Выполнение планируемых мероприятий

Пласт	Годы	Планируемые мероприятия (Проект разработки 2003г.)	Выполненные на 1.01.05 г.	Выполненные на 1.01.07 г.
Б2	2003	Отбор нефти – 366,4 тыс.т, Обводненность - 48% qн-30 т/сут, qж-57,6 т/сут, фонд - 36 доб.скв., 2 нагн.скв.	Факт.отбор - 305 тыс.т, (невыпол. на 61,4 тыс.т – 16,8%) Обводненность -50,4% qн - 27,4 т/сут, qж-55,3 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 4 нагн.	-
		Возврат трех скв. 131,134,142 с пл.В1 Добыча из новых скв. – 27,6 тыс.т, дебит нефти – 92 т/сут.	Скважины не переведены Скв. 131,134 – в дейст. доб. фонде пл. В1, скв.142 – в б/д	Скважины не переведены. Скв. 131, 142 – в дейст. доб. фонде пл. В1
		Оптимизация работы по 15 скважинам (100,109,112,118,121,130,132,136,139,140,141,143,144,145,154) Доп.добыча – 180 тыс.т	Увелич. производительности по11скв.: 109,112,118,130,136,139,141,145,154,(+107,146) Доп.эффект – 71,9 тыс.т нефти	-
		Объем закачки – 55 т.м^3, прием.-75,5м^3/сут.	Объем закачки 215 т.м^3, прием.-182м^3/сут.	-
	2004	Отбор нефти – 299,4 тыс.т, обводненность 68,6% qн - 25,9т/сут, qж - 82,4 т/сут, фонд - 27 доб.скв., 10 нагн.скв	Факт – 260 тыс.т, (невыпол. на 38,5 тыс.т - 13%) Обводненность - 67,5% qн-23,7т/сут, qж-72,8 т/сут, фонд 31 доб.скв.,4 нагн. Оптимизация по скв.109,115,125 – эффект 13,85 тыс.т	-
		Ввести 8 проектных нагнет. скважин (в отработке на нефть): №№ 14,103,119,120,124,140,144,153. Нагн. фонд – 10 скв., объем закачки – 217 тыс.м^3, приемистость -100 м^3/сут, Закачка ПАА, ГОС, БП-92	Пущены под закачку скв.120,129. В освоении - скв.108, в б/д – скв.147. Нагн. фонд – 4 скв., объем закачки – 374,5 тыс.м^3, приемистость – 260 м^3/сут. Закачка сточной воды	Пущены под закачку скв.№147, 149. Нагнетательный фонд - 7 скв.

Пласт	Годы	Планируемые мероприятия (Авторский надзор 2005г.)	Выполненные на 1.01.08 г.
Б2	2005	Отбор нефти – 168.8 тыс.т, qн -21.3 т/сут, qж - 71,1 т/сут, фонд - 32 доб.скв., 6 нагн.скв.	Факт.отбор – 160.3 тыс.т (невыпол. на 8,5 тыс.т – 5%), обводненность - 80%, qн - 18,8 т/сут, qж - 93,9 т/сут, фонд - 31 доб.скв., 6 нагн.
		Перевести скв.№14,100,101и 108 в контрольный фонд	Не переведены.
	2006	Отбор нефти – 167,1 тыс.т, обводненность - 80,2%, qн -18,8 т/сут, qж - 94,8 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 5 нагн.скв.	Факт.отбор – 129,0 тыс.т (невыпол. на 38,1 тыс.т – 22,8%), обводненность - 87,8%, qн -13,2 т/сут, qж - 108,4 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 8 нагн.
		Полимерное заводнение с 2006г.	Не выполнено
		В 2006г. перевод под закачку скв.№103, 119, 149	Скважина №119, 149 переведена под закачку 01.2006г.
	2007	Отбор нефти – 137,3 тыс. т, обводненность – 84,4%, qн -17,7 т/сут, qж - 113,9 т/сут, фонд – 24 доб.скв., 5 нагн.скв.	Факт.отбор – 122,7 тыс.т, (невыпол. на 14,6 тыс.т – 12%), обводненность – 87,8%, qн -10,6 т/сут, qж - 86,8 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 8 нагн.

В 2008 году проводились следующие ГТМ:

1. ППР - смена оборудования на скважине №146, прирост дебита нефти на конец года - отрицательный.

