дебитом 24,6 т/сут. безводной нефти. Новые скважины в основном вступали в эксплуатацию глубинно-насосным способом.

Фонтанный период работы непродолжительный и, как правило, не превышал 8-18 месяцев (скв.135, 112). Исключение составили скв. 131 и 110, продолжительность фонтанирования которых соответственно равнялась 2,3 и 5 годами. Максимальные дебиты были приурочены к Сидоровскому куполу и юго-восточному участку Ивановского купола и составляли от 4 до 30-37 т/сут.

Пуском 20 сентября 1958 г. фонтанной скважины 133 с дебитом 25 т/сут. безводной нефти, началась пробная эксплуатация пласта Б₂. При этом наблюдалось быстрое падение пластового давления в зонах пласта Б₂ дренируемых добывающими скважинами. Наиболее резкое снижение пластового давления наблюдалось в первые 6 месяцев эксплуатации, а затем кривая падения давления выполаживалась.

Первый проектный документ по пласту Т_I – «Технологическая схема разработки» - был составлен Оренбургской комплексной лабораторией ВНИГНИ в 1961 г. (3). В нем дан краткий анализ периода пробной эксплуатации пласта Т₁, предложена система разработки и рассчитан перспективный план добычи нефти. Разработку пласта Т_I планировалось вести путем разрезания залежи на блоки рядами нагнетательных скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами в ряду - 400м, а до первого добывающего ряда -500м. Нагнетательные ряды размещались через 3 ряда добывающих скважин. Сетка эксплуатационных скважин планировалась 500м х 500м.

В итоге на пласт Т_I запроектировали 92 добывающих и 39 нагнетательных скважин, а всего 131 скважину. По куполам: Ивановский - 64 добывающих и 29 нагнетательных (всего -93 скважины), Сидоровский - 28 добывающих и 10 нагнетательных ( всего 38 скважин).

Перспективным планом (3) предусматривалось закончить разбуривание залежи в 1966г. По мере ввода новых скважин, планировался рост годовой добычи нефти, максимальный уровень которой -365 тыс. т. приходится на 1966 г. Этот объем добычи нефти планировалось удержать в течение 4 лет и только с 1969 г. ожидалось начало падения добычи, когда текущая обводненность добываемой продукции достигнет 37,9%. Для обеспечения таких отборов жидкости планировалось закачивать в пласт 2000-2150м³/сут. воды, исходя из достижения 100 % компенсации текущих отборов.

По пласту Б₂ в работе (3) не давалась проектная сетка скважин, и не рассчитывался перспективный план. Предлагалось продолжить пробную эксплуатацию пласта с целью уточнения его гидродинамических характеристик. В ходе разбуривания проектного фонда пласта Т_I ожидалось уточнение геологического строения пласта Б₂, что особенно важно в условиях его прерывистости и неоднородности.

В ходе реализации «Технологической схемы» (3) в период с 1962 г. по 1964 г. на пласт Т_I было пробурено 32 скважины проектного фонда: 25 добывающих и 8 нагнетательных, использовавшихся в качестве добывающих. В итоге в 1964 г. действующий добывающий фонд составил 47 скважин, а годовая добыча нефти достигла 187,4 тыс. т.

Такое использование нагнетательного фонда задержало внедрение системы заводнения на несколько лет. В итоге пластовое давление в течении этого срока снижалось значительными темпами. В целом по залежи давление к 1965 г. составляло 15,3 МПа, т.е. упало на 2,6 МПа от начального. Наблюдалось понижение динамических уровней в скважинах и повышение среднего газового фактора. К концу 1965 г. средний газовый фактор возрос до 61,2 м³/т с 28 м³/т - в период пробной эксплуатации. Только в конце 1965 г. под закачку были освоены и пущены 5 скважин: 433, 131, 429, 430, 136. Все они расположены на Сидоровском куполе. Закачка воды сразу же повлекла за собой увеличение средневзвешенного пластового давления на этом куполе. Наряду с приконтурным заводнением Сидоровского купола, в 1965 г. начали очаговое заводнение юго-восточного участка Ивановского купола через скв. 49. К концу года на закачку воды начали реагировать ближайшие добывающие скважины 54, 249, 46, 48, 110. Одновременно с увеличением дебитов происходил подъем динамических уровней в скважинах. В 1966 г. под закачку воды в пласт Т_I была освоена внутриконтурная скв.135 на Сидоровском куполе. Нагнетание воды в пласт происходило при устьевом давлении в нагнетательных скважинах 5,0-6,0 МПа.

Характерной особенностью этого периода можно считать выборочный характер разбуривания залежи нефти пласта Т_I: практически полностью пробурен проектный фонд Сидоровского купола и большая часть проектного фонда юго-восточной части Ивановского купола. Зато на остальной площади Ивановского купола пробурено лишь несколько проектных скважин. Большинство добывающих скважин центральной части пласта Т_I Ивановского купола переведены на него по различным причинам с нижележащего пласта Д_I. В итоге разработка пласта Т_I уже с самого начала велась очень неравномерно. К 1967 г. западная часть Ивановского купола не эксплуатировалась ни одной скважиной. На центральной части этого купола накопленная добыча нефти на 1. 01. 1967 г. составила 147 тыс. т. Годовой темп отбора нефти равнялся 0,89 % от НИЗ.

