Покровского месторождения нефть

33

намечен большой возвратный фонд (порядка 70 скважин), перевод которых возможен по выполнению анализа их технического состояния.

«Уточненный проект разработки Покровского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», выполненный институтом

«СамараНИПИНефть». К реализации был принят IV вариант разработки залежей с бурением 9 вертикальных скважин и

5горизонтальных скважин.

В2009 г. ЗАО «Тюменский институт нефти и газа» была выполнена работа «Дополнение к проекту разработки Покровского месторождения ОАО «Самаранефтегаз».

Последним проектным документом является работа «Технологический проект разработки Покровского нефтяного месторождения Самарской области», выполненная ООО «СамараНИПИнефть» в 2013 г. Основными целями и задачами проектирования являлась выдача рекомендаций по дальнейшей разработке месторождения, на базе уточненных геологических моделей. Проектные решения следующие:

– Выделение 13 самостоятельных объектов разработки - пласты А-0, А-2, А-3, А-4, О-2, Б-0, Б-2’,Б-2,Б-3, Б-2

Красно-Октябрьского и Томыловского куполов, В-1, В-2, В-3, Дл;

- Система заводнения – избирательная. Разработка объектов с поддержанием пластового давления, за исключением объектов О-2, А-2 и Б-2 на Томыловском и Красно-Октябрьском куполах;

-Фонд скважин за весь период разработки – 564, в т.ч. добывающих – 184, нагнетательных – 51, пьезометрических

–17, поглощающих – 5, водозаборных – 6, ликвидированных – 301;

– Фонд скважин для бурения всего 54, в том числе:

добывающих – 47 (из них 37 зависимых);

Консорциум « Н е д р а »

34

нагнетательных – 7 зависимых;

– бурение боковых стволов – 40.

В том числе, проектные решения по объекту Б-2’,Б-2,Б-3 следующие:

-Ввод под добычу одной пьезометрической скважины;

-Перевод с пластов В-3,Дл одной добывающей скважины;

-Бурение боковых стволов в количестве 6 ед.;

-Бурение проектных скважин в количестве 3 ед.;

-Перевод под нагнетание пьезометрических скважин в количестве 3 ед.;

-Применение физико-химических методов воздействия на пласт.

2.2 Анализ разработки объекта Б-2’,Б-2,Б-3, Б-2 с начала эксплуатации

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

1-ая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

2-ая стадия – называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

Консорциум « Н е д р а »

35

3-ая стадия – падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

4-ая завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%.

Разработка пласта Б-2 была начата в 1951 г. с вводом из бурения четырех разведочных скважин: №2, 3, 8, 9. В результате интенсивного разбуривания, к 1960 г. на залежи в эксплуатации пребывало 118 действующих добывающих скважин – максимальное количество за весь период разработки. В этом же году (1959 г.) был достигнут максимум в добыче нефти – 940,4 тыс. тонн (5% от НИЗ).

В разработке объекта выделяются четыре стадии:

- первая – рост добычи нефти, при возрастающем фонде скважин, до максимальной величины – 940,4 тыс. тонн в

1959 г., удержание этой величины в течение двух лет («полочка»),

-затем вторая, непродолжительная стадия сравнительно стабильных отборов нефти на уровне 870-670 тыс. тонн.

-третья стадия характеризуется плавным снижением отборов нефти до 19,4 тыс. тонн в 1996 г, обводненность достигла 93 %.

-начиная с 1997 г., залежь вступила в завершающую стадию разработки, когда, благодаря мероприятиям, проводимым по фонду скважин, удается сохранять добычу нефти на уровне 30-40 тыс.т. В течение последних трех лет на объекте по скважинам геолого-технологические мероприятия проводились в небольшом объеме: в 2009 г. ОПЗ, ППР

Консорциум « Н е д р а »

36

в скв.203, 719. В 2011 г. осуществлен ПВЛГ скв.754 с В-3 и проведен ППР ГНО в скв.719. В 2012 г. приобщение пласта к пласту В-3 в скважине №751. Как следствие низкого охвата скважин ГТМ, наблюдается снижение добычи нефти в 2012 г. до 27,3 тыс.т. В результате перевода высокообводненных скважин на другие горизонты, в пьезометрический фонд объемы попутно добываемой воды удалось сократить в 2012 г. до 25 тыс.т.

Согласно проектным решениям пласты Б-2’Б-2Б-3 выделены в самостоятельный объект разработки с организацией внутриконтурного заводнения. Закачка воды с целью поддержания пластового давления была начата в 1955 г. Был организован широкий спектр систем заводнения от элементов приконтурного заводнения до разрезания залежей на блоки с последующей организацией очагового и избирательного заводнения. Накопленная закачка воды –

62500,6 тыс.м3, накопленная компенсация отборов – 101,9%.

Годовой объем закачки по мере истощения запасов снижался с 2,8 млн.м3 (1974 г.) до 246,5 тыс.м3 (2012 г.). Уровень текущей компенсации длительное время поддерживался на уровне 120-130%, а в период 1990-2001 г.г. отборы жидкости компенсировались на 160-220%. Начиная с 2002 г. процент компенсации планомерно снижался до 49% в 2012 г., сохраняя энергетический баланс залежи на первоначальном уровне.

За 2014 г. из объекта добыто 32,994 тыс.т нефти и 654,807 тыс.т жидкости при текущей обводненности 95,0%. Фонд добывающих скважин составил 10 единиц. Дебиты составляли 6,8 т/сут по нефти и 135,8 т/сут по жидкости.

Годовая закачка воды составила 284,3 тыс.м3. Фонд нагнетательных скважин 3 единицы, текущая средняя приемистость которых 259,6 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой – 49,8%.

По состоянию на 01.01.2015 г. из объекта Б-2’,Б-2,Б-3, добыто 15431,9 тыс.т нефти и 66140,4 тыс.т жидкости. Степень выработки достигла 86,2% при обводненности 95,0%. Текущий КИН составил 0,473.

Консорциум « Н е д р а »

49

объем среднесуточной закачки воды был близок к объему отбираемой жидкости. Тем не менее, нагнетательные

скважины обеспечивали очень неравномерную закачку на различных участках залежи.

Если скважины южного участка могли компенсировать отбор жидкости и даже превышать его, то приёмистость скважин северного участка компенсировала только половину отбираемого объема жидкости. Соответственно закачке

распределялось и пластовое давление по залежи.

Таблица 2.5

Характеристика этапов заводнения пласта Б-2’,Б-2,Б-3

Если на северном участке оно было на уровне 125-135 атм. и продолжало падать, то на южном участке давление держалось на уровне 145-150 атм. По этой причине, начиная с 1959 г., принято решение, которое было в последующем эффективно реализовано, по разрезанию залежи линейными рядами на блоки.

Для повышения объема закачки воды на северном участке в 1959 г. начали осваивать под нагнетание скважины,

расположенные в водонефтяной зоне пережима, разделяющем залежь на два участка. В течение 1960-1962 г.г. отбор жидкости из залежи полностью компенсировался закачиваемой водой и даже несколько превышал его, пластовое давление составило 140-145 атм.

Консорциум « Н е д р а »

37

Накопленная закачка по объекту составила 63106,1 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 101,0%.

Динамика технологических показателей объекта Б-2’,Б-2,Б-3 Покровского месторождения представлена в таблице

2.1 и на рисунке 2.1.

Консорциум « Н е д р а »