2 Состояние разработки залежи и опытно-промышленного участка

2.1 Анализ структуры фонда скважин по залежи

По состоянию на 01.01.06 г. на залежь пробурено 1098 скважин, в т. ч. 760 скважин - в восточной зоне, 338 скважин - в западной. Проектный фонд добывающих и нагнетательных сква-жин в целом по залежи - 2527.

В таблице 2.1 представлена характеристика фонда скважин по залежи в целом на 01.01.06 г. Из таблицы видно, что действующий фонд добывающих скважин составляет 530 (63,9 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин), кроме того 27 нагнетательных сква-жин находится временно в отработке на нефть.

367 добывающих скважин на залежи простаивает, находясь в бездействии и консервации, в основном, по причине высокого обводнения продукции на участках естественного режима.

На протяжении 2005 г. из добывающего фонда выводились в бездействие (в основном из-за высокого обводнения) 101 скважина. Анализ причин бездействия добывающих скважин свидете-льствует о том, что почти 65 % неработающего фонда (238 скв.) простаивает из-за высокой обводненности; 15 % (55 скв.) – в связи с низкой продуктивностью; 20 % (74 скв.) - по техничес-ким причинам.

Из 113 пробуренных нагнетательных скважин, под закачкой теплоносителя находится 23.

Коэффициент использования эксплуатационного фонда составил 0,606. Коэффициент эксплуатации действующих добывающих скважин – 0,936.

За 2005 г. из бездействия и консервации введены в эксплуатацию 57 скважин, в т. ч. 38 скважин в ПЦО. В целом добыча нефти из восстановленных скважин в 2005 г. составила 67,4 тыс.т (или 4,5 % от общей добычи по залежи).

В таблице 2.2 представлено распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.06 г. Из диаграммы видно, что с обводненностью продукции свыше 80 % на конец 2005 г. эксплуатировались более 50 % скважин, с дебитом менее 2 т/сут - 22 % скважин.

Из приведенных данных видно, что основное количество скважин (66,8 %) имеют накопленные отборы нефти до 50 тыс.т.

Таблица 2.1- Характеристика фонда скважин по залежи на 01.01.06 г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд	Всего пробурено	960
добывающих	В том числе:
Скважин	Действующие	530
	из них фонтанные
	УЭВНТ	391
	ЭЦН	47
	НГН	92
	Бездействующие	296
	В освоении после бурения	3
	В консервации	71
	Переведены под закачку (в раб. / б.д)	2 / 5
	Переданы в другие категории
	(пьезометрические, контрольные)	19
	Ликвидированные/в ожид. ликв.	12 / 22
Фонд	Пробурено	113
нагнетательных	Возвращено с других горизонтов
скважин	Переведены из добывающих
	Всего	113
	В том числе:
	Под закачкой	23
	Бездействующие	54
	В освоении после бурения	1
	В консервации	4
	В отработке на нефть	27
	Ликвидированные	4
Специальные	Всего	25
скважины	В том числе:
	контрольные	3
	поглощающие	22

Характеристика малодебитного фонда добывающих скважин за 2004 и 2005 гг., показывает что количество скважин с дебитом нефти менее 2 т/сут по сравнению с 2004 г. увеличилось в 2005 г. с 76 до 88. В целом же количество малодебитных скважин в 2005 г. по сравнению с 2004 г. изменилось не существенно.

Из диаграмм видно, что по всем объектам основное количество скважин бездействует из-за высокой обводненности. Доля скважин, остановленных из-за низкого ( 5 МПа) пластового давления и низкой ( 25 м³/сут МПа) продуктивности возрастает снизу вверх по разрезу залежи, в нижнем объекте такие скважины отсутствуют.

Сопоставление накопленной добычи из скважин, остановленных из-за высокой обводненности, низкого пластового давления и низкой продуктивности показывает, что из полностью обводнившихся скважин залежи в среднем добыто в 2 раза больше нефти. Это обусловлено тем, что в зонах залежи, имеющих хорошую гидродинамическую связь с законтурной областью, режим вытеснения нефти водой реализован полностью, в то время, как в зонах, менее связанных с зоной питания и характеризующихся низкой проницаемостью коллекторов, эксплуатация скважин прекращается до завершения выработки охваченных вытеснением коллекторов. Эффективная выработка таких зон может быть осуществлена только при искусственном воздействии на пласт.

Таблица 2.2- Распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности по залежи в целом по состоянию на 01.01.06 г.