Добывающие скважины размещались на площади центрального участка довольно неравномерно. В то же время юго-восточная часть Ивановского купола дала 305 тыс. т нефти, что соответствовало годовому темпу отбора от НИЗ - 11,4 %.

Пласт Т_I на Сидоровском куполе по результатам бурения скважины 77 был разделен на два самостоятельных участка - юго-восточный и северо-западный.

В ходе пробной эксплуатации пласта Б₂ и бурения проектного фонда нижележащих горизонтов произошло уточнение геологического строения бобриковской залежи нефти. К началу 1967 г. выделялось 2 самостоятельных участка на Сидоровском куполе и 5 самостоятельных участков - на Ивановском куполе.

Основной причиной деления пласта Б₂ на самостоятельные участки было выявление многочисленных зон замещения эффективной части пласта. Поэтому говорить о формировании какой-либо самостоятельной системы разработки как для всего пласта Б₂, так и для его отдельных участков не представлялось возможным - слишком извилисты границы зон выклинивания и линии ВНК.

В 1966 г. пласт Б₂ эксплуатировался 15 добывающими скважинами, из которых 8 работали совместно на пласты Б₂ и Т_I. Процессом разработки были охвачены оба участка Сидоровского купола и два участка Ивановского купола. На 1. 01. 1967 г. из пласта Б₂ было добыто 579,5 тыс. т. нефти, обводненность в среднем по пласту достигла 13,6 % в поверхностных условиях. Наиболее характерной особенностью пробной эксплуатации пласта Б₂ было быстрое появление воды в продукции скважин и быстрый рост обводненности добываемой жидкости.

В работе (4), выполненной институтом «Гипровостокнефть» в 1967 г., предлагалось объединить пласты Б₂ и Т_I в один объект разработки путем перфорации скважин пласта Т_I в интервалах нефтенасыщенных толщин пласта Б₂. Специального проектного фонда на пласт Б₂ не предусматривалось.

В то же время по пласту Т_I предусматривалось бурение 31 добывающей и 9 нагнетательных скважин. Причем, только 2 добывающие скважины 531 и 533 проектировались на Сидоровском куполе и одна - 525 - на юго-восточном участке Ивановского купола, а весь остальной проектный фонд размещался на западном и центральном участках. По этим участкам предлагалось площадное размещение нагнетательного фонда, об эффективности которой в условиях пласта Т_I говорит опыт работы нагнетательной скважины 49 и на юго-восточном участке Ивановского купола. Разбуривание проектного фонда планировалось закончить в 1972 г.

Перспективный план добычи нефти был рассчитан по всему объекту в целом, т. е. по варианту совместной разработки пластов Б₂ и Т_I. По мере ввода проектного фонда, планировался постепенный рост годовой добычи нефти. Достижение максимального уровня - 363 тыс. т ожидалось в 1971 г. При этом обводненность добываемой продукции должна была составить 25,6 %. Дальнейший рост обводненности приводил к постепенному снижению добычи нефти (4). Объем закачки воды в продуктивные пласты объекта постепенно, по мере ввода новых нагнетательных скважин, доводился до 1800м³/сут. и оставался на этом уровне весь расчетный период. Планом предусматривался максимальный действующий добывающий фонд в 71 скважину, нагнетательный - в 20 скважин.

В ходе реализации проектного документа (4) до 1972г. не была освоена ни одна проектная добывающая или нагнетательная скважина. Некоторый рост добывающего фонда объекта с 48 скважин в 1967г. до 58 скважин в 1972г. произошел за счет выбытия скважин с пласта Д₁. Число нагнетательных скважин даже сократилось с 9 в 1967 г.до 7 скважин - в 1972 г.

В результате отмечавшаяся выше неравномерность выработки запасов по участкам пласта Т_I сохранилась. По-прежнему не разрабатывалась западая часть Ивановского купола, очень слабо вырабатывались хаотично расположенной сеткой добывающих скважин запасы пласта Т_I центральной части Ивановского купола. В то же время годовой темп отбора нефти из юго-восточной части Ивановского купола в 1971 г. составлял 5 %, юго-восточной части Сидоровского купола - 4,9 % и северо-западной части -13,3 % от НИЗ. Причем, на 1. 01. 1972 г. накопленная добыча нефти по последним трем участкам составила 96,5 %, 68 % и 219 % от начальных извлекаемых запасов, оперативно подсчитанных в работе (4).

По пласту Б₂ проектные рекомендации работы (4), которые заключались, главным образом, в достреле пласта Б₂ в турнейских добывающих скважинах в основном выполнены. В итоге разрабатывались запасы нефти пласта Б₂ на Сидоровском куполе и восточной части Ивановского купола. Западная часть этого купола не охвачена разработкой в связи с тем, что она в плане совпадает с неразбуренной частью пласта Т_I. Характерной особенностью разработки пласта Б₂ было довольно быстрое появление воды в продукции скважин с последующим ростом обводненности. Причем, наиболее высокая обводненность отмечалась в тех участках, где в пласт Б₂ велась закачка воды.

