ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

 

2.1. Результаты опробования разведочных скважин

 

В процессе проведения геологоразведочных работ промышленная нефтеносность установлена в продуктивных пластах Д_I и До пашийского горизонта, Т_I (В_I) турнейского яруса и Б₂ бобриковского горизонта.

В июле 1952 года скважина глубокого разведочного бурения № 100 впервые вскрыла залежь пласта Д_I и доказала промышленную нефтеносность девонских отложений. В 1954 (скв. 112) и 1958 (скв. 133) г.г. соответственно была доказана промышленная нефтеносность пластов Т_I турнейского яруса и Б₂ бобриковского горизонтов.

Всего на месторождении пробурены 41 разведочных скважин, в которых опробовано в колонне 55 объектов. Результаты опробования разведочных скважин приведены в таблицах 2.1-2.4. Распределение скважин по куполам и пластам показано ниже:

Купол	Пласт	Кол-во скважин	Номера скважин
Сидоровский	ДI		125, 127
ДI+До		119, 128, 130, 134
ТI		66, 126, 128, 131, 132,135, 136, 138, 140
Б2		66, 125, 126, 128, 133, 135
Всего по куполу	-		-
Ивановский	ДI		60, 100, 104, 108, 109, 113, 125, 127
ДI+До		97, 105, 107
ТI		56,57,61,63,67,68,69, 74,97,105,107,110, 112,114,155,156,245
Б2		97, 107, 110, 112, 155,
Всего по куполу	-		-
Итого по месторождению	-		-

 

Данные о начальной продуктивности скважин приведены в таблицах 2.1-2.4, обобщенные результаты опробования продуктивных пластов сведены в таблицу:

Купол	Пласт	Количество продуктивных скважин	Пределы изменения дебита нефти, т/сут.,	Среднее значе- ние дебита нефти, т/сут.
Сидоровский	ДI+До		4-100	29,7
ТI		1,9-44,2	16,1
Б2		2-32	12,8
Ивановский	ДI+До		2-110	38,7
ТI		1,6-57	13,5
Б2		4-14	9,6

При опробовании скважин пласта Д_I+До на Сидоровском и Ивановском куполах, как правило, были получены фонтанные притоки нефти при работе через штуцеры или переливом. Напротив, скважины пластов Т_I и Б₂ в большинстве случаев вводились в эксплуатацию механизированным способом, хотя у отдельных скважин дебит достигал более 100 т/сут. (скв.273).

Проведение резведочных работ позволило оценить промышленную значимость выявленных залежей, оценить запасы нефти и подготовить необходимую информацию для проектирования разработки.

 

 

2.2. Краткий анализ проектирования и разработки месторождения

 

Петровское месторождение находится в промышленной разработке около 50-ти лет.

В процессе развития системы разработки месторождения в проектных документах и на практике нашла отражение эволюция существующих в 1950-1960 годы взглядов на систему поддержания пластового давления от законтурного до приконтурного и разновидностей внутриконтурного заводнения, а также на эффективность объединения пластов в один эксплуатационный объект.

Ниже, в кратком изложении, приводятся история разработки, анализ выработки запасов и содержание проектных документов.

 

 

2.2.1. Пласт Д_I пашийского горизонта

 

В июле 1952 скважина глубокого разведочного бурения № 100 впервые вскрыла залежь пласта Д₁ и доказала промышленную нефтеносность девона. Первоначальный дебит скважины был равен 110 т/сут. через 8 м штуцер, при Р буф - 1,8 МПа и Р затр. - -2,15 МПа.

В 1955г. институт «Гипровостокнефть» составил первый проектный документ по Петровскому месторождению «Подсчет запасов нефти и газа (по состоянию на 1/Х-1955г.) и проект разработки Ивановского месторождения НПУ «Бугурусланнефть» (1). Выделен объект Д₀ + Д₁ (далее по тексту - объект Д₁).

К этому времени на месторождении было пробурено 20 разведочных скважин, из них: 4 скважины - на Сидоровском куполе, 5 скважин - на центральном участке и 11 скважин - на юго-восточном участке Ивановского купола. В работе рассмотрены два варианта разработки пласта Д_I: с поддержанием пластового давления и на естественном водонапорном режиме. Для внедрения рекомендовался вариант с закачкой воды через приконтурные нагнетательные скважины.

