Уваровского месторождения

36

−переводы на ВЛГ пяти скважин (№№ 157, 126, 121, 129, 123);

−перевод трех скважин под закачку (№№ 106, 111, 110);

−ликвидация шести добывающих скважин (№№ 203, 41, 107, 128, 131, 16);

−ликвидация двух нагнетательных скважин (№№ 20, 25);

−физико-химические методы – 15 скважино-операций, в том числе КОПЗ, закачка ПАВ, ОТСЭК и РИР.

Из рекомендованных мероприятий за период 2007-2008 г.г. были осуществлены различные физико-химические методы (13 скв./опер.), также ввод из бездействия скважины № 114. Помимо запланированных в авторском надзоре были выполнены ПВЛГ четырех скважин с объекта C-IA+C-II+C-IV на объект C-I/+C-I (№№ 183, 33, 149, 114) а также перевод с пласта C-IV на пласт C-IA скважины № 187. Также проведена реперфорация четырех скважин (№№ 202, 205,

180, 185) [18].

В2008 году на основе данных 35 поисково-разведочных и 86 эксплуатационных скважин институтом «СамараНИПИнефть» был произведен пересчет промышленных запасов нефти, растворенного и свободного газа по состоянию изученности на 01.01.2007 г. (протокол ГКЗ № 1618-дсп от 18.04.2008 г.) 17 по всем пластам Уваровского месторождения.

В2009 г. ООО «СамараНИПИнефть» было выполнено «Дополнение к проекту разработки Уваровского газонефтяного месторождения Самарской области», (протокол ЦКР Роснедра № 4830 от 29.12.2009 г.) 18 .

В2012 году выполнен «Технологический проект разработки Уваровского газонефтяного месторождения Самарской области» (протокол Удмуртской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 754 от 23.11.2012г.) 19 .

Консорциум « Н е д р а »

37

В 2015 году в связи с отклонением по уровню добычи нефти специалистами ПАО «Самаранефтегеофизика» было выполнено «Дополнение к технологическому проекту разработки Уваровского газонефтяного месторождения» (протокол ЦНС ЦКР №6365 от 26.11.2015 г.) 20 . В настоящее время данная работа является действующим проектным технологическим документом на разработку Уваровского газонефтяного месторождения.

Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Уваровского газонефтяного месторождения Самарской области» выполненное в 2016 г. специалистами ПАО «СНГЕО» со следующими основными положениями:

Общий фонд скважин – 107, в т.ч. 78 добывающих, 7 нагнетательных, 10 пьезометрических, 6 поглощающих, 5 ликвидированных, 1 газовая.

Фонд скважин для бурения – семь, в том числе шесть добывающих скважин (из них одна горизонтальная), одна нагнетательная.

Предусматриваются следующие мероприятия:

−переводы на другие горизонты – 20 скважин;

−приобщение вышележащего пласта в добывающей скважине;

−приобщение вышележащего пласта в нагнетательной скважине;

−ввод под добычу семи пьезометрических скважин;

−перевод одной пьезометрической скважины в поглощающий фонд;

−перевод под закачку воды одной добывающей скважины;

Консорциум « Н е д р а »

38

−оптимизация закачки в четырех нагнетательных скважинах;

−перевод ликвидированной скважины под добычу газа;

−перевод пьезометрической скважины в наблюдательные;

−перевод 29 добывающих скважин в пьезометрический фонд;

−перевод нагнетательной скважины в пьезометрический фонд.

Предусматриваются физико-химические методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи: ОПЗ, водо – изоляционные и ремонтно – изоляционные работы, оптимизация работы насосного оборудования, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Максимальная годовая добыча нефти будет достигнута в 2016 году – 148,1 тыс.т. при уровне годового отбора жидкости – 1861,9 тыс.т и обводненности 92,1%.

Прогнозный период разработки – 67 лет до 2082 года.

Накопленная добыча нефти к 2082 году составит 18581 тыс.т.

Достижение КИН (запасы категорий АВ1+В2) – 0,536 (соответствует утверждённому - 0,536), в т. ч. КИН (запасы категорий АВ1) – 0,537.

2.2 Анализ разработки объекта C-I+C-I/ по стадиям с начала эксплуатации Пласт C-I введен в разработку в 1966 году, пласт C-I’ в 1968 году.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

Консорциум « Н е д р а »

39

Первая стадия (1966-1969гг.) называется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти и характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть. Разработка пластов С-I и C-I была начата с вводом из бурения одной добывающей скважины. В результате интенсивного разбуривания, к 1969 году на залежи было пробурено уже 14действующих добывающих скважин [28].

На конец первой стадии добывающий фонд составил 14 скважин, накопленная добыча нефти 162,1 тыс.т., жидкости

170,4тыс.т. жидкости, дебит нефти 37,3 т/сут., жидкости 38,4 т/сут. Обводненность при этом 2,7%, степень выработки

3,4 %.