Невыполнение проектных рекомендаций по разбуриванию пласта Т_I вызвало и не- достижение проектных показателей по добыче нефти в целом по объекту. Лишь в 1967 г. фактическая добыча нефти превышала проектную, а затем наблюдалось постоянно увеличивающееся отставание. В 1971 г. разница составила 136 тыс. т. Одновременно с этим наблюдался опережающий рост фактической обводненности над проектной. При этом фактические средние дебиты по жидкости превышали плановые.

В итоге уже в 1972 г. в работе (5) институт «Гипровостокнефть» провел пересчет проектных показателей. К этому времени из пласта Т₁ было добыто 1837 тыс. т нефти, добыча нефти в 1971 г. составила 123,2 тыс. т при обводненности - 39,9 %. Фактические показатели по пласту Б₂ составляли соответственно 1156 тыс. т., 104,2 тыс. т и 52,4 %.

Вариант разработки пласта Т_I, предложенный в работе (5), предусматривал продолжение его совместной эксплуатации с пластом Б₂; бурение 8 добывающих и 2-х нагнетательных скважин на западной и центральной частях Ивановского купола; размещение проектного фонда в тех зонах пласта Т_I, где невозможен возврат скважин с пласта Д₁ ввиду того, что пласты не совпадают в плане; размещение нагнетательных скважин в качестве очаговых между добывающими. В тех зонах пласта Т_I, где возможен возврат скважин с пласта Д_I, бурение новых скважин не проектировалось. В целях усиления системы заводнения рекомендовалось, кроме того, освоить закачку воды в добывающую скважину 265, перевести с пласта Д_I на пласт Т_I нагнетательную скважину 130, возобновить ранее прерванную закачку воды в скважину 49. Реализация всех этих предложений должна была довести суточную закачку воды до 800 м³/сут. Рекомендации по дальнейшей разработке пласта Б₂ ограничивались приобщением его в добывающих скважинах пласта Т_I и организацией закачки воды только в северо-западной части Сидоровского купола.

В работе (5) рассчитаны отдельные перспективные планы для пласта Т_I и пласта Б₂.

По пласту Т_I предусматривалось постепенное снижение годовой добычи нефти с 120 тыс. т в 1972 г. до 75 тыс. т - в 1985 г., вызванное ростом обводненности за этот же период с 35 % до 74 %. Падение добычи нефти планировалось, несмотря на разбуривание проектного фонда и увеличение годовой добычи жидкости, с 506 тыс. т в 1972 г. до 791тыс. т - в 1985 г.

По перспективному плану разработки пласта Б₂ также предусматривалось падение добычи нефти с 69 тыс. т в 1972 г. до 15 тыс. т. в – 1985 г. Вызвано это как планированием роста обводненности с 67,1% до 92,0 %, так и снижением добычи жидкости.

В период 1972 г.–1977 г. наблюдается только частичное выполнение рекомендаций работы (5). Не пробурено ни одной из проектных нагнетательных или добывающих скважин, не выполнены рекомендации по усилению системы заводнения.

Динамика добывающего фонда пласта Т_I определялась переводами на пласт скважин с пласта Д₁ или приобщению пласта Т_I в скважинах пластов Д_I и Б₂. Но происходившее выбытие скважин из-за роста обводненности привело к стабилизации добывающего фонда пласта Т_I на уровне 50-51 скважины. Тем не менее, фактическая годовая добыча нефти с 1972 г. по 1977 г. постоянно превышала проектную. В 1977 г. превышение составило 14 тыс. т. Вызвано это, прежде всего, благоприятной динамикой роста фактической обводненности. Если в работе (5) за этот период предусматривалось увеличение обводненности на 24,8 %, то фактический рост обводненности составил 6,6 %. Закачка воды в пласт Т_I велась через 6-8 нагнетательных скважин, и, постепенно возрастая, достигла обеспечения текущей компенсации отборов на 138 % в 1975 г. К 1977г. компенсация отборов закачкой снизилась до 116,5 %.

По пласту Б₂ в течение 1972-1977г. г. фактический темп роста обводненности был существенно ниже проектного (5). Вместо планируемого увеличения обводненности на 18 %, фактический рост составил лишь 6 %. В итоге средние дебиты по нефти добывающих скважин с 1973 г. постоянно превышали расчетные и в 1977 г. эта разница составила 3,0 т/сут. Закачка воды в этот период велась через три нагнетательные скважины. Ее объем обеспечивали текущую компенсацию отборов закачкой на уровне 109-126 %%.

В работах (6, 7) институтом «Гипровостокнефть» в 1977-1978г. г. осуществлена корректировка системы разработки пластов Б₂ и Т_I, пересчитаны технологические показатели, рекомендовалось продолжить совместную разработку пластов Б₂ и Т_I как единого объекта. Проектная сеть скважин размещалась на Т_I и состояла из 10 добывающих, 2 нагнетательных и 2 оценочных скважин. Разбуривание планировалось осуществить в течение 1981-1982г. г. Кроме того, предусматривались переводы скважин с одного пласта на другой, приобщение пластов, перевод скважин из одной категории в другую, освоение под закачку добывающих и пьезометрических скважин.

