2.2.4.Анализ выработки запасов нефти

Выработка запасов ведется неравномерно как по площади, так и по разрезу. Зоны с высоким значением плотности активных запасов расположены в восточной (район скважины № 41), северной (район скважин №№ 76, 732, 867), западной (район скважин №№ 720, 728, 894) и центральной (район скважин №№ 610, 742) частях Северного поднятия (рис. 4.5.1). Максимальной выработкой запасов характеризуется район скважин №№ 729, 737, 39 и 745 и юго-восточная часть Северного поднятия. На южном поднятии разработка ведется в основном на северном участке, выработка запасов южного и центрального участка осуществляется единичными скважинами (рис. 4.5.1).

Плотность запасов: тыс.т./м2

Рисунок 4.5.1. Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб.

Оценка выработки запасов нефти по разрезу выполнена по результатам потокометрических исследований скважин. В скважинах, где совместно вскрыты пласты Тл2-а и Бб, доля пласта Бб в формировании добычи составляет в среднем 96,3 %. В нагнетательных скважинах, вскрывших одним фильтром пласты Тл2-а и Бб, так же как и в добывающих, отмечается более активная работа бобриковского пласта, нежели тульского. В скважинах, где перфорацией вскрыт только пласт Бб чаще в работу подключаются проницаемые прослои, приуроченные к нижней части интервалов перфорации.

Западный и северный участки поднятия

Основные запасы тульского пласта приурочены к западному борту северного поднятия. Анализ карт текущей и накопленной добычи, а так же плотности остаточных запасов показывает, что для выработки рассматриваемых участков необходимо увеличение числа добывающих скважин. В 2011 г. в на западном участке переводом с турнейско-фаменского объекта введена в эксплуатацию скв. № 883. На северном участке поднятия переводом с башкирского объекта введена в эксплуатацию скв. № 882. Скважины вступили в работу с дебитом 16,6 т/сут и 18,6 т/сут практически безводной нефти, по состоянию на 01.01.2013 г. значения дебитов составляют 6,2 и 20,1 т/сут соответственно.

Центральный (район скважин №№ 610, 742) участок поднятия

Добывающие скважины данного участка работают при сравнительно высоких дебитах. За последний год динамика пластового давления в этом районе была положительной (рис. 9.1.22). Для поддержания производительности скважин и создания основы для проведения мероприятий по интенсификации добычи рекомендуется повышение эффективности существующей системы ППД.

Северо-Восточной (район скважин №№ 853, 757) участок поднятия

В целом данный участок поднятия разрабатывается интенсивно (дебиты по нефти в скважинах №№ 757, 41, 765, 701 более 10 т/сут). Однако необходимо рассмотреть возможность интенсификации добычи. На взгляд авторов это можно реализовать за счет бурения боковых стволов из скважин, выполнивших свое назначение на других пластах. На данном участке отмечается отрицательная динамика пластового давления, следовательно, в перспективе (особенно при увеличении добывающего фонда) необходимо предусмотреть организацию дополнительного очага закачки.

Юго-Восточной (район скважин №№ 753, 733) участок поднятия

Данный участок поднятия разрабатывается характеризуется низкими остаточными запасами. Скважины №№ 28 и 733 обводняются пресной водой, что предположительно является следствием от закачки в скважину № 216.

При текущей разработке объекта оценена актуальность проектных решений, определено, что около 90 % предложений по использованию фонда для выработки запасов объекта возможно применить с корректировкой даты осуществления мероприятий.

С целью выделения зон с низкими темпами выработки запасов проведен анализ дебитов нефти в зависимости от остаточных извлекаемых запасов. Результатом проведенного анализа, является зависимость, представленная на рисунке 4.5.2.

Рисунок 4.5.2. Сопоставление дебитов нефти скважин с ОИЗ. Тл-Бб объект.

Анализируя рисунок сопоставления дебитов нефти с ОИЗ (рис. 4.5.2) можно сделать следующие выводы:

1. Наибольшим значением остаточных извлекаемых запасов обладает скважина № 883, работающая с дебитом нефти 6,2 т/сут;

2. Скважины №№ 734, 76, 867, 883, 883 имеют ОИЗ более 40 тыс. т и дебиты нефти менее 10 т/сут

Разработку Южного поднятия (в пределах лицензионного участка) согласно действующего ПТД предусмотрено вести на естественном режиме. Для увеличения интенсивности разработки в проектной документации предложено бурение бокового ствола. В настоящее время ЗАО «Кама-ойл» ведет разбуривание центральной части Южного поднятия. Согласно проектному документу предусмотрена организация системы ППД, соответственно существующая отрицательная динамика пластового давления скважин северного участка Южного поднятия, возможно, изменится на положительную.