Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
2.1 Характеристика фонда скважин
Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.
По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.
По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.
Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.
| Способ эксплуатации | Средний дебит по нефти, т/сут. | Средний дебит по жидкости, т/сут. | ||||
| на 1.01.04 | на 1.01.05 | +,- | на 1.01.04 | на 1.01.05 | +,- | |
| ФонтанныйЭЦНШГН | 0,37,93,1 | 1,68,83,0 | 1,30,9-0,1 | 2,231,77,9 | 1,633,78,0 | -0,62,00,1 |
Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут.
ТАБЛИЦА 2. Характеристика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на 1 января 2005 года
| Фонд скважин | Количество скважин действующего фонда | Средний дебит | ||
| по нефтит/сут | по жидкостим³/сут | |||
| Добывающий | ДействующийЭЦНШГН | 1327121 | 3,138,83,0 | 8,633,78,0 |
| Нагнетательный | 4 | - | - | |
Средний дебит для жидкости для фонтанного способа эксплуатации уменьшается, а с использованием электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса дебит жидкости увеличивается на 2,0 т/сут и 0,1 т/сут соответственно.
2.3 Анализ выработки пластов
Основными объектами разработки на Нурлатском месторождении являются терригенные отложения кыновского и бобриковского возрастов, в которых заключено более 65 % извлекаемых запасов нефти по категории В+С1. Они характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, которая создает дополнительные трудности при выработке запасов нефти.
В целом на месторождении добыча нефти велась 181 скважиной и составила на 01.01.2004 4,874 тыс. т или 33,5 % от утвержденных извлекаемых запасов по категории В+С1. Начальные дебиты нефти в скважинах варьируют от 1,0 до 108 т/сут.
Нижним объектом эксплуатации на месторождении являются продуктивные отложения пласта До-б кыновского горизонта верхнего девона, вступившие в промышленную эксплуатацию в 1975 году .
Уже через три месяца после начала разработки, несмотря на небольшой объем извлеченной жидкости, наблюдалось быстрое падение пластового давления. В зоне отбора оно снизилось с 20,0 до 16,5 МПа. Одной из причин могла быть плохая гидродинамическая связь законтурной области с зоной отбора, другой - малый объем (45 тыс.м3) воды, закачанной в пласт.
Это доказывает, что в залежах пластово-сводавого типа на начальной стадии разработки при удалении зоны отбора от краевых вод на расстояние более, чем расстояние сетки скважин, влияние законтурной области практически отсутствует и давление в указанной зоне пласта быстро падает.
С целью оптимизации добычи нефти на залежи с 1976 г. внедрена система ППД с использованием законтурного, внутриконтурного, очагового заводнения. Всего на кыновской залежи были введены в работу 23 нагнетательные скважины. Соотношение их к эксплуатационным составило 1: 3. Объем закачанной в пласт жидкости равен 6624 тыс. м3, что составляет 140 % от отбора жидкости в пластовых условиях.
Полнота выработанности запасов нефти пласта Д0-б определялась по степени охвата пластов-коллекторов заводнением по площади их распространения и толщине. Для этой цели использовался комплекс информации, включающий геолого-промысловые и геофизические данные, особенности геологического строения залежи, изменения коллекторских свойств продуктивных пластов.
Заводнение того или иного пласта устанавливалось в основном по результатам анализа геолого-промысловых данных.
Признаками заводнения коллекторов при анализе геолого-промысловых данных служили:
1. Высокий темп обводнения продукции скважин после длительного периода безводной эксплуатации, либо эксплуатации при стабильной обводненности.
2. В случаях монотонного роста обводненности дата начала заводнения пласта условно устанавливалась после отбора скважиной 20 % от балансовых запасов нефти, приходящихся на скважину.
3. По химическому анализу воды, добываемой с нефтью в общем объеме продукции скважины.
Кроме того, характер насыщенности пластов устанавливался по материалам ГИС-контроля, но объемы таких исследований малы, поэтому основной объем информации получен по результатам анализа геолого-промысловых данных.
Охват пласта заводнением по толщине, в условиях дефицита данных ГИС, определялся косвенным методом, путем расчета по формуле Лысенко В.Д.