2. ИДН – увеличение производительности ЭЦН на скважине №114, прирост дебита нефти на конец года – отрицательный. Причина недостижения расчетных приростов – рост обводненности.

3. ОПЗ – скважина №112, прирост дебита нефти – положительный.

4. ОПЗ по технологии НХС (без подъезда бригады) – скважина №120. Результат – увеличение приемистости.

В таблицах 2.3, 2.4, 2.5 представлены геолого-технические мероприятия за последние 3 года.

Таблица 2.3.

Геолого-технические мероприятия за 2009 год.

Мероприятия	2009 год
	Скважина №		Эффективность в тоннах Нефть
ППР	102		124
ППР	136		157,4
ППР	144		4,3
КРС (ОПЗ)	14	4
Вывод из БД	130	100
ПВЛГ	130	0,6
ПВЛГ	144	0,1

В 2009 году проводились следующие ГТМ:

1. ППР – скважины №№102, 136, 144, прирост дебита нефти положительный.

2. КРС (ОПЗ) – скважина №14, прирост дебита нефти положительный.

3. Вывод из бездействия прошлых лет – скважина №130, прирост дебита нефти положительный.

4. ПВЛГ – скважины №№130, 144, прирост дебита нефти крайне мал, вследствие отклонения от планового прироста по причине высокой обводненности продукции (плановый 10%, фактический 64%) для скважины №130 и высокой обводненности (план 50%, факт 99%) для скважины №144.

Таблица 2.4.

Геолого-технические мероприятия за 2010 год.

Мероприятия	2010 год
	Скважина №	Эффективность в тоннах Нефть
Вывод из БД	112	3
Вывод из БД	118	2,7

В 2010 году проводились следующие ГТМ:

1. Вывод из бездействия прошлых лет – скважины №№112, 118, прирост дебита нефти положительный.

Таблица 2.5

Геолого-технические мероприятия за 2011 год

Мероприятия		2011 год
		Скважина №	Эффективность в тоннах Нефть
ППР		114	6
ППР		145	2,7
ИДН	140, 132, 126, 148		Нет данных

В 2011 году проводились следующие ГТМ:

1. ППР – скважины №№114, 145, прирост дебита нефти – положительный.

2. ИДН – скважины №№ 140, 132, 126, 148. Данных об эффективности проведенных мероприятий нет.

Расшифровка ГТМ:

ППР – планово-предупредительный ремонт - это комплекс организационно-технических мероприятий по надзору, уходу и всем видам ремонта, которые проводятся периодически по заранее составленному плану. Благодаря этому предупреждается преждевременный износ оборудования, устраняются и предупреждаются аварии, системы противопожарной защиты поддерживаются в постоянной эксплуатационной готовности.

ОПЗ – обработка призабойной зоны. Ее проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями.

ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт. Oсуществляется при разработке месторождений c несколькими продуктивными пластами, разбуренными единой сеткой скважин, когда скважины, вскрывшие один из объектов, полностью выработаны, обводнены или изменилось их техническое. состояние (смятие колонн, аварии c оборудованием). Перевод скважин на вышележащие объекты производят отключением выработанного пласта (горизонта) цементированием (под давлением) чаще всего растворами тампонажного портландцемента c оставлением отвердевшего "стакана" в обсадной колонне или установкой мостовых пробок. При отсутствии качественного разобщения пластов одновременно производят восстановление герметичности затрубного пространства скважины, иногда c подъёмом цементного раствора для перекрытия вводимого в эксплуатацию объекта. После проверки герметичности эксплуатационной колонны и качества разобщения пластов осуществляют вскрытие вышележащего объекта и ввод его в эксплуатацию. 

Таким образом, по Красногородецкому месторождению пласту Б₂ методы, способствующие очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, оказались не слишком эффективны. Наиболее эффективными мероприятиями, позволившими существенно увеличить добычу нефти по поднятию, являются планово-предупредительные ремонты.

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

Поскольку нефть пласта Б₂ высоковязкая, в проектных документах его планировалось разрабатывать с поддержанием пластового давления путем закачки термальных вод серпуховского горизонта. Это площадное заводнение с применением полимерного воздействия. Заводнение было начато в середине 2002 года. Выкопировка из карты текущих отборов пласта Б₂ на 01.01.2012 года представлена на рисунке 2.2.

