2.2 Проектный раздел
2.2.1 Анализ добывных возможностей скважин
Выработка от НИЗ составляет 83,5%. Если учесть, что принятые извлекаемые запасы 3059 тыс.т., то на 1.01.2009 г. остаточные извлекаемые запасы составляют 504,1 тыс.т. Эта величина показывает на количественный состав нефти по категории АС1. По категории С2 запасы относятся к залежи Южно- Бобровского купола и района скв. № 197.
Южно-Бобровский купол эксплуатируется двумя скважинами №№ 3342 и 3343, с дебитом 1,7 т/сут и 2,0 т/сут. Начальные балансовые запасы составляют величину 44 тыс.тонн, начальные извлекаемые 9 тыс.т. Всего с начала разработки отобрано 6654 т. Остаточные балансовые запасы по залежи равны 37013 т. Таким образом, на 1.01.2009 г. отобрано 73,9% от Н.И.З. На каждую скважину приходится 1173 т. нефти.
По Курманаевскому поднятию начальные балансовые запасы составляют 5159 тыс т. Извлекаемые запасы - 2564 тыс.т. Определим остаточные извлекаемые запасы:
Qост. = Qн.и. – Qнак. ,
гдеQнак. – накопленная добыча нефти, т.
Qост. = 2564000 – 2273576 = 290 424 т.
На 1.01.2009 г. коэффициент нефтеизвлечения составил :
ŋн = Qнак / Qбал.
где, Qнак – накопленная добыча нефти,
Qбал. – начальные балансовые запасы по залежи, т.
ŋн = 2273576 / 5159000 = 0,497
Таким образом, текущий анализ дает основание считать, что выработка запасов пласта Т2 протекает удовлетворительно. В зоне активной промывки пласта коэффициент нефтеотдачи выше проектного. Все районы залежи с остаточными толщинами полностью охвачены сеткой скважин. Оценка остаточной нефтенасыщенной толщины для части пласта в скважине, охваченной заводнением, выполнена по зависимости:
где hн.о – остаточная нефтенасыщенная эффективная толщина, м;
μ0 = μн / μв , соотношение вязкости нефти и воды в пластовых условиях, МПа∙с;
fb – доля воды в добыче жидкости, доли единиц.
Таблица 2.4
|
№№ скважин |
Начальная эффект. нефтенасыщенная толщина (Н), м |
Остаточная эффект. нефтенасыщенная толщина (hн.о) , м |
|
210 |
9 |
0,83 |
|
235 |
11 |
0,69 |
|
246 |
10,2 |
0,26 |
|
248 |
14,3 |
2,42 |
|
1693 |
10,1 |
2,48 |
|
1716 |
10,0 |
5,93 |
|
1733 |
13,4 |
2,32 |
|
1739 |
11,2 |
1,48 |
|
1741 |
3,8 |
0,59 |
|
3310 |
7,3 |
3,15 |
|
3351 |
9,3 |
4,24 |
|
231 |
14,6 |
9,24 |
|
1691 |
10,9 |
6,5 |
|
1723 |
2,9 |
0,3 |
|
1737 |
8,4 |
2,32 |
|
1738 |
6,4 |
0,4 |
|
3301 |
10,0 |
1,25 |
Из приведенных значений (табл 2.4) остаточной нефтенасыщенной толщины видно, что основные остаточные толщины залежи, расположены в районах скважин №№ 231, 1691, 3351, 3310, 1716, 248, 1693.
Полученные значения несут в себе ряд условностей, связанных с неточностью замеров конечной обводненности скважин, погрешностями применяемой формулы, но, тем не менее, они позволяют представить как распределяются невыработанные запасы в пределах залежи, позволяют определить зоны с наибольшей выработкой.
Восточный купол разрабатывается четырьмя скважинами. Остаточный нефтенасыщенные толщины распределены по залежи следующим образом:
скв. № 1713 : Н = 9,5 м ; hн.о = 3 м;
скв. № 3302 : Н = 15,6 м ; hн.о = 2,8 м;
скв. № 3303 : Н = 5,7 м ; hн.о = 4,1 м;
скв. № 3307 : Н = 6,2 м ; hн.о = 3,5 м;
Из этих значений видно, что Восточный купол является менее выработанным по сравнению с Курманаевским поднятием.
По Курманаевскому поднятию с начала разработки отобрано 2273576 т нефти. Таким образом остаточные извлекаемые запасы по залежи оцениваются в 290424 т. В среднем на каждую добывающую скважину приходится 17083 т извлекаемых запасов нефти. Увеличение остаточных запасов связано с тем, что большее число добывающих скважин выводилось в бездействующий фонд. Выработка по скважинам представлена в таблице №2.5
Таблица 2.5
|
№№ скв. |
Добыча с начала разработки, т |
Степень выработки, доли ед. |
Степень выработки от балансовых запасов, доли ед. |
|
210 |
70 877 |
0,027 |
0,013 |
|
235 |
75 560 |
0,029 |
0,0116 |
|
246 |
115 690 |
0,045 |
0,022 |
|
248 |
98 655 |
0,038 |
0,019 |
|
1693 |
136 501 |
0,053 |
0,026 |
|
1716 |
40 201 |
0,0157 |
0,007 |
|
1733 |
13 139 |
0,005 |
0,0025 |
|
1739 |
16 380 |
0,006 |
0,003 |
|
1741 |
60 380 |
0,023 |
0,011 |
|
3310 |
26 599 |
0,010 |
0,005 |
|
3351 |
31 459 |
0,012 |
0,006 |
|
231 |
50 480 |
0,019 |
0,009 |
|
1691 |
71 734 |
0,028 |
0,013 |
|
1723 |
7 314 |
0,028 |
0,0014 |
|
1737 |
265 |
0,0001 |
0,00005 |
|
1738 |
19 247 |
0,007 |
0,0037 |
|
3301 |
1 878 |
0,0007 |
0,00036 |
Остаточные балансовые запасы по Курманаевскому поднятию на 1.01.2009 г. оцениваются в 584354 т.
По Восточному куполу остаточные извлекаемые запасы оцениваются в 214276 т.
В среднем на одну добывающую скважину приходится 42 855 т. Всего с начала разработки из купола отобрано 280 724 т. Начальные извлекаемые запасы приняты в размере 486 000 т. В 1996г. при пересчете запасов, величина Н.И.З. была увеличена до 495 000 т. Коэффициент нефтеизвлечения по залежи равен 0,247.
Выработка по скважинам Восточного купола представлена в таблице № 2.6.
Таблица 2.6
|
№№ скв. |
Добыча с начала разработки, т |
Степень выработки, доли ед. |
Степень выработки от балансовых запасов, доли ед. |
|
1713 |
56 144 |
0,115 |
0,049 |
|
3302 |
15 322 |
0,091 |
0,039 |
|
3303 |
44 955 |
0,09 |
0,039 |
|
3307 |
17 866 |
0,036 |
0,015 |
Остаточные балансовые запасы по залежи Восточного купола оцениваются в размере 869 328 т.
Таким образом, по состоянию на 1.01.2009 г. из плата Т2 – турнейского яруса отобрано 2 554 300 т. Остаточные извлекаемые запасы в целом по пласту Т2 оцениваются в 504 700 т. Остаточные балансовые запасы – 1 453 682 т.