Выводы
Период разработки пласта В1 Казанского месторождения условно можно разделить на четыре стадии.
Первая стадия 1980-1984 гг. Начальная стадия разработки, которая характеризуется бурением скважин и обустройством месторождения. Разработка объекта В1 осуществляется с 1980 г. на естественно-упруговодонапорном режиме, в 1998 г. на объекте была сформирована внутриконтурная очаговая система поддержания пластового давления.
Вторая стадия 1985-1993 гг. Характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 1993 г. и составила 98,6 тыс. т, что соответствует темпу отбора от начальных извлекаемых запасов 6,1 %, при фонде добывающих скважин 31 единица и обводненности продукции 35,3 %.
Третья стадия 1994-2010 гг. Поздняя стадия разработки, характеризуется снижением уровней отборов нефти.
Четвертая стадия 2011-2015 гг. Завершающая стадия разработки.
Текущее пластовое давление по залежи нефти пласта В1 Северного купола в 2015 г. составило 16,8 МПа, что меньше начального на 1,6 МПа. Таким образом, введенная система ППД позволяет восстанавливать пластовое давление, усиление системы ППД не требуется. Результаты замеров в 2012-2015 гг. по залежи нефти пласта В1 Западного купола показывают, что пластовое давление находится на стабильном уровне 16,2 МПа, что ниже начального всего на 1,6 МПа. Таким образом, пластовое давление в процессе разработки находится на стабильном уровне. В дальнейшем возможно продолжать разработку без системы ППД.
Годовые отборы нефти и жидкости в 2015 г. составили соответственно 12 тыс. т и 133,6 тыс. т, при фонде добывающих скважин 12 ед. и обводненности продукции 91 %. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости – 32,1 т/сут. В 2015 г. в пласт закачали 110,8 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 95,5 %.
За весь период эксплуатации из пласта отобрано 4205,3 тыс. т жидкости и 1438,9 тыс. т нефти. Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти составляет 89,4 %, текущий КИН 0,384 д. ед. Накопленная закачка воды составила 2621,3 тыс. м3, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 69,3 %.
В период с 2011 г. по 2015 г. по объекту В1 было выполнено девять геолого-технических мероприятий: четыре ввода скважин из бездействия, два перевода скважин на вышележащий горизонт, две обработки призабойной зоны скважины и один планово-предупредительный ремонт. Проведенные мероприятия направлены на увеличение фонда добывающих скважин – ввод скважин из бездействия и переводы скважин с нижележащих горизонтов, а также на интенсификацию добычи нефти – обработки призабойной зоны скважин. Дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ составила 5,7 тыс.т. Наибольшая дополнительная добыча получена за счет ввода скважин из бездействия – 3,4 тыс.т или 58,6 % от суммарной доп. добычи.
Согласно сопоставлению проектных и фактических показателей разработка объекта в 2014-2015 гг. велась с отставанием от проектных уровней по причине меньших дебитов жидкости в 2014 г. и большей, чем по проекту обводненностью в 2015 г.
Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 192,6 тыс.т, кратность запасов при текущей годовой добыче составляет 15 лет. Близкие значения текущей обводненности продукции (91 %) и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти (89,4 %) свидетельствуют об удовлетворительной эффективности сложившейся системы разработки залежи, что подтверждает выполненный расчет коэффициента извлечения нефти по темпам снижения добычи нефти.
3.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1Анализ работы фонда и характеристика оборудования для добычи нефти
На объект В1 пробурено 46 добывающих скважин, 2 скважины возвращены с других горизонтов. По состоянию на дату анализа действующий добывающий фонд скважин составлял 12 единиц, 4 скважины пребывали в бездействии, 115 скважин числилось в пьезометрическом фонде, 2 скважины ликвидированы. [20]
Нагнетательный фонд скважин формировался путем перевода под закачку добывающих скважин. За все время эксплуатации под закачкой пребывало 4 скважины. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий нагнетательный фонд скважин составлял 2 единицы.
Из 12 действующих добывающих скважин 7 скважин оборудованы ЭЦН, 4 – ШГН, 1 – ЭВН. Характеристика фонда скважин представлена в табл. 3.1. Технологический режим работы добывающих скважин по состоянию на 01.01.2016 г. приведен в табл. 3.2. [29]
Проанализируем распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. Для этого по технологическому режиму за январь 2016 года определяем диапазон изменения указанных величин.
Из представленного распределения видно, что основной фонд скважин низкодебитный по нефти. Минимальное значение по дебиту нефти составляет 0,1 т/сут – по скважине №159. Максимальное значение по дебиту нефти составляет 14,5 т/сут – по скважине №219. Среднее значение дебита нефти составляет 4,3 т/сут. С дебитами менее 1 т/сут работают 8 скважин, одна скважина эксплуатируется с дебитом нефти в интервале от 1 т/сут до 5 т/сут, дебит в диапазоне 5,1-10 т/сут имеют 2 скважины, с дебитом в интервале 10,1-15 т/сут работает 3 скважины. [29]
Минимальное значение по дебиту жидкости составляет 2 м3/сут – по скважине №159. Максимальное значение по дебиту жидкости составляет 82,3 м3/сут – по скважине №219. Среднее значение дебита жидкости составляет 29,6 м3/сут. С дебитами жидкости в интервале от 10 до 30 м3/сут эксплуатируются 7 скважин или 58,3 % от действующего фонда, две скважины работают с дебитами в диапазоне от 30,1 м3/сут до 50 м3/сут, по одной скважине эксплуатируется с дебитами в диапазоне 50,1-60 м3/сут и 80-90 м3/сут.
Рассматриваемый фонд скважин имеет высокую обводненность. Минимальное значение по обводненности составляет 34 % – по скважине №200. Максимальное значение по обводненности составляет 98,2 % – по скважине №117. Среднее значение обводненности составляет 79,3 %.
С обводненностью в интервале от 30 % до 50 % работают 2 скважины, у 1 скважины обводненность находится в диапазоне от 50,1 % до 70 %, обводненность в пределах 70,1-90% имеют 3 скважины, у 2 скважин обводненность находится в диапазоне от 90,1% до 95%, 4 скважины эксплуатируется с обводненностью в диапазоне от 95 % до 99 %.
|
