3.3. Анализ текущего состояния разработки объекта (Динамика технологических показателей по годам с начала разработки. Текущие значения кин и степени выработки запасов, обводненности, накопленного внф)

Согласно классификации, весь период разработки площади подразделяется на четыре стадии.

Первая стадия (1962 – 1968 годы) – освоение эксплуатационного объекта. Она характеризуется непрерывным увеличением добычи нефти и жидкости за счет интенсивного разбуривания и освоения системы поддержания пластового давления. За первую стадию отобрано 20,2 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции составляла 16,5 %.

Вторая стадия (1969 – 1975 годы) – поддержание достигнутого максимального уровня добычи нефти. Характеризуется относительно стабильной добычей нефти и нарастанием обводненности продукции одновременно с дальнейшим разбуриванием эксплуатационного объекта и усилением системы заводнения. Продолжительность второй стадии составила 7 лет. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1974 году и составила 3,878 млн. т (4,6 % от НИЗ). За первые две стадии, т. е. до начала падения добычи нефти, отобрано 52 % от извлекаемых запасов (за счет высоких темпов отбора во второй стадии), обводненность к концу второй стадии составила только 27,9 %.

Третья стадия (1976 –1983 годы) – значительное снижение добычи нефти с продолжающимся ростом обводненности добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда. Продолжительность третьей стадии – 8 лет. Поскольку на начальной стадии на площади была запроектирована редкая сетка, которая не позволяла охватить разработкой все запасы нефти, то в третьей стадии вводились в разработку запасы, не охваченные основным фондом скважин. Среднегодовое падение добычи нефти в среднем за период составило 11 %, обводненность к концу периода – 72,5 %, темп обводнения – 6 %.

Общая продолжительность основного периода разработки составляет 22 года, за это время отобрано 76,1 % от начальных извлекаемых запасов нефти.

Начиная с 1984 года площадь вступила в четвертую стадию разработки (темп отбора от НИЗ менее 2 %). Четвертая стадия характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда, является более продолжительной и наиболее сложной для разработки.

По состоянию на 01.01.2006 г. накопленная добыча нефти по площади составила 76,4 млн. т или 91,3 % от начальных извлекаемых запасов. Добыча нефти на одну скважину действующего фонда составила 153 тыс. т. Текущая нефтеотдача достигла 52 %, водонефтяной фактор – 1,2. Жидкости добыто 156 млн. т, обводненность – 88,8 %. Благодаря целенаправленным мероприятиям по регулированию разработки, темп роста обводненности после 1985 года удалось приостановить. Для компенсации отбора жидкости в пласты закачано 169 млн. м³ воды, что составляет 103,2 % к отбору жидкости в пластовых условиях.

За 2005 год с площади добыто 428 тыс. т нефти, по сравнению с максимальным уровнем, это в 9 раз меньше. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 0,5 %, от текущих – 5,57 %. Добыча жидкости составила 3823 тыс. т, воды закачано 3574 тыс. м³, отбор жидкости компенсирован закачкой на 94,6 %. Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин – 280 м3/сут. В общем объеме годовой добычи на долю скважин, оборудованных ЭЦН, приходится 53,3 %, ШГН – 46,7 %. Среднесуточный дебит скважин по нефти составил 4,3 т/сут, в т. ч. ЭЦН – 5,0 т/сут, ШГН – 3,7 т/сут.

В отчетном году добыто 3271 тыс.тонн попутной воды, что на 639 тыс.тонн ниже проектной. Обводненность продукции ниже проектной на 3,3 % и равна 87,2%. В связи с вводом в эксплуатацию установки по подготовке технической жидкости отпала необходимость в эксплуатации скважин на добычу технической воды. Скважина 6614 переведена на С1bb и 21867 на кыновский горизонт на добычу нефти, скважина 6783 в бездействующем фонде в ожидании перевода на добычу нефти .С начала разработки добыто 919,9 тыс.тонн технической воды.

По состоянию на 1.01.2011г. добыто 112,2 млн.тн попутной воды, а обводненность всей добытой продукции возросла за год с 58,2% до 58,8%.

В отчетном году обводненность продукции уменьшилась на 0,2% и составляет 87,2%. Общее количество обводнившихся скважин составляет 287, из них 258 скважины обводнены закачиваемой водой, 20 скважин пластовой водой,18скважин смешанной водой. На 1.01.2011г. обводнились и вышли в тираж 271 скважины.

В 2010году по площади технологическая закачка составила 4033,295 тыс.м3 воды, отобрано 3626,492 тыс.тонн жидкости в пластовых условиях. Пластовое давление по объекту 163,1 атм, что ниже прошлогоднего показателя на 1,2 атм, в зоне отбора 148,7 атм (за предыдущий год – 149,1 атм). Компенсация отбора жидкости закачкой за год 113% ( за предыдущий год 107,7%).

