Часть залежи пласта До-б, расположенная на территории Самарской области, до конца 1992г. разрабатывалась, по сути, на естественном режиме и признаки заводнения пласта наметились лишь в скв. № 1838, 1822, 1787, где обводненность достигла 14- 20 %, при начальной равной 1-3 %.
По части залежи, расположенной на территории Республики Татарстан, по состоянию на 1.01.2004г., заводнением охвачено 86,4 % площади нефтеносности пласта До-б. При этом площади, заводняемые закачиваемой водой, несколько больше, чем пластовой водой и составляют 59,2 %. Зоны пласта, сложенные песчаниками и переслаиванием песчаников и алевролитов близки между собой по величине коэффициента охвата заводнением по толщине и площади пласта. Значительно в меньшей степени охвачены заводнением зоны залегания алевролитов (64%), тем не менее это свидетельствует об их участии в процессе выработки запасов залежи и о возможности ввода их запасов в более активную разработку.
Результаты анализа охвата пласта заводнением по толщине показывают, что его величина в значительной мере определяется как условиями залегания коллекторов в интервале пласта До-б и их коллекторскими свойствами, так и источниками заводнения (закачиваемая вода, законтурная пластовая вода). Так наибольшей средней величиной охвата пласта заводнением по толщине отмечаются интервалы пластов, сложенных песчаниками, в зонах заводнения закачиваемой водой.
Такая же величина охвата характерна и для прослоев песчаников в зонах, сложенных переслаиванием песчаников и алевролитов, но если рассматривать величину охвата от суммарной толщины прослоев-коллекторов, включая и алевролиты, то она оказывается существенно меньшей, соответственно 0.78 д.ед. и 0.56 д.ед .
В случаях заводнения пластовой водой, во всех выделенных трех зонах по условиям залегания, величины охвата пласта заводнением по толщине в 2-3 раза меньше. Очевидно, что запасы рассматриваемых зон, так же, как и зон, не охваченных заводнением и сосредоточенные в алевролитах, должны быть основными объектами разработки.
В целом, по части залежи пласта До-б, расположенной на территории Республики Татарстан, средняя величина охвата пласта заводнением по толщине составляет 0,52 д.ед.
Анализ состояния выработки запасов выполнялся в соответствии со степенью вовлеченности запасов нефти в разработку по сформированным блокам залежи пласта До-б. При этом, в процессе анализа, оценивались начальные балансовые запасы по каждому из блоков, начальные запасы по площади в той или иной степени охваченной заводнением, запасы нефти в заводненном поровом объеме пласта и, соответственно, текущие коэффициенты нефтеизвлечения и вытеснения, позволяющие судить о степени и интенсивности выработки запасов и достоверности оценки остаточных (незаводненных) запасов и запасов нефти в заводненных промытых поровых объемах. Запасы нефти на заводняемой площади и в заводненном объеме определялись на основании результатов анализа состояния заводнения коллекторов.
Достоверность выполненной оценки выработки запасов определяется по степени соответствия фактических коэффициентов вытеснения в заводненных объемах коэффициенту вытеснения нефти водой, величина которого принята по лабораторным исследованиям и утверждена в подсчете запасов равной 0,708 д.ед.
Результаты анализа показывают, что в среднем по активно разрабатываемой Татарстанской части залежи пласта среднее значение КВН в заводненном объеме составляет 0,737 д.ед., что на 0,029 д.ед. выше коэффициента вытеснения, принятого в подсчете запасов нефти 1993 года по лабораторным данным.
Подобное несоответствие, очевидно, связано с занижением значений коллекторских свойств и соответственно запасов нефти и более высокими фактическими значениями фильтрационных свойств коллекторов, что нередко выясняется при выполнении геолого-промысловых анализов и является вполне приемлемым.
В 2004 году на технико-экономическом Совете ОАО «Татнефть» (протокол № 1946/05-9 (002) от 22.06.2004 г.) было принято решение о перераспределении извлекаемых запасов нефти кыновского горизонта Нурлатского месторождения по Самарской области и Татарстану с изменением КИН (по Татарстану – увеличение до 0,481 д.ед.). Снижение КИН на участке Самарской области до 0,241 связано с тем, что около 70 % объема пластов-коллекторов сложены низкопродуктивными породами - алевролитами.
Согласно карте рельефа дневной поверхности на рассматриваемой территории протекает река Б. Черемшан. В этой зоне предполагается снижение гипсометрических отметок кровли продуктивных отложений и увеличение содержания глинистого материала в терригенных породах кыновского и бобриковского возрастов. Такая закономерность установлена авторами по ряду месторождений РТ (Пионерскому, Ново-Елховскому, Аканскму). Низкие начальные дебиты нефти в пробуренных скважинах: № 1850-500 л/сут, № 1843- 3 м3 /сут, № 53- 2,3 м3/сут, № 63- 2 м3 /сут, № 96- 980 л/сут. говорят в пользу выдвинутой авторами гипотезы.