Карта текущих отборов пласта Б₂ на 01.01.2012 года

Рис. 2.2

2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление по пласту Б₂ - 14,3 МПа. Замеры пластового давления по объектам в начальный период 1990-1991 годов отсутствуют, разбуривание пласта Б₂ происходило в периоде 1992-1998 годах. Следует отметить, что все значения пластовых давлений получены путем пересчета статических и динамических уровней.

В 2000 году по скв.132, 144 был начат форсированный отбор жидкости, а в 2001 году добавились еще скв.126 140 и 148. В 2002 году форсированный отбор жидкости провели на 4 скважинах (№106, 114, 130, 139), в 2003 году – на 11 скважинах (№8, 107, 109, 112, 118, 124, 136, 141, 145, 146, 154), в 2004 г. на двух скважинах (№109, 125), в 2005 г. на трех скважинах (№132, 146, 115), в 2006 году на трех скважинах (№103, 136, 143). В 2007 году форсированный отбор жидкости повторно провели на четырех скважинах (№103, 109,140,143).

В период проведения массовой оптимизации работы скважин (2002-2003 года) в целом по пласту Б₂ по залежи среднее пластовое давление находилось на уровне 12 МПа. Несколько большее снижение давления наблюдалось в зонах отбора – 11,3 МПа, а по данным 2007 года оно снизилось до уровня 9,1 МПа. Как следствие в скважинах с проведенной оптимизацией наблюдается снижение забойного давления, динамических и статических уровней жидкости.

В середине 2002 года в пласт Б₂ была начата закачка воды серпуховского горизонта в скв.126 и 135. По рекомендации проектного документа [Проект разработки Красногородецкого месторождения ОАО «Самаранефтегаз», 2003 год] закачку воды следовало начать в 1992 году и на начало 2003 года компенсация суммарного отбора жидкости должна была составить 60 %, фактически она незначительно превысила 1 %. В 2004 году под закачку переведены из добывающих скв.129, 120. Текущая компенсация отбора закачкой по пласту Б₂ в 2004 году составила 44,5 %, накопленная – 21,2 %. Пластовое давление по скважинам в зонах закачки отмечалось на уровне 10,2-11,7 МПа, в зонах неохваченных заводнением на уровне – 8 -10,4 МПа.

Пластовое давление в 2005 году составляло по пласту Б₂ – 11,6 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составила 51,1 %, накопленная – 26,7%. Пластовое давление в 2006 году находилось на уровне 12 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составляла – 71,2 %, накопленная – 34,8 %. На 1.01.2008 года пластовое давление было 11,3 МПа, текущая компенсация отбора закачкой составила 50,7 %, накопленная – 37,6%.

Изменение объемов закачиваемой воды оказывает влияние на пластовое давление. Так увеличение объемов закачки с 326,6 тыс. м³ до 559,5 тыс. м³ привело к повышению среднего пластового давления до 12 МПа. Уменьшение в 2007 году закачки до 449 тыс. м³ снизило пластовое давление до 11,3 МПа.

Фонд нагнетательных скважин на 01.01.2012 года составляет 6 единиц. Текущая компенсация отбора закачкой - 942, 7%, накопленная – 146,2%.

2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

На 01.01.2012 года накопленная добыча нефти по пласту Б₂ Красногородецкого месторождения составила 2211 тыс.т., жидкости – 8188,54 тыс.т. Накопленная закачка воды – 3717,87 тыс.м³. Степень выработки запасов пласта Б₂ – 78,5 %, обводненность продукции – 94,1 %, достигнутый КИН – 0,516.

Рассмотрим фонд скважин и его изменение по дебитам нефти и обводненности.

2.4.1. Характеристика фонда скважин

На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства.

Действующий фонд скважин по пласту Б₂ представлен в таблице 2.6.

Таблица 2.6.