Проектировалась рядная сетка размещения добывающих скважин. На Сидоровском куполе и юго-восточном участке Ивановского купола расстояния между рядами и между скважинами в ряду приняты равными 400 м. На центральном участке Ивановского купола предлагалось расстояние между рядами -450 м, а между скважинами в ряду - 400 м. На Сидоровском куполе добывающие скважины размещались двумя рядами (проектировалось бурение 23 скважин), на центральном участке добывающие скважины предлагалось разместить тремя линейными рядами (проектировалось бурение 39 скважин), на юго-восточном участке добывающие скважины располагались тремя неполными линейными рядами (проектировалось бурение 24 скважин). Скважины размещались в зоне наибольших эффективных толщин пласта. Кроме того, в качестве добывающих предлагалось использовать шесть ранее пробуренных разведочных скважин: 100, 104, 106, 107, 108, 127.

Для поддержания пластового давления в работе (1) рекомендовалось пробурить 10 скважин, и, кроме того, использовать в качестве нагнетательных две разведочные скважины - 97 и 115. Из этого фонда 6 нагнетательных скважин размещалось на центральном участке и 4 - на юго-восточном участке Ивановского купола, а 2 скважины - на Сидоровском куполе. Всего для разработки пласта Д_I проектировалось использовать 94 добывающих, 12 нагнетательных, 7 наблюдательных и 4 пьезометрических скважины.

Хотя подсчет запасов нефти и план разбуривания залежи в работе (1) осуществлены по трем участкам, перспективный план добычи нефти составлен только в целом по пласту Д₁. План рассчитан на период 1955-1971 г. г. По нему предусматривалось окончить разбуривание проектного фонда в 1958 г. Проектная годовая добыча нефти постепенно возрастает до максимального значения 925 тыс. т в 1959г., держится один год на этом уровне, а затем начинает снижаться в связи с ростом обводненности.

В проекте разработки предусматривалось обеспечение 100% компенсации текущих отборов закачкой. Заводнение пласта Д_I планировалось начать в 1956 г. и постепенно довести закачку воды до 3200-3300 м³ в сутки в годы максимальной добычи жидкости (1959-1961г. г). Следовательно, через каждую нагнетательную скважину планировалось в среднем закачивать 270-280 м³/сутки.

В 1956 г. при рассмотрении работы (1) на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений не был окончательно решен вопрос о необходимости и схеме заводнения. Было предложено начать бурение эксплуатационных скважин, а, в зависимости от дополнительных геологических данных, динамики пластового давления и отборов жидкости, через 2-3 года определить целесообразность применения заводнения.

НГДУ «Бугурусланнефть» в 1957 1959г. г. были внесены в проект разработки изменения. С целью более полного извлечения нефти в процессе разработки, на Сидоровском куполе был предложен 3-й ряд добывающих скважин. Эксплуатационное бурение на Сидоровском участке было начато с учетом этого изменения, но оказалось, что скважины третьего ряда попадают в водонефтяную часть залежи и при освоении дают обводненную нефть. Поэтому скважины этого ряда не были введены в эксплуатацию.

С 1956 г. по 1959 г. было пробурено значительное количество новых скважин, которые позволили уточнить геологическое строение площади и продуктивных горизонтов. Полученные промысловые данные по добывающим и наблюдательным скважинам позволили уточнить темп падения пластового давления, сделать выводы о режиме залежи, было проведено значительное количество промысловых исследований.

В 1959 г. Оренбургской комплексной лабораторией ВНИГНИ был выполнен анализ разработки пласта Д_I Петровского месторождения (2). Проведенный анализ подтвердил необходимость применения искусственного воздействия на пласт с целью интенсификации его разработки. Опыт освоения скважин внешних рядов, вскрывших водонефтяную зону на Сидоровском участке, показал, что эксплуатация скважин без проведения ремонтных работ по изоляции подошвенных вод нецелесообразна. Относительно небольшие размеры залежи по ширине приводят к тому, что скважины внешних рядов, попадающие в водо-нефтяную зону и вступающие в эксплуатацию уже обводненными, будут полностью обводнены в короткий срок и практически не дадут существенного прироста добычи нефти. Поэтому рекомендовалось прекратить бурение третьего ряда на Сидоровском куполе, что и было сделано.

В работе (2) предлагалось осуществлять дальнейшую разработку пласта Д_I 55-ю добывающими и 14 нагнетательными скважинами. Плотность сетки скважин на различных участках пласта различная. На центральном участке проектировалось разместить 25 добывающих скважин тремя рядами, расположенных по сетке 500м х 500м. На юго-восточном участке проектировалось 11 добывающих скважин: 7 скважин через 600 м - по центру структуры и 4 скважины - на крыльях. На Сидоровском куполе прелагалось пробурить дополнительно только 4 скважины, которые располагались по оси структуры в шахматном порядке. Проектировалось бурение двух разведочных скважин. Рекомендованный вариант разработки предусматривал систему законтурного заводнения. В год максимальной добычи нефти (3200 т/сут.) требовалось обеспечить закачку воды в размере 7000 м³/сут.