Процент обводнен-ности, %	диапазон дебитов нефти, т/сут						Доля от действу-ющего фонда, %
	до 5	5 - 10	10 - 25	25 - 50	50 - 100	от 100
0-20	3	10	19	8	0	0	7,3
20 - 50	5	23	41	3	0	0	13,1
50 - 80	18	79	57	7	0	0	29,3
Свыше 80	203	58	14	1	0	0	50,3
Доля от действую-щего фонда, %	41,7	31,0	23,9	3,4	0,0	0,0
Процент обводнен-ности, %	диапазон дебитов жидкости, т/сут						Доля от действу-ющего фонда, %
	до 5	5 - 10	10 - 25	25 - 50	50 - 100	от 100
0-20	0	13	18	6	3	0	7,3
20 - 50	0	18	39	13	1	1	13,1
50 - 80	0	7	48	88	14	4	29,3

Продолжение таблицы 3.5

Свыше 80	0	1	36	125	78	36	50,3
Доля от действую-щего фонда, %	0,0	7,0	25,7	42,3	17,5	7,5

Из распределения скважин по объектам видно, что средний объект вскрыт в 34 % фонда добывающих скважин, нижний - в 19 %, верхний - в 19 %, 28 % скважин вскрывают объекты совместно.

По нагнетательному фонду распределение скважин по эксплуатационным объектам выглядит следующим образом: 30 % действующего фонда вскрывают нижний объект, 35 % - средний и 4 % - верхний объект. Совместно (нижний и средний) объекты вскрыты в 31 % скважин.

2.2 Анализ динамики технологических показателей

Основная часть залежи разрабатывается на естественном режиме, процессом теплового воздействия (площадной закачкой и пароциклическими обработками охвачено не более 20 % всех запасов.

Значительный рост добычи нефти в 2005 г. по сравнению с 2004 г. был достигнут, в основном, за счет реализации программы термоциклического воздействия и увеличения отбора жидкости.

В 2005 г. добыча нефти по сравнению с 2004 г. увеличилась на 62,9 тыс.т и составила 1483,5 тыс.т., обводненность добываемой продукции снизилась с 82,4 до 82,2 %. Добыча жидкости за 2005 г. составила 8350,0 тыс.т., почти на 300,0 тыс.т больше, чем в 2004 г..

В 2005 г. среднесуточный дебит 1 скважины по нефти увеличился по сравнению с 2004 г. с 7,4 до 7,7 т/сут.

Всего с начала эксплуатации залежи на 01.01.06 г. добыто 50,2 млн.т нефти (в т.ч. 10,6 млн.т за счет теплового воздействия) и 142,9 млн.т жидкости. Таким образом, текущая нефтеотдача пласта в пределах всей залежи составила 6,8 %. Закачано теплоносителя на 01.01.06 г. 38,7 млн.т (в т. ч. в паровой фазе – 17,1 млн.т). За 2005 г. объемы закачки пара составили 1,7 млн.т пара, в том числе на ПЦО скважин – 288,0 тыс.т. Компенсация отбора жидкости закачкой по всей залежи с начала разработки – 26,6 %, текущая компенсация за 2005 г. – 20,1 %.

На графическом приложении 4 приведена карта накопленных отборов нефти в целом по залежи, из которой видно, что основное количество нефти за весь период разработки залежи отобрано на площади участков ПТВ – 1 и ПТВ – 3.

Из представленных на графических приложениях 5, 6, 7 карт текущих отборов нефти по трем объектам эксплуатации (нижний, средний, верхний) следует, что наиболее значительные текщие отборы нефти на дату анализа наблюдаются в районе участка ПТВ–3 и в наименее выработанной северной зоне.

2.3 Режим разработки залежи

Для анализа режима разработки залежи использована информация о динамике основных характеристик энергетического состояния залежи: давления и температуры. Гравитационная и энергия растворенного газа существенно себя не проявляют, поэтому не рассматриваются.

Барическая составляющая генерируется двумя природными и одним искусственным источниками энергии – гидравлическим напором вод водоносного бассейна, принудительным поддержанием давления закачкой в залежь пара и упругим сжатием, обусловленным горным давлением.

В истекшем году при компенсации отбора закачкой только на 20,4 % не произошло снижения давления, что является следствием активной работы законтурной области питания. Неснижающееся давление свидетельствует о том, что упругий режим, как и в предшествующие годы, в объеме залежи практически не используется. Основная добыча нефти на залежи осуществляется за счет вытеснения нефти из высокопроницаемых зон залежи. Основная масса низко-проницаемых коллекторов из-за незначительных депрессий в процессе нефтеизвлечения практически не участвует.

За счет вводимого в пласт тепла происходят изменения внутренней энергии пластовой системы, приводящие к термическому расширению нефти, снижению динамической вязкости и проявлению других факторов, положительно влияющих на нефтеотдачу.

Таким образом, текущий режим разработки пермско-каменноугольной залежи может быть охарактеризован как водонапорный, обеспечивающий постоянство пластового давления за счет естественного и искусственного источников заводнения.

Энергетические составляющие режима хорошо сбалансированы, что обеспечивает высокую стабильность пластового давления на протяжении последних 6-ти лет.

Сложившаяся ситуация в целом по залежи предполагает реализацию любых технологий её разработки при пластовых давлениях, близких к давлению насыщения нефти газом.