Характеристика действующего фонда

Фонд	Категория	Количество
		Красногородецкое месторождение
		Б2
Фонд добывающих скважин	Пробурено	25
	Возвращено с других горизонтов	2
	Всего	27
	в т.ч. действующие	23
	из них: фонтанные	-
	эцн	18
	шгн	7
	бездействующие	1
	в освоении после бурения	-
	в консервации	1
	переведено на другие горизонты	-
	переведено под закачку	-
	переведено в наблюдательные	-
	переведено в поглощающие	-
	в ожидании ликвидации	-
	ликвидированные	3
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	7
	Возвращено с других горизонтов	-
	Переведено из добывающих	-
	Всего	7
	в т.ч. под закачкой	6
	в режимной остановке	-
	в бездействии	1
	в освоении после бурения	-
	в консервации	-
	в эксплуатации на нефть	-
	переведено на другие горизонты	-
	переведено в поглощающие	-
	ликвидированные	-
Специальные скважины	Всего	3
	в т.ч. наблюдательные	-
	пьезометрические	3
	поглощающие	-
Всего скважин		37

2.4.2. Анализ фонда по дебитам нефти, жидкости

Распределение фонда скважин пласта Б₂ по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2012 года показано в таблицах 2.7, 2.8 и на рисунках 2.3., 2.4.

Таблица 2.7

Распределение действующего фонда скважин по дебиту нефти, т/сут
До 5	14
5- 10	5
10-20	4
20-25	2

Распределение фонда скважин по дебиту нефти

Рис 2.3

Максимальный дебит нефти в скважине №143 равный 23,483 т/сут. Минимальный дебит в скважине №153 равный 0,009 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 0 до 5 т/сут. Среднесуточный дебит нефти по пласту Б₂ – 6,5 т/сут. Большинство скважин малодебитные.

Таблица 2.8

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, т/cут
До 10	6
10-100	13
100-200	3
200-220	3

Распределение фонда скважин по дебиту жидкости

Рис. 2.4

Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №153 со значением 1 т/cут. Максимальный дебит на объекте в скважине №107 со значением 220 т/cут. Среднесуточный дебит жидкости по пласту Б₂ – 79,8 т/сут.

3. Анализ обводнения залежи

В таблице 2.9 и на рисунке 2.5 приведено распределение действующего фонда скважин по обводненности.

Таблица 2.9

Распределение действующего фонда скважин по обводненности, %
40-60	3
60-90	6
90-95	10
Выше 95	6

Распределение фонда скважин по обводненности

Рис. 2.5

Максимальная обводненность со значением 99% наблюдается в скважине № 153, а минимальная со значением 40,7% в скважине №143.

Средняя обводненность по пласту составляет 85,5%.

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Важная часть анализа процесса разработки – сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта. Оно проводится с целью выявления взаимосвяи и влияния основных факторов, выяснения причин отклонения от проекных разработок и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели.

Динамика изменения проектных и фактических показателей разработки проанализирована за 2007-2011 год.

В таблице 2.10 приведены показатели проекта разработки и фактические данные.

Как видно из таблицы, проектные показатели немного превышают фактические. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели.

По проекту в 2007 и 2009 годах планировалось выбытие добывающих скважин, что не было выполнено. Фонд добывающих скважин в 2008, 2010 и 2011 годах отстает от проектных показателей на 2-3 единицы. Фонд нагнетательных скважин с 2008 года отстает от проектного. Средний дебит по нефти в 2007-2011 годах незначительно меньше проектного. Приемистость нагнетательных скважин до 2009 года была ниже проектной, в 2010 и 2011 годах – выше. Фактический коэффициент нефтеизвлечения во все года практически совпадает с проектным.

Столь малые расхождения фактических величин с проектными обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 гг) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 г. по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 г., соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня.

