Геологическая часть (стр. 3 )

В 2008 г. был составлен новый проектный документ – «Проект разработки Казанского месторождения».[21]

В 2010 г. был выполнен оперативный пересчет запасов по залежи пласта В1 Западного купола Казанского поднятия, по результатам которого запасы нефти были увеличены на 75/39 тыс. т (геологические / извлекаемые) и поставлены на баланс. Увеличение запасов нефти произошло за счет площади и нефтенасыщенного объема залежи по средствам переинтерпретации материалов ГИС. По данным переинтерпретации материалов ГИС авторами выделены дополнительные маломощные пропластки, в результате чего увеличена нефтенасыщенная толщина пласта (с 14,9 до 17,0 м) и понизился уровень ВНК до а. о. – 1759,6 м.

Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Казанского нефтяного месторождения Самарской области», выполненный в 2014 г.[20]

Рекомендуемый второй вариант характеризуется следующими основными положениями по объекту В1:

Северный купол

В отличие от варианта 1 бурение БС заменено на переводы скважин с других объектов, скорректирована программа ГТМ:

- общий фонд – 42 скважины, в том числе: 37 добывающих, нагнетательных – 5;

- ОПЗ в одной добывающей скважине - № 000 в 2014 г.;

- перевод в добывающие с другого объекта двух скважин - №№ 000, 216 с пласта С-I в 2020 г.;

- перевод под закачку двух скважин – одной пьезометрической - № 000 и одной из добывающего фонда - № 000 в 2020 г.;

- ввод в добычу девяти пьезометрических скважин с проведением РИР – № 000 в 2014 г., № 000, 154 в 2015 г., № 45 в 2016 г., №№ 000, 132 в 2017 г., №№ 47, 48 в 2020 г., № 30 в 2021 г.;

- перевод в пьезометрические четырех скважин - №№ 24, 108, 116, 172 в 2014 г;

- накопленная добыча нефти – 1451 тыс. т;

- достижение КИН – 0,429 (утвержденный – 0,429), Кохв – 0,751, Квыт – 0,571;

- плотность сетки – 9,7 га/скв.

Западный купол

Предусматривает реализацию решений действующего проектного документа – продолжение разработки существующей скважиной - № 000:

- общий фонд скважин – одна добывающая;

- накопленная добыча нефти – 159,4 тыс. т;

- достижение КИН – 0,406 (утвержденный – 0,406), Кохв – 0,846, Квыт – 0,520;

- плотность сетки – 30,9 га/скв [20].

2.2  Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Технологические показатели разработки пласта В1 Казанского месторождения представлены в табл. 2.1, график разработки представлен на рис. 2.1.

Первая стадия 1980-1984 гг. Начальная стадия разработки, которая характеризуется бурением скважин и обустройством месторождения.

Разработка объекта В1 осуществляется с 1980 г. Фонд добывающих скважин в первый год разработки составил 1 ед., ежегодный ввод новых скважин на протяжении стадии составлял от 1 до 4 единиц, к концу стадии фонд добывающих скважин составил 11 единиц. Рост числа добывающих скважин способствовал росту отборов нефти и жидкости. Добыча нефти выросла с 2,8 тыс. т в 1980 г. до 45 тыс. т в 1984 г. Обводненность продукции в течение первых 4 лет разработки не превышала 7,8 %, в 1984 г. составила 10,9 %. Степень выработки начальных извлекаемых запасов на конец рассматриваемого периода составила 8,1%.[20]

Вторая стадия 1985-1993 гг. Характеризуется достижением максимальной добычи нефти.

Продолжение наращивания добывающего фонда скважин способствовало дальнейшему росту добычи нефти. В 1990 г. фонд добывающих скважин составлял максимальное за весь период разработки значение 38 единиц. Максимальная добыча нефти 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 %. За рассматриваемый период из пласта было отобрано 42,1 % от НИЗ.

Третья стадия 1994-2010 гг. Поздняя стадия разработки, характеризуется снижением уровней отборов нефти.

В 1994 г. начинается период снижения добычи нефти, при этом отборы жидкости в 1994-2000 гг. сохранялись на уровне 101,2-122,6 тыс. т, а в период 2001-2003 гг. наблюдается форсированный отбор жидкости – 193,5-244,9 тыс. т. Форсирование отборов жидкости позволило повысить добычу нефти до 49,4 тыс. т в 2003 г., т. е. практически в 2 раза по сравнению с 2000 г. Обводненность продукции в период 1995-2000 гг. росла практически линейно (рис. 2.1), увеличиваясь ежегодно на 2,5-4,5 %. В 1998 г. на объекте была сформирована внутриконтурная очаговая система поддержания пластового давления. Фонд нагнетательных скважин формировался переводом добывающих.

В 1998 г. под закачку переведена скважина 29, в 1999 г. – скважина 46, в 2001 г. скважины 152 и 19. Средняя приемистость нагнетательной скважины на протяжении стадии составила 223,4 м3/сут. В течение третьей стадии отборы нефти составили 35,3 % от НИЗ.