Дальнейшее разбуривание пласта Д_I и увеличение отбора жидкости без проведения работ по интенсификации системы ППД повлекло за собой значительное снижение пластового давления, в результате чего многие скважины прекратили фонтанирование. К концу 1961г. все скважины были переведены на глубинно-насосную эксплуатацию. Продолжительная закачка воды в законтурные нагнетательные скважины 60 и 117 Ивановского купола не давала эффекта и, несмотря на относительно невысокий отбор жидкости из пласта, пластовое давление продолжало снижаться.

Постоянство отбора жидкости в основном достигалось за счет применения высокопроизводительных ЭЦН, допусков приемов насосов на большую глубину и снижения забойного давления. На закачку воды в скважины 60, 117 и 107, освоенной в 1962г., реагировали лишь одиночные скважины. В основной части Ивановского купола эффект от заводнения оказался весьма незначительным. Вероятно, большая часть закачиваемой в эти скважины воды уходит в законтурную зону пласта. Поэтому в 1964-1965г.г. были освоены под закачку воды скважины 233, 307, 302, 309, 241, 310, 301 и 115. Однако приемистость скважин, расположенных за контуром или в приконтурной зоне, низка и составляла по большинству скважин 80-150 м³/сут., влияние от закачки испытывали лишь близрасположенные скважины. Вследствие этого пластовое давление на Ивановском куполе несколько стабилизировалось, оставаясь на большей части площади центрального участка очень низким.

Закачка воды на Сидоровском куполе начата только в 1963 г. освоением под нагнетание приконтурной скважины 119. В 1964 г. была начата закачка воды в скв.134, а в 1965 г. - в скв.305 и 130. В определенной мере это способствовало обеспечению равномерного охвата купола заводнением, а благодаря хорошим коллекторским свойствам пласта Д_I в приконтурной зоне, привело к заметному росту средневзвешенного пластового давления на Сидоровском куполе.

В 1967 г. институт «Гипровостокнефть» составил «Проект разработки» (4), в котором в ходе анализа предшествующей истории разработки пласта Д_I делается вывод об удовлетворительном состоянии выработки запасов на Сидоровском куполе и на юго-восточном участке Ивановского купола.

Систему разработки этих участков предлагается оставить без изменения. Система разработки центрального участка Ивановского купола признается низкоэффективной, требующей коренных изменений. Любое усовершенствование системы приконтурного заводнения в работе (4) считается бесперспективным по геологическим причинам. Наиболее приемлемым в данном случае может быть только применение внутриконтурного заводнения путем разрезания центрального участка одним рядом нагнетательных скважин. С этой целью под нагнетание намечалось перевести три добывающих скважины 229, 216, 205 и пробурить еще одну нагнетательную скважину 227. Давление на устьях нагнетательных скважин в разрезающем ряду планировалось держать на уровне 10,0-11,0 МПа. Кроме того, по пласту Д_I в работе (4) предусматривалось бурение 8 добывающих скважин: три - на Сидоровском куполе и пять - на Ивановском.

Перспективный план добычи был рассчитан до 1982 г. По нему предусматривался рост годовой добычи нефти до 855 тыс. т в 1969 г., вызванный ростом добычи жидкости за счет ввода новых добывающих скважин и интенсификации системы ППД. В последующем прогрессивный рост обводненности и выбытие добывающих скважин приводит к снижению годовой добычи нефти.

Исходя из опыта разработки пласта Д_I, рекомендовалось осуществлять закачку воды в приконтурные скважины в тех же объемах, что были фактически на момент составления работы (4) - 3140 м³/сут. Закачка же воды через разрезающий ряд планировалась в размере 800 м³/сут, исходя из средней приемистости одной скважины в 200 м³/сут. При этом, в случае резкого увеличения приемистости нагнетательных скважин до величин 400-450 м³/сут. за счет увеличения устьевого давления до 10-11 МПа, не исключалась возможность полного отказа от системы законтурного заводнения на центральном участке Ивановского купола. Однако в последующем мероприятия, предусмотренные в работе (4) по пласту Д_I, не были полностью выполнены: была освоена закачка воды в три внутриконтурные скважины, входящие в «разрезающий» нагнетательный ряд, но не была пробурена одна нагнетательная проектная скважина 227 в этом ряду; из восьми проектных добывающих скважин было пробурено только две и то на Сидоровском куполе, в то время как на Ивановском куполе необходимость в бурении дополнительных скважин более очевидна. Указанные причины во многом определили расхождение фактических и проектных показателей разработки пласта за период 1967-1971 г.: так и не был достигнут максимальный годовой уровень добычи нефти; значительно ниже проектных фактические годовые отборы нефти и жидкости; существенно меньше проектного уровня была годовая закачка воды.

