3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
Объект разработки характеризуется значительной неоднородностью (коэф. расчлененности 19,8), при этом коэф. песчанистости 0,17. Объект состоит из известняков и доломитов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по разрезу составляет 12,3 м. Пласт характеризуется довольно низкой проницаемостью ( 0,039 мкм2). Продуктивный пласт характеризуется системой естественных микротрещин, что необходимо учитывать при проведении различных мероприятий.
Нефть данного объекта разработки легкая (706 кг/м3) и маловязкая ( 1,13 мПа*с в пластовых условиях), при этом достаточно высокий газовый фактор ( 185,6 м3/т). Осложняет разработку наличие парафина в нефти ( 4,58 %), скважины часто останавливаются на текущий ремонт. Давление насыщения довольно высокое (14,69 МПа), что безусловно отражается на процессе разработки.
Начальные извлекаемые запасы по объекту 3002 тыс.т., что составляет 57,3 % от запасов всего месторождения.
4. Анализ состояния разработки залежи
4.1. История разработки
Месторождение открыто в результате поисково-разведочного бурения в 1990 году. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в ноябре 1993 года по «Плану пробной эксплуатации разведочной скв. № 70 Гагаринского месторождения». В 1995 году составлен «Проект пробной эксплуатации Гагаринского месторождения». В 1999 году Компанией ООО «Дружба-Инжениринг» составлена «Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Гагаринского месторождения», в которой обоснована необходимость продления срока пробной эксплуатации до 01.01.2001 года. В 2002 году состоялся пересчет запасов нефти Гагаринского месторождения. В 2004 г. Компанией ООО «Дружба - Инжениринг» составлена «Технологическая схема разработки Гагаринского месторождения».
Период 1993-2006 гг. характеризуется незначительными темпами разработки за счет естественной энергии пласта, малым количеством добывающих скважин (от одной до восьми). Вода в продукции появилась в 1999 г. (скв. №№ 71 и 223) и составила 4,1 %.
Период 2007 – 2011 гг. характеризуется интенсивным нарастанием годовой добычи нефти вследствие активного разбуривания залежи и организации системы поддержания пластового давления. За это время пробурена 21 добывающая скважина. Все скважины вступили в работу насосным способом. Среднесуточные дебиты безводной нефти в начале разработки по этим скважинам составили от 3,2 т/сут (скв. № 421) до 40,2 т/сут (скважина № 418). Все скважины на данный момент находятся в действующем добывающем фонде, исключение составляет скв. № 421, которая в 2010 году переведена под закачку.
4.2. Анализ текущего состояния разработки
Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д.ед., нагнетательных – от 0,52 до 0,85 д.ед. Система поддержания пластового давления на месторождении организована в 2006 г. Накопленная закачка воды на 01.01.2013 составляет 318,6 тыс.м3. Основные показатели разработки фаменской залежи приведены в табл. 4.1 и на рис. 4.1.
Таблица 4.1.
Основные показатели разработки пласта Фм
|
Показатель |
единица измерения |
2012 |
|
Добыча нефти |
тыс.т |
89,8 |
|
Добыча жидкости |
тыс.т |
116,3 |
|
Накопленная добыча нефти |
тыс.т |
739,2 |
|
Накопленная добыча жидкости |
тыс.т |
831,1 |
|
ввод новых добывающих скважин |
шт |
0 |
|
действующий фонд добывающих скважин |
шт |
23 |
|
средняя обводненность продукции скважин |
% |
22,8 |
|
ввод нагнетательных скважин |
шт |
1 |
|
фонд нагнетательных скважин |
шт |
8 |
|
средняя приемистость нагнетательных скважин |
м3/сут |
41,2 |
|
КИН |
доли ед. |
0,103 |
|
отбор от НИЗ |
% |
24,6 |
|
темп отбора от НИЗ |
% |
3 |
|
закачка рабочего агента |
тыс. м3/год |
84,2 |
|
накопленная закачка рабочего агента |
тыс. м3 |
318,6 |
|
текущая компенсация отбора |
% |
72 |
|
компенсация отбора с начала разработки |
% |
23,4 |
В 2008 году начался активный ввод добывающих скважин, с чем связан резкий рост годовой добычи нефти. В 2010 году остановился ввод новых добывающих скважин, и рост нефти прекратился. Вода появилась в продукции скважн в 1999 году и до 2007 года не превышала 15 %, в 2007 году достигла 22,7 % после чего снова снизилась. Средневзвешенное пластовое давление составляет 17,8 МПа, что выше давления насыщения (14,69 МПа), но в зонах отбора давление зачастую ниже давления
насыщения. Компенсация отбора с начала разработки всего 23,4 %, что обусловлено поздним вводом системы ППД и ее малой мощности. В
условиях трещиноватости коллектора это ощутимо усугубляет продуктивность скважин. Отбор от НИЗ по залежи составляет 24,6 %, коэффициент извлечения нефти достиг 0,103 д.ед., дальнейшее разбуривание залежи проектом не предусматривается. Объект находится на 2-й стадии разработки.
Основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части залежи. Кроме того, самые высокопродуктивные скважины находятся на этих участках (скв. №№ 409, 404, 162, 405). В то же время самые низкопродуктивные скважины находятся в зонах с низкой плотностью запасов. В 2012 г. добыча нефти составила 89,8 тыс.т, жидкости – 116,3 тыс.т, среднегодовая обводненность – 22,8 %. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составила 739,2 тыс.т, жидкости – 831,1 тыс.т. Накопленные отборы и объемы закаченного агента скважин с начала разработки отражены на рис. 4.2. Режим разработки водонапорный.