3. Анализ текущего состояния разработки

3.1. Характеристика технологических показателей разработки

Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:

• в работе находилось 540 добывающих скважин;

• 417 скважин находилось в бездействии и консервации в основном по причинам высокой обводненности и низкого пластового давления;

• 25 нагнетательных скважин находилось под закачкой пара;

• средний дебит одной скважины по нефти составил 7,8 т/сут, по жидкости – 41,6 т/сут;

• текущая добыча нефти равна 1,4 млн. т, накопленная – 47,4 млн. т нефти, что составляет 6,5% от геологических запасов;

• отобрано жидкости 126,5 млн. т, закачано теплоносителя 33,3 млн. т;

• обводненность добываемой продукции достигла 81,3%.

Анализ распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежи и сопоставление текущей нефтеотдачи с вовлеченными запасами, показал, что использование запасов достигло 70%. Таким образом, при сохранении системы разработки залежи на естественном режиме коэффициент нефтеотдачи не превысит 8,0-8,5%.

В тоже время на участке ПТВ-3, где в течение последних 11 лет ведется закачка пара, темп выработки запасов превышает 1,7%, прогнозный коэффициент нефтеотдачи оценивается в 21 – 22%.

Анализ причин обводнения залежи с учетом комплексного анализа результатов исследования скважин, особенностей геологического строения залежи и состава добываемой воды показал, что пластовые воды внедряются в залежь тремя путями:

• Снизу через зоны разуплотнения;

• С контуров по наиболее выдержанным высокопроницаемым пропласткам и трещинам;

• через затрубное пространства и забои негерметичных скважин.

  Соотношение вклада этих факторов в обводнение залежи меняется во времени и пространстве. Однако в настоящее время можно констатировать, что независимо от путей поступления в залежь пластовых вод, высокопроницаемые коллектора практически полностью обводнены, и их выработка на естественном режиме завершается.

По нижнему эксплуатационному объекту залежь обводняется преимущественно по вертикали за счет подъема ВНК, по среднему и верхнему эксплуатационным объектам – с контуров по наиболее выдержанным высокопроницаемым пропласткам.

По состоянию на 01.01.04г. средневзвешенное пластовое давление в залежи, приведенное к ВНК, соответствует 10,7 МПа, что составляет 74,5% от первоначального уровня.

За 2003г. эффект от всех ГТМ без учета дополнительной добычи нефти от проведения ПЦО и площадной закачки пара оценивается в 103 тыс. т или 8,4% от общей годовой добычи нефти.

Самыми массовыми ГТМ в 2003 г. оказались:

• ввод в добычу скважин из бездействия и консервации (81 скв.);

• ограничение водопритоков по действующему и бездействующему фонду (66 скв).

В 2003г. наибольший эффект на 1 скважину был получен от проведения оптимизации работы добывающих скважин, который составил около 1,6 тыс. т/скв.

Можно предположить, что форсирование отборов жидкости по отдельным высокопродуктивным скважинам с достаточным запасам пластового давления позволяет временно интенсифицировать добычу нефти, в тоже время оптимизация работы скважин стимулирует кратное увеличение добычи попутной воды и, как правило, через год приводит к полному обводнению скважин.

Из бездействия и консервации в 2003г. было выведено 81 скважина, в том числе 51 с проведением ограничений водопритока. Средний дебит скважин, введенных без ограничения водопритока – 1,6 т/сут, с ОВП – 5,9 т/сут. Основное количество изоляционных работ проводилось с использованием ВУС. Анализ показал, что практически половина дополнительной добычи нефти получена из четверти обработанных скважин, расположенных преимущественно в зоне теплового воздействия и реагирующих на закачку пара. Средняя удельная эффективность изоляционных работ характеризуется дополнительной добычей нефти около 420 т на 1 скважину, продолжительность эффекта – 130 сут.

Во втором полугодии 2003г. были проведены опытные работы по применению микробиологического воздействия для снижения вязкости нефти в прискважинной области. Было проведено 6 биообработок, однако кратного снижения вязкости нефти сопоставимого со снижением при прогрева пласта добиться не удалось. По сравнению с другими видами ГТМ этот метод имеет наименьшую технологическую эффективность: дополнительная добыча нефти в среднем не превысила 200 т на 1 скважину, продолжительность эффекта – 40 сут.