Кохв. = 1 – ( 1-В2t / 1-В2ф ) ,, (лит. 4 стр. 76) (1)
В2t , В2ф – соответственно, текущая и начальная обводненности продукции скважин;
Yв, Yн – соответственно, плотности воды и нефти в пластовых условиях;
Мв, Мн – соответственно, вязкости воды и нефти в пластовых условиях;
Кф= К21.5,
Где Кф – коэффициент фильтрации;
К2 – коэффициент вытеснения, принятый для песчаников равным 0,708 д.ед., для алевролитов равным 0,5 д.ед.
При этом, в случаях эксплуатации скважиной нескольких пластов общим фильтром, при различии пластов по проницаемости более чем в 2,5 раза, пласты с меньшей проницаемостью относились к не работающим, в остальных случаях их участие в работе скважины оценивалось пропорционально соотношению их проводимостей.
Работоспособность изложенного подхода оценки степени охвата пласта заводнением по толщине в условиях залежей нефти терригенного девона была доказана на многих площадях Ромашкинского месторождения.
Полученная информация о состоянии заводнения коллекторов с учетом геологического строения залежи, начальной нефтеводонасыщенности, химических свойств и состава воды, коллекторских свойств пластов, расположения скважин относительно зон нагнетания воды, контуров нефтеносности позволили выяснить причины поступления воды в скважины, оценить степень участия отдельных пластов в процессе разработки, заводненные и остаточные ( незаводненные ) толщины пластов и на основании этого построить карту разработки .
Залежь нефти пласта До-б+в кыновского горизонта в промышленную разработку введена в 1975г.
Из двух выделенных пропластков пласта До-б+в в активную разработку вовлечены только запасы пропластка До-б. В начальный период разработка залежи осуществлялась с применением законтурного (скв. № 1729, 44, 122, 116, 1803) и частично внутриконтурного заводнения (скв. № 1708а, 1710).
С середины 80-х годов на залежи формируется три нагнетательных ряда, ориентированных вкрест длинной оси (первый ряд- скв. № 1799, 1823, 1713, 1701, 1796; второй ряд- скв. № 1833, 1710, 9269; третий ряд – скв. № 9270, 1786, 1708а) и разделивших тем самым залежь на 4 самостоятельных блока. С вводом в 1998 году под нагнетание скв. № 45, 1712, 1709 система заводнения трансформировалась в блочную. Практически одновременно с освоением под нагнетание скважин разрезающих рядов прекратилась закачка воды в законтурные нагнетательные скважины (1982-1987гг.).
Рассматривая характер заводнения коллекторов по площади распространения пласта, необходимо отметить, что основные зоны заводнения приурочены к линиям нагнетания воды и приконтурным зонам, что свидетельствует о достаточно высокой активности законтурного заводнения. На участках залежи, где законтурное заводнение отсутствовало, процессы внедрения воды в залежь протекают весьма вяло (по данным Зевакина Н.И., ТатНИПИнефть). Это наиболее характерно для части залежи, расположенной на IIIблоке (р-н скв. № 1703, 1837, 16, 1785, 1831,1822).
По состоянию на 1.01.2004г. на залежи сформировались две обширные зоны заводнения закачиваемой водой, приуроченные к I и II разрезающим рядам, и третья, небольшая зона заводнения, связанная с IIIразрезающим рядом.
Наиболее активно процесс продвижения закачиваемой воды наблюдался до начала 90-х годов. В последующий период он замедлился, что очевидно связано с существенным ограничением объемов закачки воды. По-видимому, по этой же причине в приконтурных частях залежи сформировались своеобразные зоны стягивания, о чем свидетельствует работа добывающих скважин № 46а, 55, 1792, 1824, обводненность по которым колеблется от 30 до 50 %, что существенно ниже, чем в зонах активного заводнения закачиваемой водой и процесс заводнения происходит за счет внедрения законтурной воды в залежь.
Подобная небольшая зона выделяется в районе скв. № 1834, 1716, в которых коллекторы заводняются также пластовой водой и обводненность скважин колеблется примерно в тех же пределах (31-39 %). Быстрому распространению закачиваемой воды от нагнетательного ряда скважин препятстствует зона залегания алевролитов в районе скв. № 1716.
Скв. № 1825, вскрывшая водо-нефтяную зону, в течение 22 лет работала с обводненностью меньше 26 %. С 1999 года наблюдается резкий рост доли воды в продукции, что вероятно связано с прорывом пластовой воды по наиболее проницаемым прослоям из нижезалегающих водоносных коллекторов.