Все это привело к необходимости выполнения очередного анализа разработки Ивановского месторождения (5), законченного институтом «Гипровостокнефть» в 1972 г. В нем, кроме анализа разработки пласта Д_I за период 1967-1971 г., были даны рекомендации по дальнейшей выработке запасов нефти, рассчитан перспективный план. Совершенствование системы заводнения предусматривало проведение следующих мероприятий:

- бурение нагнетательной скважины 227;

-освоение под нагнетание скважины 219;

- прекращение закачки в скважины 307, 117, 115, 106, 119, 130;

- ремонт нагнетательной скважины 233;

- возобновление закачки в скважины 134, 269.

В итоге нагнетательный фонд центрального участка Ивановского купола должен был состоять из 7 внутриконтурных (229, 216, 227, 233, 201, 219) и 1 приконтурной (302) скважин. Среднесуточная закачка воды на участке планировалось на уровне 1600 м³/сут., что компенсирует текущий отбор закачкой на 120 %. В дальнейшем, по мере роста пластового давления, планировалось снижение объемов закачки до 1400-1200 м³/сут. Общий объем закачки воды на Сидоровском куполе планировалось поддерживать на уровне 500 м³/сут. В целом по пласту Д₁ предусматривалось закачивать 2300-2400 м³/сут. с последующим уменьшением закачки до 2100 м³/сут.

В целях уплотнения сетки добывающих скважин, в работе (5) предусматривалось бурение на центральной части Ивановского купола шести скважин: 222, 223, 225, 212, 701, 702, одной скважины 221 - на восточной части этого купола. На Сидоровском куполе планировалось бурение скважины 226. Таким образом, на пласт Д_I предлагалось пробурить 9 дополнительных скважин, одна из которых нагнетательная. Рекомендованный к внедрению в работе (5) вариант разработки пласта Д_I предусматривал постепенное снижение годовой добычи нефти с 456 тыс. т в 1972 г. до 259 тыс. т - в 1985г. В то же время планировался некоторый рост добычи жидкости, вызванный бурением новых добывающих скважин и совершенствованием системы заводнения. Снижение добычи нефти объясняется планируемым ростом обводненности в пределах 4% в год в первые пять расчетных лет.

В ходе дальнейшей разработки пласта Д_I практически не были реализованы важнейшие из рекомендаций работы (5): не пробурены 8 проектных добывающих и 1 нагнетательная скважина, не освоена под нагнетание скважина 219. В результате динамика фактических показателей уже после 1973 г. оказалась хуже проектных. Обводненность добываемой жидкости оказалась выше, чем предусматривалось по проекту, а уровни добычи жидкости и нефти - ниже запланированных. Количество действующих добывающих скважин после 1973 г. непрерывно уменьшалось в результате отключения части обводнившихся скважин, в то время как по проекту фонд добывающих скважин должен был оставаться постоянным на уровне 38 скважин за счет бурения и ввода новых скважин. С 1976 г. наблюдается расхождение в уровнях закачки воды.

В итоге в 1977 г. институт «Гипровостокнефть» выполнил очередной анализ разработки Петровского месторождения (6). К этому времени из пласта Д_I было добыто 9077,8 тыс. т нефти, а текущая обводненность добываемой продукции составили 63%. Таким образом, по степени выработки извлекаемых запасов, а также по обводненности добываемой жидкости нефтяная залежь пласта Д₁ вступила в позднюю стадию разработки. И тем не менее, невыполнение НГДУ «Бугурусланефть» рекомендаций предшествующих проектных документов по разбуриванию Ивановского купола ставило под сомнение достоверность оперативно подсчитанных в работе (6) балансовых и извлекаемых запасов, а также привело к наличию больших зон пласта Д_I, еще слабо охваченных разработкой. Поэтому в анализе были даны рекомендации по дополнительному бурению 17 добывающих и 1 нагнетательной скважины, планировалось также бурение одной оценочной скважины.

В целях совершенствования системы заводнения предлагалось освоить под нагнетание 4 добывающих (255, 203, 271, 210) и две пьезометрических (266, 310) скважины. Основной объем рекомендаций относится к Ивановскому куполу, как наименее разбуренному.