Таблица 2.10

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

№№ п/п	ПOKAЗATEЛИ	ед. изм.	Г О Д Ы
			2007		2008		2009		2010		2011
			проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	Добыча нефти, всего,	тыс. т	137,30	106,46	86,200	84,673	73,400	67,594	61,000	58,375	51,100	45,709
4	Ввод новых доб. скв-н, всего,	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
10	Выбытие добывающих скважин	шт.	5	0	2	0	3	0	0	0	0	0
11	Фонд добыв.скв-н на конец года	шт.	29	29	29	27	26	26	26	24	26	24
12	Действ.фонд добыв.скв. на к.г.	шт.	29	29	29	27	23	26	23	24	23	24
13	Перевод скв-н на мех-ю добычу	шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
14	Фонд доб-х механиз-х скважин	шт.	29	29	28	27	25	26	25	24	25	24
15	Фонд нагнет-х скв-н на к.г.	шт.	5	6	8	6	9	6	9	6	9	6
16	Действ.фонд нагнет.скв.на к.г.	шт.	5	6	7	6	8	6	8	6	8	6
17	Ср.дебит скв.по жид-ти: действ.	т/сут	113,9	105,9	86,5	107,8	83,5	109,6	78,9	108,9	75,0	101,2
19	Ср.дебит скв.по нефти: действ.	т/сут	17,7	12,9	10,2	10,4	9,3	8,8	8,1	7,9	6,8	6,0
21	Ср.приемистость нагнет-х скв.по воде	м^3/сут	252,7	216,6	216,6	184	194,5	187	187,7	218,1	197,9	227,6
22	Ср.обв-ть продукц.скв-н: действ.	%	84,4	87,8	88,2	90,4	88,8	92,0	89,8	92,7	91,0	94,1
24	Добыча жидкости, всего,	тыс. т	881,3	817,7	732,0	881,4	656,1	846,2	596,1	804,1	566,7	773,3
26	из новых скв.	тыс. т	4919,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
27	Добыча жид-ти с нач.разраб-ки	тыс. т	4919	4884	5521	5765	6177	6611	6773	7415	7340	8189
28	Добыча нефти с нач. разраб-ки	тыс. т	2032	1955	2041	2039	2114	2107	2175	2165	2226	2211
29	Коэффициент нефтеизвлечения	доли ед.	0,474	0,456	0,476	0,476	0,494	0,492	0,508	0,505	0,520	0,516
30	Отбор от утвержд.извл.запасов	%	72,2	69,4	72,5	72,4	75,1	74,8	77,3	76,9	79,1	78,5
31	Темп отбора от извл.зап. нач-х	%	4,9	3,8	3,1	3,0	2,6	2,4	2,2	2,1	1,8	1,6
32	текущих	%	14,9	3,8	9,4	9,8	8,0	8,7	6,6	8,2	5,6	7,0
33	Закачка воды	тыс. м^3	456,5	449,9	558,7	403,1	533,7	401,5	544,8	473,4	574,3	495,5
34	Закачка воды с нач.разраб.,	тыс. м^3	2004,0	1944,4	2718,9	2347,5	3252,6	2749,0	3797,3	3222,4	4371,7	3717,9
35	Компенсация отбора: текущая	%	57,0	367,5	75,0	414,0	80,0	516,5	90,0	705,1	100,0	942,7
36	с нач.разраб.	%	42,0	86,5	46,7	100,1	50,1	113,5	53,5	129,4	57,0	146,2

2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

2.6.1.Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточ­ной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского:

(2.1)

Где:

Н- начальная эффективная толщина пласта, м

-соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях

f_B - обводненность добываемой продукции, доли.ед.

Таблица 2.11

Расчет остаточных нефтенасыщенных толщин

№ скважины	Нач.эф.нефтенас.толщина	Обводненность, доли ед.	Остаточная нефтенасыщ.толщина
8	8,3	0,914	4,713778
154	13,4	0,921	7,304241
153	7,2	0,99	0,89033
148	14,3	0,9	8,696909
146	9,5	0,945	4,260175
145	6,7	0,947	2,939796
143	8,4	0,407	8,006623
140	7	0,944	3,172138
14	5,8	0,52	5,38258
139	8,8	0,98	1,952237
136	7,6	0,888	4,848286
134	10,8	0,517	10,03136
125	6,5	0,939	3,092389
124	9,6	0,931	4,883322
121	11	0,62	9,849605
118	9,1	0,957	3,509211
115	10,4	0,977	2,573752
114	6,7	0,929	3,459581
112	9,4	0,917	5,248812
109	7,6	0,879	4,99992
107	17,9	0,953	7,30167
106	8,1	0,926	4,272656
103	11,6	0,887	7,426813
102	10,2	0,618	9,141343
101	9,5	0,98	2,107528

Достигнутый коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле:

(2.2)

где

∑Q_н. -накопленная добыча нефти за весь период разработки залежи ,тыс.т.

Q_бал.- начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, тыс.т.

Q_ост.- остаточные балансовые запасы нефти, полученные расчетным путем, тыс.т.