Четвертая стадия 2011-2015 гг. Завершающая стадия разработки.

Достижение по скважинам высокой обводненности привело к сокращению добывающего фонда скважин до 8 единиц в 2014 г., что также отразилось на величине добыче нефти, которая снизилась до 9,5 тыс. т. Проведение в 2015 г. мероприятий по вводу из бездействия скважин 108, 153, 161, 219, а также переводов скважин с нижележащих горизонтов – скважины 133 и 45, способствовало росту добычи нефти до 12 тыс. т.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов на конец стадии 89,4 %. Текущий коэффициент извлечения нефти 0,384 д. ед. Добывающий фонд на конец 2015 г. составил 12 единиц.

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 %.

2.3  Анализ энергетического состояния залежи

Промышленные залежи нефти пласта В1 приурочены к Северному и Западному куполам Казанского поднятия, поэтому энергетическое состояние будем рассматривать отдельно по Северному и Западному куполам. [21]

Начальное пластовое давление по залежи пласта ВI Казанского поднятия, Северного купола было принято равным 18,4 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 6,64 МПа. Динамика пластового давления представлена на рис. 2.2.

Объект разрабатывается с 1980 г., с 1998 г. введена очаговая система ППД.

Информации о замерах пластового давления до 2004 г. практически не имеется. В 1985 -1992 гг. наблюдалось снижение среднего дебитов жидкости (с 20,8 т/сут до 7,9 т/сут), что косвенно может говорить о снижение пластового давления. По этой причине была организована система ППД. [20]

В 2004 г. пластовое давление составило 16,4 МПа, что меньше начального на 2 МПа. В 2006 – 2015 гг. пластовое давление находилось практически на стабильном уровне – 16,3 – 17,2 МПа. Введенная система ППД позволяет восстанавливать пластовое давление, усиление системы ППД не требуется, но может быть применено в качестве метода интенсификации добычи при форсированных отборах жидкости из объекта.

Текущее пластовое давление 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.

Начальное пластовое давление по залежи пласта В1 Казанского поднятия, Западного купола было принято равным 17,8 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 5,15 МПа. Динамика пластового давления представлена на рис. 2.3.

Разработка ведется с 2003 г. одной скважиной - № 000 на естественном упруговодонапорном режиме. Значительное снижение пластового давления наблюдалось только в начальный период разработки. По замерам в 2005 г. пластовое давление составило 13,1 МПа, что ниже начального на 4,7 МПа. В дальнейшем наблюдалось восстановление пластового давления до 16,2 МПа в 2008 г. Результаты замеров в 2012-2015 гг. показывают, что пластовое давление находится на стабильном уровне 16,2 МПа, что ниже начального всего на 1,6 МПа. [20]

Таким образом, пластовое давление в процессе разработки находится на стабильном уровне. В дальнейшем, возможно, продолжать разработку без системы ППД.

2.4  Анализ геолого-технических мероприятий

В период с 2011 г. по 2015 г. по объекту В1 было выполнено девять геолого-технических мероприятий, которые были 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 (табл. 2.2).

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. По ГТМ – планово-предупредительный ремонт скважины 146 эффект не получен.

По обработкам призабойной зоны скважин 162 и 117 получен прирост по дебиту нефти 2,4 т/сут и 7,4 т/сут соответственно. По скв.117 в результате проведения ГТМ обводненность продукции снизилась с 86 % до 42,5 %, что указывает на вовлечение не дренируемых ранее нефтенасыщенных толщин.

Учитывая высокую обводненность действующего добывающего фонда скважин при дальнейшей разработке объекта рекомендуется проведение исследований, направленных на выявление причин обводнения, и мероприятий направленных на снижение объемов попутно добываемой воды. Для интенсификации отборов рекомендуются переводы скважин с других горизонтов и ввод скважин из бездействия. [9]

2.5  Сопоставление проектных и фактических показателей разработки и причин отклонения

В течение периода 2011-2015 гг. разработка объекта В1 велась с отклонением от проектных показателей по добыча нефти: в 2011 г. фактическая добыча нефти практически соответствовала проектной, отклонение составило 0,1 % (факт 13,31 тыс. т, против 13,3 тыс. т по проекту); в 2012 г. добыча нефти была выше проектной на 18,6 % (факт 14,2 тыс. т, против 12 тыс. т по проекту); в 2013 г. добыча нефти превышала проектную на 13,3 % (факт 12,8 тыс. т, против 11,3 тыс. т по проекту); в 2014 г. и 2015 г. добыча нефти была ниже проектных уровней на 22,8 % (факт 9,5 тыс. т, против 12,3 тыс. т по проекту) и 13,3 % (факт 12,0 тыс. т, против 13,9 тыс. т по проекту) соответственно.