Состояние выработки пластов продуктивных горизонтов Д1 и До

Основными эксплуатационными объектами на Чишминской площади являются пласты Д1 пашийского горизонта и пласт До кыновского горизонта.

Пласт До

Пласт представлен коллектором в западной и центральной части площади. Залежь литологически экранированного типа и содержит 18,1% геологических запасов нефти Чишминской площади. На остальной части площади коллекторы пласта замещены неколлекторами.

Разработка пласта ведется 154 эксплуатационными скважинами. Из них 27 скважин эксплуатируются совместно с горизонтом Д1(в т.ч. 9 скважины: 6807,6929,6945,13360,13395,21830,21872,21884,21949 – ОРЭ). 98,0% запасов нефти пласта вовлечены в активную разработку. За 2010 год темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 1,77%. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,445. На 1.01.2011г. из пласта отобрано 80,5% извлекаемых запасов.

Горизонт Д1

81,9 % извлекаемых запасов Чишминской площади сосредоточены в пластах пашийского горизонта (Д1). Горизонт Д1 представлен пятью продуктивными пластами «а», «б1», «б2», «б3», «в» 98,3 % запасов вовлечены в активную разработку.

Пласт «а»

Верхний пласт «а» является базисным и содержит 85,1% извлекаемых запасов горизонта Д1. Пласт имеет площадное распространение и в большинстве скважин представлен высокопродуктивными коллекторами. Все запасы пласта вовлечены в активную разработку. За отчетный год темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 18,1%. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,6.

Пласт «б1»

В пласте «б1» сосредоточено 9,6% извлекаемых запасов горизонта Д1, 90 % запасов вовлечены в активную разработку. За год из пласта отобрано 15,946 тыс.тонн нефти, темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 2,14 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,392. На 1.01.2011г. из пласта отобрано 88,9% извлекаемых запасов.

Пласт «б2»

В пласте «б2» сосредоточено 3,5 % извлекаемых запасов. В активную разработку вовлечено 87 % запасов. За 2010 год из пласта отобрано 5,853 тыс.тонн нефти, темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 1,55 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,362. На 1.01.2011г. из пласта отобрано 84,8 % извлекаемых запасов.

Пласт «б3»

В пласте «б3» сосредоточено 0,6% извлекаемых запасов горизонта Д1. В 2010году из пласта отобрано 1,756 тыс.тонн нефти. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов 1,5%. В активную разработку вовлечено 69,3% запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,239. На 1.01.2011 года из пласта отобрано 70,5% извлекаемых запасов.

Пласт «в»

В пласте «в» сосредоточено 1,2 % извлекаемых запасов горизонта Д1. Все запасы вовлечены в активную разработку. За отчетный год из пласта отобрано 13,7 тыс.тонн нефти. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 10,9%. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,35. На 1.01.2010г. из пласта отобрано 84,4% извлекаемых запасов.

Начальные извлекаемые запасы эксплуатационных горизонтов Чишминской площади по типам коллекторов распределены следующим образом: по нефтяной зоне в высокопродуктивных коллекторах – 84,9%, в низкопродуктивных коллекторах – 4,7%. По водонефтяной зоне – 10,4 % извлекаемых запасов площади. Так как темпы выработки высокопродуктивных коллекторов выше, чем темпы выработки ВНЗ и низкопродуктивных коллекторов, изменилась структура запасов. Оставшиеся на 1.01.2011г. извлекаемые запасы сосредоточены в высоко-продуктивных коллекторах – 71,8 %, в низкопродуктивных – 17,1%, в водонефтяных зонах – 11,1 %.

Динамика контуров нефтеносности

На Чишминской площади 10,4% извлекаемых запасов сосредоточены в водонефтяных зонах горизонта Д1. Внутренний контур имеет сложную конфигурацию, и значительно больше по протяженности, чем внешний. В процессе эксплуатации все скважины, как правило, обводняются подошвенной водой в результате продвижения внутреннего контура нефтеносности. По мере дальнейшей эксплуатации к скважинам подходит фронт закачиваемой воды и добываемая продукция обводняется пресной водой.

По БКЗ первоначальный водонефтяной контакт на Чишминской площади отбивается в 139 скважинах.

По пласту «а» первоначальный ВНК вскрыт в 90скважинах, по пласту «б1» – в 19 скважинах, по пласту «б2» – в 7 скважинах, по пласту «б3» – в 10 скважинах и по пласту «в» – в 14 скважинах. Абсолютные отметки водонефтяного контакта колеблются в пределах: по пласту «а» от 1479 до 1489, по пласту «б1» – от 1482,4м до 1489,7м по пластам «б2», «б3» от 1485м до 1492,5м, по пласту «в» от 1486,5м до 1499,1м.