Таблица 2.8

Границы толщин	Средняя толщина пласта	Замеренная площадь см2	Площадь залежи м2	Объем зоны дренирования
0-2	1	278,9646	2789646	2789,646
2-4	3	165,02	1650200	4950,6
4-6	5	46,3841	463841	2319,205
6-8	7	15,3098	153098	1071,686
8-10	9	3,8182	38182	343,638
				Сумма = 11474,775

∑ V = 11474,775 тыс. м³

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2.3) при заданных параметрах:

Q_ост.= V*m* а**θ (2.3)

где

m = 0,21

а = 0,94.

= 0,900 т/м³

b = 1,082

θ =0,966

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2.2):

; накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 2211 тыс.т.;

Q_бал. – начальные балансовые запасы нефти, равные 4269 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Коэффициент нефтеотдачи выше чем проектный (КИН = 0,56) на данный период. Анализируя карту остаточных толщин можно заметить, что некоторая часть пласта не разработана, остались небольшие запасы нефти. Это связано с тем, что залежь была не должным образом охвачена дренированием. Советую особое внимание обратить на бездействующую скважину 14, у которой осталось 5,3 м нефтенасыщенной толщины.

6. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки.

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка ведется не эффективно. Значение степени выработки составляет 78,4 %, а обводненности - 94,1 % (косвенно определяют эффективность разработки). Достаточно большое расхождение (15,7%) говорит о неэффективности разработки. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки показало, что фактические показатели каждый год немного отстают от проектных. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели. В принципе, расхождения проектных и фактических величин достаточно малы, что обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 годах) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 году по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 году, соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня.

Делая вывод из вышесказанного, с целью дальнейшей разработки и увеличения КИН, рекомендую комплекс геолого-технологических мероприятий, направленный на доизвлечение остаточных запасов, с учетом фактической выработки пласта и текущего состояния скважин. Предлагаю следующие мероприятия:

1. В зонах повышенных плотностей остаточных запасов нефти рекомендую зарезку одного бокового горизонтального ствола из скважины 101 в северо-западном направлении, бурение бокового ствола из скважины 148 на север от существующего забоя, боковой ствол из скважины 121 в северо-восточном направлении.

2. С целью интенсификации дебитов нефти провести обработку призабойной зоны в трёх скважинах (скв. 102,121 и 134).

3. Так как нижележащий пласт В₁ практически истощен, рекомендую перевод скважины 131 на пласт Б₂.

4. Для наиболее полной выработки запасов в четырёх скважинах (скв.100,112,125 и 130) провести ремонтно-изоляционные работы

2.8. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

1. Зарезка боковых стволов может применяться при неаварийных забоях уже существующих скважин с целью добычи нефти из зон, не охваченных ранее дренированием, или при аварийных забоях уже существующих скважин, которые не отобрали норму нефти.

2. Соляно-кислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять известняки и доломиты. Проникая по трещинам в глубь пласта, кислота реагирует с породой и создает сеть расширенных каналов, простирающихся на значительные расстояния от ствола скважины. Такая сеть каналов значительно увеличивает фильтрующую способность пласта, что приводит к повышению продуктивности скважин.

3. Перевод скважин с нижележащего пласта применяется в случаях, когда запасы нижележащего пласта истощены и становится экономически нерентабельно добывать из него нефть и для интенсификации добычи нефти из вышележащего пласта.

4. Ремонтно-изоляционные работы проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту, так как при эксплуатации нефтяных месторождений в скважину может поступать посторонняя вода.

ВЫВОДЫ

Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области. Пласт находится в промышленной эксплуатации с 1990 года и до настоящего времени он активно эксплуатируется и находится на третьей стадии разработки. С каждым годом снижается добыча нефти. В 2008 году был произведен пересчет проектных показателей разработке, поэтому на данный момент фактические и проектные значения добычи нефти, дебитам по нефти и жидкости и обводненности продукции незначительно отличаются друг от друга.

По данному пласту рекомендуются зарезка боковых стволов, перевод скважин с нижележащего истощенного пласта В₁, обработка призабойных зон и ремонтно-изоляционные работы.

Анализируя систему разработки пласта Б₂ Красногородецкого месторождения можно сделать вывод, что реализуемая система разработки Красногородецкого месторождения требует корректив, а решения последней проектной работы – пересмотра.

ПРИЛОЖЕНИЯ

44