2 Расчетно-техническая часть

2.1 Технико-технологический раздел

2.1.1 Текущее состояние разработки

По состоянию на 1.01.2009 г. основные показатели разработки эксплуатационного объекта в основном уступают проектным показателям (табл. №2.3). Годовая и накопленная фактическая добыча нефти составила 37,7 тыс.т. и 2468,4 тыс. т.; добыча жидкости 272,6 тыс.т. и 6579,0 тыс.т. Проектная добыча нефти годовая 38,9 тыс.т., накопленная добыча – 2481,1 тыс.т.; проектная добыча жидкости соответственно 272,6 тыс.т. и 6579,0 тыс.т.

Основная причина – несоответствие фактических и проектных показателей действующего и проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин (24 добывающих и 9 нагнетательных скважин против 27 и 11 единиц по проекту). Увеличение времени на капитальный ремонт, связанный с высокой обводненностью скважин, сдерживает ввод скважин из бездействия.

Однако наблюдается тенденция снижения обводненности продукции на период 2007-2009г.г. Связано это, прежде всего, с уменьшением объема закачки и проведением геолого-технических мероприятий по изменению кинематики фильтрационных потоков.

Таблица 2.3

Показатели разработки	Ед. изм.	2007 г.		2008 г.		2009 г.
		проект	факт	проект	факт	проект	факт
Фонд скважин: добыв. нагнет.	скв.	27 11	24 9	27 11	20 8	26 11	23 8
Добыча нефти: годовая накоплен.	тыс.т.	38,9 2481,1	37,7 2468,4	39,8 2521,9	42,7 2511,1	35,8 2557	49,7 2555,7
Годовой темп отбора от Н.И.З.	%	1,4	1,38	1,3	1,4	1,2	1,46
Отобрано от нач. разраб.	%	80,5	81,38	82,5	82,5	83,1	83,5
Добыча жидкости: год. накоплен	тыс.т.	337,2 6616,9	272,6 6579,0	342,8 6959,7	274,3 6853,3	345,2 7304,2	245,9 7099,2
Обводненность	%	87,1	86,2	88,4	84,4	89,6	81,8
Закачка воды: годовая накоплен.	тыс. м3	158,59 4595,95	308,0 5042,4	158,6 4048,2	331,8 5374,2	158,6 4048,2	301,2 5675,3
Компенсация отбора закачкой текущ. с начала разработки	%	51 56,0	129,6 73,2	50,0 55,0	129,9 74,2	50,0 55,0	129,5 76,0
Средний дебит одной скважины	т/сут	5,4	4,7	4,9	5,9	4,4	6,2

Увеличение объемов закачки привело к неравномерности распределения фронта вытеснения нефти, в результате чего некоторые участки залежи оказались не вовлеченными в разработку. По проекту компенсация отбора закачкой должна была составить 51%, а накопленная 56%. Фактически текущая компенсация закачкой составила 129,6%. Гидродинамическая связь с законтурной водонапорной системой вместе с закачкой воды в пласт позволили стабилизировать средневзвешенное давление по пласту и появилась тенденция к его увеличению. Вместе с тем, среднесуточный дебит скважин оставался меньше проектного на 0,7 т/сут нефти. В результате чего было недополучено 6132 т нефти в год.

В 2009 году фактические показатели разработки существенно улучшились. Из таблицы показателей разработки видно, что несмотря на существенное отставание по фонду добывающих скважин (20 против 27) фактическая добыча превысила проектную на 2,9 т/сут нефти. Одной из проблем разработки пласта Т₂ является бездействующий фонд, который составляет 25% от всего эксплуатационного фонда. По прежнему обводненность скважинной продукции достаточно велика, но этот показатель существенно уменьшился по сравнению с проектным. Часть скважин высокообводненного фонда было решено вывести в бездействующий фонд в рамках проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи. В частности в бездействующие ушли скважины №№ 3354 и 3324, с обводненностью 90% и 99% соответственно. Эти мероприятия учитывались при составлении перспективных планов разработки. Но в процессе эксплуатации вносились определенные коррективы, связанные с технологическим режимом работы скважин. В течении года проведением ГТМ на двух скважинах извлечено дополнительно 0,472 тыс. тонн нефти. Геолого-технические мероприятия включали в себя соляно-кислотные обработки призабойных зон скважин.

Вместе с указанными мероприятиями увеличился объем закачки воды в пласт с 308 тыс. м³ до 331,8 тыс. м³ благодаря чему пластовое давление по залежи выросло и составило 26,0 МПа. В результате средний дебит одной скважины вырос по сравнению с проектным на 1 т/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин составила 40,3 м³/сут, что почти совпадает с проектными значениями. Таким образом, добыча за 2000 год увеличилась по сравнению с базовым вариантом на 8443 т нефти. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0,39 (проектный 0,3927).

За 2009 г. показатели разработки превышали запланированные. Годовой темп отбора составил 1,46%. Превышение фактических показателей разработки над проектными объясняется большим дебитом одной скважины (6,2 т/сут. по сравнению с проектным – 4,4 т/сут.) нефти. В текущем году за счет ГМУН дополнительно было получено 14,6 тыс. т. нефти. Все же тенденции к снижению дебитов имели 2 скважины, но незначительные: скв. № 1691 – 1 т/сут.; скв. № 1711 – 2 т/сут. Коэффициент нефтеизвлечения в 2009 году составил 0,403 (по проекту 0,3983).

Текущая компенсация закачкой 129% позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 26 МПа. Стабилизация пластового давления отмечалась и при уменьшении объемов закачки. Объясняется это связью залежи с законтурной водонапорной системой. Связь прослеживается не только в связи со стабилизацией средневзвешенного давления по пласту, но и в связи с обводнением ряда скважин. Т.К. залежь является плавающей, т.е. подстилается повсеместно пластовой водой, то приконтурное заводнение восточной части Курманаевского поднятия и очаговое заводнение его западной части является дополнительным фактором воздействия на залежь, определяющим эффективность ее разработки. Поэтому незначительное увеличение объема закачки в 2008 году позволило увеличить пластовое давление до 26 МПа.

Как видно из вышесказанного, разработка пласта Т₂ в целом протекает удовлетворительно. Фактические показатели разработки превышают проектные. Достичь этого удалось за счет проведения ряда мероприятий, позволяющих интенсифицировать отбор нефти. Фактические показатели разработки указывают на возможность интенсификации отбора нефти за счет введения в разработку слабодренируемых пропластков.

Проводимые мероприятия поддержания пластового давления и изменения кинематики фильтрационных потоков дали свои положительные результаты (уменьшение обводненности, увеличение пластового давления). Однако, в ближайшее время следует ожидать увеличения как обводненности, так и уменьшения дебитов скважин. В настоящее время из 23 скважин эксплуатирующих пласт, только 4 скважины дают продукцию с менее 50% обводненностью. 60,8% добывающих скважин работают при обводненности от 70 до 90,8%. В конечном итоге все зоны пласта будут охвачены заводнением, причем нарастание обводненности скважинной продукции будет происходит за счет заполнения трещин коллектора водой. Фактически пластовое давление выше в районах тех скважин, которые дают более обводненную продукцию, за исключением скважины № 231. Эта скважина была выведена из бездействия в 2008 г. и сохранила еще свои добывные возможности при обводненности 42,7% и величине пластового давления – 30,0 МПа.

Поэтому, для сохранения темпа отборов рекомендуется применение ВУС с целью ограничения водопритоков (полимерное воздействие на пласт), продолжать ИНФП, соляно-кислотные обработки, проводить ремонтно-изоляционные работы по скважинам.