Технологические показатели разработки объекта, рассчитанные в работе (8), предусматривали постепенное снижение годовой добычи нефти со 154 тыс. т в 1978 г. до 139 тыс. т. в – 1981 г. Затем, после разбуривания проектного добывающего фонда, планировалась стабильная добыча нефти в течение трех лет на уровне 140-142 тыс. т. С 1985 г. добыча нефти вновь должна была начать снижаться. Обводненность добываемой продукции по расчетам постоянно возрастает, за исключением 1981-1982г. г., когда она стабилизируется на уровне 70,7 %. Объемы закачки воды проектировались, исходя из компенсации текущих отборов закачкой на 105 %.

Весь проектный добывающий и нагнетательный фонд пластов Б₂+Т_I был разбурен в планируемые сроки. Но уже к началу бурения фактический добывающий фонд, из-за большего выбытия и меньшего перевода на объект скважин с пласта Д_I, был меньше проектного. Сохранилась эта разница и в дальнейшем. Годовая добыча нефти из пластов Б₂+Т_I в течение 1978-1984г. г. была постоянно ниже проектной. Причем, в 1982 г. разница составила 32 тыс. т. В то же время фактическая динамика роста обводненности пластов Б₂+Т₁ была более благоприятной, чем это предусматривалось в технологических расчетах (7). Так, в 1978 г. произошло не увеличение обводненности, а ее снижение на 5%. В последующем фактическая обводненность была постоянно ниже проектной, а бурение проектных добывающих скважин привело к снижению фактической обводненности. В итоге в 1984 г. разница в обводненности достигла 11 %.

Годовая добыча жидкости в течение 1978-1984 г. г. была постоянно меньше проектной. Причем, новые добывающие скважины не привели к ее увеличению. Вызвано это тем, что часть новых скважин вступила в эксплуатацию с низкими дебитами, часть скважин вообще не удалось освоить, а скважина 508 оказалась за контуром нефтеносности. Годовая закачка воды в пласты Б₂+Т_I постоянно отставала от проектной, но за счет меньшей годовой добычи жидкости фактическая компенсация текущих отборов закачкой была больше или равнялась проектной.

Все вышесказанное позволяет считать основными причинами невыполнения плановых показателей по добыче нефти в период 1978-1984г. г. меньший фактический фонд добывающих скважин; недостаточную активность системы заводнения, т. к. фактический нагнетательный фонд из года в год был меньше запроектированного на 3-6 скважин (17-37 %); меньшие фактические дебиты по нефти и жидкости.

В итоге в 1984 г. институт «Гипровостокнефть» выполнил» Дополнение к уточненному проекту» (8).

В этой работе предлагалось использовать проектный фонд для раздельной эксплуатации пластов Б₂ и Т_I, т. е. впервые предлагалась самостоятельная проектная сетка на пласт Б₂. По ней проектные скважины пласта Б₂ размещены только на Ивановском куполе. Всего запроектировано, пробурить 7 скважин (6 добывающих и 1 нагнетательную). Из 6 добывающих скважин 2 скважины располагаются на центральном участке, где пласт Б₂ к тому времени вообще не разрабатывался. Остальные скважины размещены на восточном и юго-восточном участках. Единственную проектную нагнетательную скважину предлагалось расположить в центральной части юго-восточного участка.

Для интенсификации системы разработки пласта Т_I предлагалось (8) пробурить на Ивановском куполе дополнительно 16 скважин, из них 12 добывающих и 4 нагнетательных. Наименее выработанными на этом куполе были центральный и западный участки. На них намечалось разместить 12 скважин (8 добывающих и 4 нагнетательных), на восточном и юго-восточном участках предлагалось пробурить по две добывающие скважины. На Сидоровском куполе пласта Т_I были намечены лишь 1 добывающая и 2 оценочные скважины на северо-западном участке. Кроме того, в работе (8) предлагалось размещение на вновь открытом к тому времени Кинельском куполе 4-х добывающих и 1-ой нагнетательной скважин. В целом на пласты Б₂ и Т_I предусматривалось бурение 31 скважины, из них 23 добывающих, 6 нагнетательных и 2 оценочных. В соответствии с планом объединения «Оренбургнефть» бурение проектного фонда намечалось в 1985 г. (Кинельский купол) и в течение 1994-1997г. г.

Хотя были предложены две самостоятельные сетки проектных скважин, расчет технологических показателей в работе (8) был выполнен в целом по объекту Б₂ + Т_I. По нему планировалось снижение годовой добычи нефти до 64 тыс. т. в 1993 г., а затем, по мере бурения проектного фонда, ожидался рост добычи нефти до 78 тыс. т в 1998 г. В этот год планировался действующий фонд объекта из 79 добывающих и 22 нагнетательных скважин. Объемы закачки планировались на уровне обеспечения текущих отборов на 115%.

В ходе последующей реализации проектных рекомендаций произошло полное разбуривание проектного фонда добывающих скважин Кинельского купола. Но из четырех пробуренных скважин пласта Т_I добычу нефти осуществляют только из двух (скв. 607 и 609), т. к. две скважины (608 и 610) оказались в законтурной или в приконтурной зоне пласта. Осталась непробуренной нагнетательная скважина 601, целесообразность бурения которой отпала в связи с изменением представлений о геологическом строении пластов Б₂ и Т_I на Кинельском куполе.