Вторая стадия (1970-1972гг.) - называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти.

Стадия сравнительно стабильных отборов нефти пребывает на уровне 213,1-228,7тыс.т. В 1970 г. был достигнут максимум в добыче нефти – 228,7 тыс. тонн (8,1% от НИЗ). Среднесуточный дебит нефти равен 49,6 т/сут, а жидкости

57,1 т/сут. Обводненность за стадию увеличилась с 13,2% до 23,7%. На конец второй стадии фонд добывающих скважин составлял 11 единиц, накопленная добыча нефти 826,4тыс.т., жидкости 1000,7тыс.т., обводненность при этом 31,2%,

степень выработки 17,1%.

Третья стадия (1973-1988гг.) - называется стадией падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти и увеличением роста обводненности [20].

В 1973 г. добывающий фонд составлял 11 скважин. Третья стадия характеризуется плавным снижением отборов нефти до 58,6тыс.т. в 1988 г. Дебит нефти при этом снизился с 53 т/сут. До 12,5 т/сут. а по жидкости увеличился с 76,7

т/сут. до 124,5 т/сут. Обводненность на конец стадии составила 89,9%. Нагнетательные скважины отсутствуют. На конец

Консорциум « Н е д р а »

40

третьей стадии фонд добывающих скважин составлял 13 скважин, накопленная добыча нефти на конец стадии

3023,8тыс.т., жидкости 5259,5тыс.т.

Четвертая стадия началась с 1989 года и по текущее время. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%. Начиная с 1989 г., объект вступил в завершающую стадию разработки. Наблюдается медленное снижение объемов добычи с 44,1тыс.т. в 1989 году, до 5,9тыс.т. в 2005 году. После этого благодаря мероприятиям,

проводимым по фонду скважин, удается поднять добычу до 45,4 тыс.т. в 2016 г. и в последующие годы сохранять на

уровне 40,0 тыс.т.

За 2018 год добыча нефти составила 41,7 тыс.т., жидкости 870,1 тыс.т., обводненность 95,2%. Среднесуточный дебит по нефти 6,8 т/сут., и 106,8 т/сут. по жидкости. Темп отбора НИЗ 0,9%. Добывающий фонд составлял 22 скважины

[21].

На 01.01.2018 года накопленная добыча нефти составляет 3929,0 тыс.т., жидкости 18314,2 тыс.т. Степень выработки

НИЗ 81,7%.

График разработки Уваровского месторождения представлен на рисунке 2.1. Технологические показатели

Консорциум « Н е д р а »

41

Рисунок 2.1 - График разработки пластов С-I' + С-I Уваровского купола

Консорциум « Н е д р а »

42

Таблица 2.2 - Технологические показатели разработки пластов С-I' + С-I Уваровского купола

Консорциум « Н е д р а »

43

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки При сравнении проектных и фактических показателей мы можем частично определиться с эффективностью

разработки данного пласта, отметить недостатки и наметить мероприятия по регулированию, то есть приведению в соответствие фактических показателей к проектным [29].

Недостижение проектных показателей наблюдается в 2014 г, 2016-2018 гг.: в 2014 г. на 29,7 тыс.т. (на 49,0%), в

2016 г. на 3,1 тыс.т (на 6,4%), %), в 2017 г на 1,8 тыс.т (на 4,0%), %), в 2018 г. на 5,9 тыс.т (на 12,4%). Превышение проектных показателей наблюдается в 2015 г, фактическая добыча нефти превышала проектную на 2,0 тыс.т, (на 6,2%).

Недостижение проектных показателей в 2014, 2016-2018 г. объясняется фактическими меньшими дебитами жидкости скважин и большей обводненностью. По проекту дебит жидкости – 107,2-138,6 т/сут., по факту – 102,6-

Консорциум « Н е д р а »

44

108,9 т/сут, что при превышении обводненности (проект 90,9-94,4%, факт 93,1-95,20%) обеспечило меньшие дебиты нефти (проект 7,0-9,8 т/сут, факт 4,9-7,1 т/сут).

Превышение в 2015 г. объясняется более благоприятной динамикой обводнения скважин: проектная обводненность 93,7%, фактическая 93,5%.

Действующий добывающий фонд скважин превышал проектные значения на всем рассматриваемом периоде 2014-

2018 гг. на одну-четыре скважины.

По накопленным отборам на дату анализа наблюдается расхождение проектных и фактических показателей.

Фактическая накопленная добыча нефти достигла 3929,0 тыс.т, что ниже проектной на 10,8 тыс.т, а накопленная добыча жидкости зафиксирована на уровне 18314,2 тыс.т, что ниже проектной на 159,7 тыс.т.

Сопоставление проектных и фактических показателей проводится за последние 5 лет разработки по таблице 2.3 и на рисунке 2.2.

Консорциум « Н е д р а »