Покровского месторождения Оренбургской области

52

Таблица 2.5

Расчетный КИН

Консорциум « Н е д р а »

53

Таблица 2.6

Расчет показателей разработки (метод Г.С.Камбарова)

Консорциум « Н е д р а »

54

Видно, что конечный КИН, который может быть достигнут при бесконечной промывке пласта, составляет по методике Г.С.Камбарова 0,769, что выше утвержденного значения 0,575. Это говорит либо о высокоэффективной разработке залежи, либо о том, что потенциал залежи занижен и запасы пласта значительно больше, чем поставлено на баланс.

Согласно прогнозу с использованием методики Г.С.Камбарова из объекта к 2044 г. будет извлечено 19122 тыс.т

нефти. Степень выработки извлекаемых запасов составит 74,3% при текущей обводненности продукции 93,6%.

Характеристика вытеснения по методу Г.С.Камбарова

Консорциум « Н е д р а »

55

Рис. 2.10

Предельно рентабельная обводненность 98,0% достигается в 2100 г. К этому сроку будет извлечено 21087 тыс.т,

степень выработки – 81,9%, КИН – 0,630.

Как видно, несмотря на рассчитанный потенциал пласта, выработка его запасов сложившейся системой затягивается на длительный период что экономически неэффективно. То есть желательно продолжить применение методов увеличения нефтеотдачи на пласте А4.

2.7. Оценка эффективности сложившейся системы разработки и рекомендации по ее регулированию

По состоянию на 01.01.2016 отбор от НИЗ составил 81%, темп отбора от НИЗ за 2015 год – 1,1%. Реализованный

Консорциум « Н е д р а »

56

фонд – 247 скважин. В действующем эксплуатационном фонде числятся 61 добывающая и 43 нагнетательных скважины,

на одну действующую добывающую скважину приходится в среднем 63 тыс. т/скв., остаточных извлекаемых запасов,

при средней накопленной добыче на скважину 95 тыс.т/скв. В соответствии с текущим состоянием разработки площадь объекта А4 была разбита на 14 блоков анализа. По каждому блоку проведена оценка текущих и накопленных показателей разработки, выработки запасов, энергетического состояния и эффективности реализованной системы разработки.

Участки центральной залежи характеризуются выработкой более 93%, обводненностью порядка 90% и дебитом нефти 7т/сут – по данным участкам необходима работа на поддержание базовой добычи (ГТМ, регулировка системы ППД). Наиболее перспективными выглядят залежи западных и восточных поднятий, для более активного вовлечения в разработку необходимо разбуривание и доформирование системы ППД.

Контроль выработки запасов методом типовых кривых

Для оценки потенциального КИН и объема извлекаемых запасов нефти объекта А4 на основе сложившейся динамики показателей разработки были построены зависимости «темп отбора от НИЗ – отборы от НИЗ », «отборы от НИЗ – обводненность», которые представлены на рис. 2.11.

Типовые кривые пласта А4

Консорциум « Н е д р а »

57

Рис. 2.11

Анализ представленных графиков свидетельствует, что объект характеризуется повышенной обводненностью,

темпы отбора от НИЗ несколько ниже типовых значений, что обусловлено выработкой центральной залежи на уровне

93% и недостаточным вовлечением в разработку периферийных залежей.

Контроль выработки запасов нефти промыслово-геофизическими методами На объекте А4 промыслово-геофизические исследования проведены в 147 скважинах. Из них 34 % - определение

профиля приемистости, 9% определение тех. состояния, 11% профиль притока, 44% относятся к исследованиям методом ИННК.

Центральная залежь характеризуется нефтенасыщенной кровельной частью и водонасыщенной подошвенной о чем свидетельствуют результаты геофизических исследований.

По результатам эксплуатации скважин и геофизическим исследованиям установлено, что средний коэффициент работающей толщины добывающих скважин составляет 0,64 ед., несмотря на это ресурсы для проведения перфорационных работ отсутствуют т.к. близость подошвенных вод предопределила систему перфораций

Консорциум « Н е д р а »

58

2.8 Рекомендуемые мероприятия по регулированию системы разработки

Для полной выработки всех запасов объекта А4 необходимо: усилить работу по поддержанию базовой добычи

(ГТМ, ППД) центральной части, разбуривание периферийных залежей.

Рекомендуетя реализация основных положений действующего проектного документа, который предусматривает:

•усиление системы разработки за счет бурения новых скважин в неразбуренных зонах и зонах концентрации остаточных запасов нефти,

•переводы скважин, выполнивших свое проектное назначение на целевых нижележащих объектах,

•бурение БС и БГС,

•проведение комплекса мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и увеличение коэффициента нефтеизвлечения,

•система рекомендуется площадная с размещением скважин по сетке 500×500 м с уплотнением за счет переводов с нижележащих объектов,

•система заводнения блоковая в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением.

Выводы

Объект А4 введен в разработку в 1965 году.

Всего на объект пробурено 84 скважины (76 добывающих, четыре нагнетательных, четыре водозаборных), 134

скважины переведено с других объектов (Б2, Т1), реализация проектного фонда скважин – 92%.

По состоянию на 01.01.2016 г. в добывающем фонде находится 93 скважины, в том числе в действующем

Консорциум « Н е д р а »

59

добывающем фонде - 61 скважина, две в бездействии, 11 наблюдательных и 19 ликвидированных. В нагнетательном фонде находится 59 скважин, в том числе под закачкой воды 43 скважины, три в бездействии, три наблюдательных,

восемь ликвидированных и две ожидающих ликвидации. В водозаборном фонде четыре скважины.

Накопленная добыча нефти составила 15 934 тыс.т, жидкости – 40050 тыс.т. Текущий КИН - 0,476 (при утвержденном 0,574), отбор от НИЗ – 81 % при обводненности продукции - 77,5 %.

Объект является третьим по величине накопленной добычи нефти по месторождению (доля в текущей добыче нефти составляет 14 %, от общих накопленных отборов – 23 %).

Участки центрального Покровского поднятия характеризуются снижением дебита жидкости, причина – высокий процент непроизводительной закачки вследствие плохого технического состояния нагнетательных скважин.

Участки центральной залежи характеризуются выработкой более 93%, обводненностью порядка 90% и дебитом нефти 7т/сут – по данным участкам необходима работа на поддержание базовой добычи (ГТМ, регулировка системы ППД). Наиболее перспективными выглядят залежи западных и восточных поднятий, для более активного вовлечения в разработку необходимо разбуривание и доформирование системы ППД.

Проектные решения выполнялись согласно действующему проектному документу. Добыча нефти и средний дебит соответствуют проектным значениям (проект 235 тыс.т., факт 217 тыс.т.). Незначительное отклонение в добыче нефти (-

8%) обусловлено снижением добычи жидкости по причине ухудшения продуктивности скважин и локального снижения эффективности системы ППД.

Текущее средневзвешенное значение пластового давления по объекту составляет 15,1 МПа, при начальном – 18,8

МПа.

Консорциум « Н е д р а »