В период 1985-1988 г. г. фактическая добыча нефти по объекту была всегда меньше проектной. Сопоставление расчетных и фактических показателей по отбору нефти из новых скважин позволяет утверждать, что основной причиной невыполнения плановых уровней добычи нефти была меньшая фактическая добыча из новых скважин Кинельского купола. Последнее объясняется низкой геологической изученностью Кинельского купола на момент проектирования сетки скважин и последующего его разбуривания. В итоге две пробуренные скважины вообще не дали ни тонны нефти, а две другие оказались в неблагоприятных геологических условиях. Неудачным разбуриванием Кинельского купола вызвана и большая фактическая обводненность продукции объекта по сравнению с проектной в течение 1985-1987 г. г., когда фактическая и проектная годовые добычи жидкости были близки. Но стоило в 1988 г. сократить отбор жидкости по высоко обводненным скважинам, как сразу же фактическая обводненность оказалась меньше проектной на 2,3 %, а недобор в добыче нефти сократился до 8 тыс. т. Это говорит о хорошей интерференции скважин и остановка одних из них приводит к перераспределению потоков жидкости и охвату вытеснением менее выработанных зон пластов.

В 1989 г. в работе (9) институтом выполнен анализ разработки пластов Т_I и Б₂.

По состоянию на 1.01.1989 г. из пласта Т_I с начала разработки добыто 3478,2 тыс. т нефти и 1843,5 тыс. т попутной воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 112,5 %. Добыча нефти в 1988 г. равна 70 тыс. т, жидкости - 166,2 тыс. т, текущая обводненность продукции - 57,9 %. Годовая компенсация отбора закачкой в 2,33 раза превысила добычу жидкости в пластовых условиях. Дефицит пластового давления в залежах на различных участках от 4 до 7 МПа свидетельствует о том, что значительная доля закачиваемой воды минует залежь и не компенсирует отбор жидкости.

По пласту Б₂ накопленная добыча нефти на 1.01.1989 г. составила 1791 тыс. т, жидкости 3811,2 тыс. т. Годовая добыча нефти (1988 г.) равна 32,1 тыс. т, текущая обводненность продукции 72,5 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 59,4 %, текущая - 65,8 %.

В целом на объекте Т_I + Б₂ в 1988 году работало 66 добывающих и 14 нагнетательных скважин.

В работе (9) рекомендовано пробурить на Ивановском поднятии на пласты Т_I+Б₂ оценочные скважины 537, 538, на пласт Т_I - скв. 322. Остальные скважины, добывающие (321, 525, 526, 528) и нагнетательные (527, 529), предложено считать зависимыми от результатов бурения оценочных скважин.

На Сидоровском поднятии рекомендовано создать дополнительный очаг заводнения в районе скв. 121 (северо-западная часть залежи).

Ниже дается краткий анализ текущего состояния разработки залежей пластов Т_I и Б₂.

Пласт Т_I турнейского яруса

На Сидоровском поднятии из пласта Т₁ на 1.01.2000 г. добыто 2157,77 тыс. т нефти, 3421,41 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 13,77 тыс. т при обводненности 61,89%, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,351. В эксплуатации на Сидоровском поднятии перебывало 39 добывающих скважин, в настоящее время залежь эксплуатируется 14 добывающими и 1 нагнетательной скважинами. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой воды. Текущая компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составляет 206 %, накопленная - 176%. Величина пластового давления (15,4 МПа) и его стабильность во времени свидетельствует о том, что значительная доля воды, закачиваемой в приконтурные нагнетательные скважины, попадает за пределы залежи (рис. 2.8, табл. 2.13).

На Кинельском поднятии накопленная добыча нефти равна 83,01 тыс. т, годовая добыча (в 1999 г.) составила 0,502 тыс. т, при обводненности продукции 86,49 %.Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,388. Залежь находится в заключительной стадии разработки, эксплуатация осуществляется 3 добывающими скважинами без поддержания пластового давления (рис. 2.9, табл. 2.14).

На Ивановском поднятии в пласте Т_I выделяется три самостоятельных участка: северо-западный, центральный и юго-восточный.

Северо-Западный участок характеризуется неблагоприятными геолого-промысловыми условиями разработки: значительной водо-нефтяной зоной, которая по площади в 3,5 раза превышает площадь нефтяной зоны (по запасам в 2,2 раза), близкой к предельному значению пористости (8 % против 11-12 % на других участках), низкой продуктивностью скважин (около 1 т/сут.). На участке освоено 10 скважин, все они вступали в эксплуатацию с высокой обводненностью, которая быстро достигала 80-90 %. При этом средний дебит скважин по нефти не превышал 0,2 - 0,7 т/сут. Учитывая тот факт, что первые добывающие скважины были переведены с пласта Д_I, возникло подозрение, что высокая обводненность связана с возможной негерметичностью колонн, однако анализ добываемой воды показал, что она соответствует параметрам пластовой воды турнейского яруса. Пробуренные 4 скважины на пласт Т_I также подтвердили высокую динамичность характера обводнения пластовой водой. Обращает на себя внимание крайне низкий отбор нефти по полностью обводнившимся скважинам, в среднем он не превышает 3 тыс. т/скв. Все это говорит о низкой промышленной значимости Западного участка и невозможности достижения на нем более или менее приемлемого коэффициента нефтеизвлечения.

