Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных коллекторах в пластах В-II и В-III верейского горизонта.Степень охвата пластов перфорацией представлена в таблице 5.8 и на рисунке5.14.В целомпласты верейского горизонтавскрывались перфорацией в 222 скважинах добывающего фонда при охвате по нефтенасыщенной толщине, равном 80 %,и в 76скважинах нагнетательного фондапри охвате по нефтенасыщенной толщине, равном 77 %. Наиболее высокий охват перфорацией по толщине и по площади имеет пласт B-II. Пласт B-III в скважинах не в полной мере вскрыт как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Таблица 5.8 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (верейский объект)

Пласт	Количество скважин доб./нагн.				Средняя нефтенасыщенная толщина, м				Коэф. охвата по толщине доли ед. доб./нагн.
	Вскрывших нефтенасыщ. часть разреза	перфорированных			вскрытая скважинами доб./нагн.		вскрытая перфорацией доб./нагн.
		скважин	%
В-II	222 /76	220 / 76	99 / 100	2,8 / 2,8		2,6 / 2,6		0,93 / 0,94
В-III	187 / 70	112 / 38	60 / 54	1,4 / 1,5		1,2 / 1,2		0,50 / 0,43
В целом	222 / 76	222 / 76	100 / 100	4,0 / 4,2		3,2 / 3,2		0,80 / 0,77

Рисунок 5.14 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2011 г. (верейский объект)

Распределение накопленной закачки по состоянию на 01.01.2013 г. в разрезе пластов представлено на рисунке 5.15. Результаты исследований профилейприемистости свидетельствуют о полноценном подключении в работу обоих пластов верейского горизонта как в случаев вскрытия в скважине пластов только верейского горизонта, так и при совместном вскрытии пластов верейского горизонта и башкирского яруса. Степень промывки пластов одинакова (рис. 5.15 а). Основной объем закачки приходится на пласт B-II (рис. 5.15 б).

Основной объем текущей закачки в совместных скважинах, приходится на пласты башкирского объекта, на долю пластов верейского объекта приходится 21 % общего объема закачки (рис. 5.16).

Динамика распределения закачки по пластам представлена на рисунке 5.17.

а) распределение в V_пор

б) распределение в % от общего объема закачки

Собственные скважины Совместные скважины

Рисунок 5.15 – Распределение объема накопленной закачки по верейскому объекту

Рисунок 5.16 – Распределение объема накопленной закачки в совместных скважинах

Собственные скважины Совместные скважины

Рисунок 5.17 – Распределение объема текущей закачки по верейскому объекту

Созданная гидродинамическая модель позволяет оценить текущее состояние разработкис точки зрения выработки запасовпо пластам (табл. 5.9). Наилучшим образом выработаны запасы пласта B-II, характеризующегося лучшими степенью вскрытия добывающими и нагнетательными скважинами и охватом поддержанием пластового давления.

Таблица 5.9 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (верейский объект)

Прогнозирование извлекаемых запасов нефти по текущей тенденции методом характеристик вытеснения преждевременно.

С целью дальнейшего вовлечения запасов объекта в активную разработку необходимо продолжить формирование системы разработки согласно принятым проектным решениям: реализации проектного фонда скважин и организация системы ППД на всей площади залежи.

Выводы

По результатам анализа текущего состояния разработки верейского объекта можно сделать следующие выводы:

– залежи объекта эксплуатируются, в основном, возвратными скважинами с нижележащих объектов,система разработки на объекте несформирована;

– уровни основных фактических показателейразработки соответствуют или находятся в пределах допустимых отклонений от уровней, утвержденных в последних проектных документах;

– с 2005 года для поддержания пластового давления начата организация очагов заводнения с закачкой в центральные скважины неполных семиточечных элементов;

– энергетическое состояние залежи стабильное, пластовое давление снизилось от уровня начального на 19 %.

С целью улучшения состояния разработки на объекте необходимо:

– продолжить мероприятия по реализации проектного фонда скважин и организации системы ППД на всей площади залежи.