По состоянию на 1.01.2004г. в целом из пласта До-б+в Нурлатского месторождения отобрано 3369 тыс.т нефти (74,1 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН равен 0,311 д.ед.
По части залежи, расположенной на территории Татарстана, накопленная добыча нефти равна 3199 тыс.т (82,4 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН достигнут 0,397 д.ед.
Поскольку конечный КИН не дифференцировался по группам коллекторов, поэтому оценка выработки запасов из песчаников и алевролитов проводилась на качественном уровне, исходя из запасов нефти в заводняемой зоне и в заводненном объеме, полученных в результате анализа состояния заводнения коллекторов.
На основании результатов подобного распределения около 89% всей добычи нефти по пласту До-б Татарстанской части залежи отобрано из песчаников.
При анализе выработки запасов по блокам залежи пласта До-б распределение добычи нефти между ними проводилось по работе скважин, расположенных в их пределах, при этом добыча нефти по скважинам разрезающих рядов делилась поровну между смежными блоками.
Выработанность запасов пласта До-б по I - III блокам существенно различаются. Так по I блоку отобрано 1618 тыс.т или 93,5 % от начальных извлекаемых запасов и практически достигнут утвержденный КИН. Коэффициент нефтеизвлечения на заводняемой площади составляет 0,478 д.ед., что на 0,003 д.ед. ниже утвержденного КИН. Выработанность запасов по группам коллекторов мало отличается от состояния выработки всего пласта До-б Татарстанской части залежи. Из всей накопленной добычи нефти 98 % отобрано из песчаников, по которым текущий КИН равен 0,507 д.ед. По алевролитам он составляет всего 0,071 д.ед.
Таким образом, неоднородность состава пород по разрезу ведет к неоднородности выработки запасов нефти в них содержащихся.
Учитывая то, что добывающие скважины продолжают отбор нефти из заводняемых зон, а также более 200 тыс.т балансовых запасов нефти не охвачены заводнением, вполне очевидно, что утвержденный КИН на блоке будет существенно превышен.
Основными резервами для дальнейшей разработки являются запасы нефти в зонах, заводняемых пластовой водой, где охват заводнением по толщине составляет 0,30 д.ед., и зоны, не охваченные заводнением, а также запасы нефти, сосредоточенные в алевролитах. Разработка последних будет, очевидно, сопряжена с вышеуказанными сложностями, поскольку основная часть их запасов находится в зонах переслаивания с песчаниками, что крайне затрудняет выбор и применение методов увеличения КИН.
По II блоку, по состоянию на 1.01.2004г., отобрано 1068 тыс.т нефти, что составляет 87,8 % от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН равен 0,447 д.ед. Как показывают результаты анализа состояния заводнения коллекторов, запасы нефти в той или иной степени охвачены процессом заводнения на всей площади блока, однако вырабатываются опять же лишь запасы нефти, содержащиеся в песчаниках. Но разработка запасов песчаников, как и на I блоке, происходит неравномерно. Наиболее интенсивно процесс разработки протекает в зонах заводнения закачиваемой водой, где охват заводнением по толщине в среднем составляет 0,68 д.ед., в зонах заводнения пластовой водой его величина равна 0,35 д.ед.
Таким образом, основные мероприятия по совершенствованию разработки блока должны быть направлены на более полный охват пласта заводнением в зонах заводнения пластовой водой и выбора методов, позволяющих выравнять фильтрационные сопротивления пород с разными проницаемостными характеристиками. Третий блок залежи отличается от первых двух существенно меньшей степенью выработанности запасов. Накопленная добыча нефти составляет 513 тыс.т. Текущий КИН по нему равен 0,286 д.ед., выработка начальных запасов составляет 59,2 %. Причина такого отставания заключается, очевидно, в меньшей эффективности системы заводнения, сформированной на блоке: отсутствие законтурного заводнения, экранизация влияния закачки от восточного нагнетательного ряда (скв. № 9270, 1786, 1708а) зоной распространения алевролитов.
Об этом свидетельствует существенно меньший средний охват пласта заводнением по толщине равный 0,42 д.ед. (на двух первых блоках он соответственно равен 0,65 д.ед. и 0,57 д.ед.) Как и на первых двух блоках, с опережающими темпами вырабатываются запасы нефти, содержащиеся в песчаниках.
Залежь нефти пласта До-б, расположенная в Самарской области, разрабатывалась практически на естественном режиме. В конце 1992г. большинство добывающих скважин блока были переведены в консервацию. За весь период разработки из пласта отобрано 170 тыс.т нефти, что составляет 27,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,065 д.ед.
Выполненный анализ заводнения кыновских коллекторов и выработки запасов позволяет отметить следующее:
1. По состоянию на 1.01.2004г. в активную разработку введены только запасы пласта До-б Татарстанской части залежи, по которой отобрано 83,9 % от начальных извлекаемых запасов, достигнутый КИН равен 0,404 д.ед. Разработка запасов рассматриваемого пласта в пределах Самарской области осуществлялась на естественном режиме, отобрано 27,2 % от НИЗ. Запасы пласта До-в в разработку не введены.