По состоянию на 1. 01. 2000 г. на участке добыто 34,1 тыс. т нефти при годовой добыче 0,27 тыс. т. Обводненность продукции составляет 92,5 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,016. В эксплуатации перебывало 10 добывающих скважин, в настоящее время 8 скважин из-за предельной обводненности выведены из работы, добыча ведется 2-мя скважинами. Закачка воды с целью ППД ведется в одну нагнетательную скважину, текущая компенсация отбора жидкости составляет 225 %, пластовое давление за последние 10 лет удерживается на уровне 16,9-17,1 МПа (рис. 2. 10, табл. 2. 15).

Центральный участок Ивановского поднятия также, как и северо-западный, характеризуется обширной водо-нефтяной зоной, по площади превышающей нефтяную зону в 3,53 раза (по запасам в 1,8 раза). Пласт Т_I на Центральном участке обладает более высокими фильтрационными и емкостными параметрами, а также более высокой продуктивностью скважин (5 - 7 т/сут.). С начала разработки на участке добыто 857,17 тыс. т нефти, 1140,92 тыс. т жидкости, годовая добыча нефти находится на уровне 17-20 тыс. т. Обводненность продукции выросла за последнее десятилетие с 30,3 до 55 %, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,147. Разработка пласта Т_I на участке ведется 18-ю добывающими и 2-мя нагнетательными скважинами.

Компенсация отбора жидкости закачкой воды в 1999 г. составила 109 %, накопленная – 93 %. Система ППД позволяет держать в течение длительного периода пластовое давление в залежи на уровне 13,3 - 13,0 МПа (рис. 2.11, табл. 2.16).

На Юго-Восточном участке по состоянию на 1. 01. 2000 г. извлечено 887,23 тыс. т нефти, 1772,52 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти колеблется в пределах 6,25-5,5тыс.т, текущая обводненность равна 81,4 %, достигнутый коэффцициент нефтеотдачи - 0,288. Пласт Т_I на участке эксплуатируется 5-ю добывающими и 3-мя нагнетательными скважинами. Всего в процессе разработки перебывало в эксплуатации 11 добывающих скважин. Текущая компенсация отбора жидкости составляет 190 %, накопленная - 61 %. Реализуемая на участке система ППД позволяет в течение длительного (более 10 лет) времени стабильно держать пластовое давление на уровне 15,7-16,1 МПа (рис. 2. 12, табл. 2. 17).

В целом на Ивановском поднятии из пласта Т_I добыто 1778,51 тыс. т нефти, годовая добыча в 1999 г. составила 25,19 тыс. т при обводненности продукции 67 % (рис. 2.13, табл. 2.18). Суммарная добыча нефти из пласта Т_I на Сидоровском и Ивановском поднятиях равна 4019,28 тыс. т (табл. 2.6, рис. 2.2).

Пласт Б₂ бобриковского горизонта

На Сидоровском поднятии по состоянию на 1. 01. 2000 г. из залежи пласта Б₂ добыто 1516,03 тыс. т нефти, 4028,97 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 6,18 тыс. т, обводненность продукции - 92 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,471. За весь период разработки залежи в эксплуатации перебывала 21 добывающая скважина, в настоящее время работает 10 добывающих скважин. Залежь разрабатывалась с поддержанием пластового давления, с 1988 г. закачка воды прекращена. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 67 %. Несмотря на то, что за последние 10 лет накопленная компенсация снизилась на 9 %, пластовое давление в залежи стабилизировалось на уровне 15,4 МПа, что, по-видимому, связано с определенной активностью законтурной системы пластовых вод, компенсирующей невысокий отбор жидкости (рис. 2. 14, табл. 2.19).

На Кинельском куполе за время эксплуатации из залежи пласта Б₂ извлечено 142,06тыс. т нефти, 211,43 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 9,34 тыс.т, обводненность продукции 18,13 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,252. Залежь разрабатывалась 5-ю добывающими скважинами, в настоящее время работает 3 скважины. Залежь разрабатывается на естественном режиме, пластовое давление стабилизировалось на уровне 20,2-21,3 МПа (рис. 2. 15, табл. 2. 20).

Пласт Б₂ на Ивановском поднятии осложнен многочисленными зонами замещения коллектора непроницаемыми породами и характеризуется более низкими геолого-физическими параметрами по сравнению с залежью Сидоровского поднятия. Эффективная нефтенасыщенная толщина на большей части площади составляет 0,8-1,6 м, лишь в единичных скважинах она превышает 4 м. Следует также отметить низкую продуктивность скважин: 2-4 т/сут. (по жидкости). Для сравнения - средняя продуктивность скважин на Сидоровском поднятии составляет 25-34 т/сут. Все это свидетельствует о неблагоприятных условиях выработки запасов. С учетом геологического строения пласта Б₂ на Ивановском поднятии выделяется два самостоятельных участка: северо-западный и юго-восточный, объединяющий центральную и юго-восточную части залежи.

Северо-Западный участок в настоящее время не разрабатывается. Скважина 215 после отбора 0,4 тыс. т полностью обводнилась и была остановлена. По проектному документу запланировано пробурить две добывающие скважины, но это, по-видимому, не создаст рациональной системы разработки объекта и потребует использования возвратного фонда скважин.

На юго-восточном участке из пласта Б₂ добыто 412,33 тыс. т нефти, 755,05 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 3,2 тыс. т, обводненность продукции- 60,5 %. Текущая нефтеотдача на участке равна 0,130. В эксплуатации перебывало 15 добывающих скважин, в настоящее время залежь разрабатывается 7-ю добывающими и 1-ой нагнетательной скважинами. Активная закачка воды в залежь с целью ППД начата в 1991 году, текущая компенсация достигает 160 %, накопленная - 7 %. Пластовое давление в залежи изменяется по площади от 13,5 до 16,4 МПа, максимальное значение приурочено к восточной части участка, на котором осуществляется закачка воды (рис. 2.16, табл. 2.21).

В целом по пласту Б₂ на Ивановско-Сидоровском месторождении извлечено 2070,83 тыс. т нефти, годовая добыча нефти составляет 18,73 тыс. т при средней обводненности - 80,64 % (рис. 2.3, табл. 2.7).)

В проектном документе, действующем в настоящее время (8), расчеты выполнены совместно для пластов Т_I+Б₂. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки за период 1989-1999 г. г. приведено в таблице 2. 22.

В течение 1989-1994 г. г. фактическая добыча нефти по объекту Т_I+Б₂ была больше проектной за счет некоторого превышения количества добывающих скважин, Однако, начиная с 1993 г., фактическое количество добывающих скважин на 3-6 единиц меньше проектного, а в последующие годы разница достигла 14-16 скважин (63-62 против 79-76 – по проекту). Фактически добытое количество нефти за весь период разработки несколько ниже (на 3,36 %), чем предусматривалось проектом (6090,12 тыс. т против 6112 тыс. т).

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по Петровскому месторождению приведено в таблице 2. 23. Карта текущей разработки пласта Т_I+Б₂показана на прил. 7, карта изобар – прил. 9.

2.2.3. Анализ эффективности системы поддержания пластового давления

Продуктивные пласты Петровского месторождения разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой воды.

Пласт Д_I пашийского горизонта

На Сидоровском поднятии в эксплуатации перебывало 20 добывающих скважин, в настоящее время работают 4, все они эксплуатируются с водой, обводненность колеблется в пределах 75,6 -97,6 %, средний показатель - 89,4 %. Закачка воды на поднятии велась в 10 скважинах; на 1. 01. 2000 г. работает только одна - скважина 304, расположенная за пределами контура нефтеносности. С начала разработки закачано 5109 тыс. м³ воды, в том числе: технической пресной - 1834,56 тыс. м³, сточной соленой воды - 3274,44 тыс. м³. Как показывают промысловые данные, обводнение скважин происходит не только за счет закачки воды в приконтурные нагнетательные скважины, но и за счет продвижения контурных вод. Так, воздействие водонапорной системы испытывали скважины 252 и 260, расположенные в западной части поднятия вблизи от внутреннего контура нефтеносности. Остальные добывающие скважины полностью обводнены закачиваемой водой. Необходимо отметить, что добывающие скважины обводняются искусственно сформированными водами, представляющими смесь пластовых и закачиваемых вод с различной степенью опреснения. Это делает невозможным проведение анализа продвижения пластовых вод в залежь. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой на Сидоровском поднятии составляет 104,8 %.

На Ивановском поднятии в эксплуатации перебывали 44 добывающие скважины, в настоящее время добыча осуществляется 14-ю скважинами, все они работают с водой. Обводненность продукции по скважинам колеблется в пределах 2,7 - 90,8 %, средняя по залежи - 76,6 %. Закачка воды велась в 18 скважин, на 1. 01.2 000 г. работают 4 скважины. С начала разработки в залежь закачано 20569,166 тыс. м³ технической (пресной) и сточной (соленой воды). Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой на Ивановском поднятии составляет 149 %. Явное проявление влияния законтурной системы пластовых вод отмечено на восточном окончании поднятия в скв. 243, 244, которые расположены практически на внутреннем контуре. После пуска в эксплуатацию нагнетательной скважины 241 приток пластовой воды к добывающим скважинам прекратился.

Пласт Т_I турнейского яруса

На Сидоровском поднятии максимальный добывающий фонд скважин составил 39 единиц, в настоящее время работают 14 скважин, в том числе 1 скважина (№ 303) дает безводную продукцию, остальные - с обводненностью от 6,5 до 95,6 %, среднее по залежи содержание воды в продукции составляет 61,89 %. Закачка воды осуществлялась в 15 нагнетательных скважин, на 1. 01. 2000 г. закачка воды осуществляется только в скв. 1 на восточном окончании залежи. С начала разработки в залежь закачано 6488 тыс. м³ воды, основной объем закачки (63,8 %) составляет сточная соленая вода, пресной воды закачано 13,2 %, подтоварной – 23 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 176 %. Сопоставление приведенной цифры с дефицитом текущего пластового давления в залежи, равным 2,6 МПа, свидетельствует о том, что значительная доля закачиваемой воды попадает за пределы залежи. Особенно это, по-видимому, имеет место при закачке воды в законтурные и приконтурные скважины. Активное проявление законтурной системы пластовых вод отмечено в западной части залежи (скв. 138, 602), а также на центральной и юго-восточной частях залежи (скв. 80, 86, 90, 91, 126, 267). После реализации системы заводнения добывающие скважины обводняются в основном смесью пресной и сточной вод.

На Ивановском поднятии в эксплуатации перебывало 46 добывающих скважин, на 1. 01. 2000 г. действует 25 скважин, безводная нефть добывается только одной скважиной (№ 68), остальные скважины работают с содержанием воды в продукции от 2,6 до 99,3 %, средняя по залежи обводненность - 67,02 %. Закачка воды с целью ППД осуществлялась в 8 нагнетательных скважинах, в настоящее время работает 6 скважин С начала разработки закачано в пласт Т_I 2755,77 тыс. м³ воды, 96,1 % которой составляет пресная техническая вода. В пределах Ивановского поднятия выделяется 3 самостоятельных участка: cеверо-западный, центральный и юго-восточный. Отличительной чертой разработки участков является тот факт, что большинство добывающих скважин, особенно на первом этапе эксплуатации до создания системы ППД, обводнялись пластовой водой. Добыча нефти сопровождается резким увеличением обводненности при незначительных отборах нефти. Особенно неблагоприятные условия разработки имеют место на северо-западном участке. Все пробуренные скважины (10 единиц) вступали в разработку с обводненностью 10-30 %, в настоящее время обводненность составляет 92,46 % при отборе нефти в целом по участку 34,12 тыс. т. Средний отбор нефти при практически полной обводненности составляет немногим более 3-х тыс. т на скважину, в то время как на других участках поднятия ожидаемая добыча нефти оценивается в 55-90 тыс. т/скв. В целом на Ивановском поднятии накопленная обеспеченность закачкой залежей пласта Т_I составляет 86 %, в том числе: на северо -западном участке - 36,8 % на центральном – 93 %, на юго-восточном – 61 %. Некоторый дефицит пластового давления на северо-западном участке, равный 0,9 МПа, и накопленная обеспеченность закачкой, которая в 3,7 раза превышает отбор жидкости, свидетельствуют о низкой эффективности нагнетания воды в скв. 519 и о значительной ее утечке за пределы залежи.

Пласт Б₂ бобриковского горизонта

На Сидоровском поднятии в эксплуатации перебывали 21 добывающая скважина, на 1. 01. 2000 г. работает 10 скважин, в том числе 8 - с водой, 2 (скв. 126, 303) - безводных. Обводненность продукции изменяется от 59 до 97,7 %, средняя по залежи - 80,2 %. Закачка воды с целью ППД велась в 8 нагнетательных скважин, в настоящее время (с 1993 г.) закачка не ведется. С начала разработки в залежь закачано 2671,05 тыс. м³ сточной (41,9 %) и пресной технической (58,1 %) воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 67 %. Гидрохимические наблюдения за составом попутной воды показали, что источником обводнения добывающих скважин являлась как пластовая водонапорная система, так и закачиваемая в пласт смесь соленой сточной и пресной технической воды. В начальный период разработки обводнение, как правило, происходило за счет пластовых вод после реализации системы ППД, существенное влияние на характер добываемых вод начала оказывать закачиваемая в пласт вода. Так, например, пластовой водой обводнялись скважины 133, 427, расположенные в приконтурной зоне северо-западной части залежи и скв. 66, 86, 267 - в юго-восточной части. Скважины, находящиеся в центральной части залежи, испытывали активное влияние нагнетательных скважин.

На Ивановском поднятии закачка воды осуществляется только на крайнем юго-восточном участке залежи в скважину 416, остальные части залежи разрабатываются без поддержания пластового давления. Работа нагнетательной скважины 416 обеспечивает практически шестикратную (5,78 раза) компенсацию текущего отбора жидкости, с начала разработки участка компенсация составляет 25 %. В целом по залежи пласта Б₂ Ивановского поднятия накопленная компенсация оценивается в 7 %. Влияние разработки залежи на динамику пластового давления определить не представляется возможным, т. к. практически все скважины пласта Б₂ работают совместно с пластом Т_I.

Подводя итог приведенным данным по закачке воды в залежи пластов Д_I, Т_I и Б₂ можно сделать заключение о том, что реализуемая система достаточно эффективна и по большинству объектов позволяет стабилизировать в течение длительного периода величину пластового давления.

К числу недостатков следует отнести тот факт, что значительное количество нагнетательных скважин расположено (в соответствии с существующими в то время представлениями) за контуром нефтеносности, что приводит к значительным утечкам воды за пределы эксплуатируемых объектов. Так, по некоторым залежам, несмотря на то, что накопленная закачка воды намного превышает отбор жидкости (с-з участок Ивановского поднятия пласт Д_I – 184 %, Сидоровское поднятие пласт Т_I – 176 %), пластовое давление ниже первоначального. Это свидетельствует о значительных потерях воды, которая по различным причинам минует залежь нефти. Следует также сказать, что излишняя закачка воды ведется не только для компенсации отбора, но и с целью утилизации излишнего количества добываемой воды.