Перспективный план добычи нефти был рассчитан до 1990 г. По нему годовая добыча нефти постепенно снижается с 190 тыс. т в 1978 г. до 144 тыс. т - в 1982 г. Затем, благодаря начавшемуся вводу новых добывающих скважин, добыча нефти должна постепенно возрасти до 165 тыс. т. в 1987-1988 г.г., с последующим снижением до 144 тыс. т в – 1990 г. В период роста годовой добычи нефти планировалось незначительное снижение обводненности добываемой продукции. Ввод новых добывающих скважин, а также интенсификация системы заводнения за счет увеличения числа внутриконтурных нагнетательных скважин должны по плану привести к росту годовой добычи жидкости с 603 тыс. т в 1978 г. до 765 тыс. т в – 1990 г. С целью обеспечения таких отборов жидкости, предусматривалось довести годовую закачку воды до 849 тыс. м³ в 1990 г. при постоянной компенсации текущих отборов на уровне 115:%.

В 1978 г. по заданию миннефтепрома институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Уточненный проект разработки Петровского месторождения» (7). Предложенный в нем вариант разработки пласта Д_I практически полностью повторяет рекомендации предыдущей работы (6). Только в перспективном плане добычи нефти внесены незначительные коррективы, связанные с уточнением средних дебитов проектных добывающих скважин.

В последующие пять лет реализации проектного документа (7) совпадение проектной с фактической годовой добычей нефти наблюдалось только в 1979г.

В 1980 г. фактическая добыча нефти несколько превышала проектную, а с1981 г. началось снижение и до 1983 г. фактическая добыча нефти была ниже проектной. Обводненность за рассматриваемый период оставалась ниже проектной на 4-6%. Намечавшийся в работе (7) ввод за счет бурения в 1982 г. одной, а в 1983 г. - четырех новых добывающих скважин не был реализован. Сопоставление проектных показателей добычи нефти из новых и переходящих скважин с фактической добычей позволяет считать основной причиной недостижения проектного уровня добычи нефти по пласту Д_I продолжающиеся срывы планов разбуривания залежи. В итоге наблюдается и расхождение фактического и проектного добывающего фонда. Закачка воды за пятилетие была постоянно ниже запроектированной, но текущая компенсация отборов закачкой на 16-20% превышала проектную, что объясняется меньшими фактическими уровнями добычи жидкости.

В 1984 г. институтом «Гипровостокнефть» было выполнено «Дополнение к уточненному проекту» (8), целью которого было уточнение системы разработки продуктивных пластов и расчет перспективного плана добычи нефти до 2010 г.

В этой работе рекомендовалось бурение 18 скважин:

16 добывающих,

1 нагнетательной,

1 оценочной.

На Сидоровском куполе охват залежи сеткой скважин был признан достаточно хорошим, бурение проектных скважин не предусматривалось.

На Ивановском куполе по центральному участку, являющемуся основным по величине запасов и по объему добычи нефти, отмечался низкий охват залежи сеткой скважин, а также недостаточная плотность сетки скважин в некоторых районах. На этом участке намечалось пробурить 10 добывающих, 1 нагнетательную и 1 оценочную скважины.

На восточном участке Ивановского купола рекомендовалось пробурить 1 добывающую скважину, на юго-восточном - 4 добывающих скважины. Бурение проектного фонда переносилось на период 1994-1997г. г., при этом сроки разбуривания определялись планами бурения объединения Оренбургнефть.

По перспективному плану работы (8) предусматривалось снижение годовой добычи нефти со 131 тыс. т в 1985 г. до 46 тыс. т в – 1994 г. Фонд добывающих скважин за этот срок должен был уменьшиться за счет выбытия обводнившихся скважин с 25 до 20. При разбуривании проектного фонда к 1998 г. предусматривался рост годовой добычи нефти до 82 тыс. т. Одновременно и годовая добыча жидкости должна была увеличиться с 330 тыс. т в 1994 г. до 387 тыс. т - в 1998 г. Бурение проектного добывающего фонда повлекло бы за собой снижение обводненности в этот период с 84,9 % до 78,8 %. Закачку воды планировали в объемах, обеспечивающих компенсацию текущих отборов закачкой на уровне 115%.

В 1989 г. институтом «Гипровостокнефть» выполнен анализ разработки Петровского месторождения (9). Выполненный анализ показал, что, начиная с 1986 г., фактическая годовая добыча нефти на 5-13 тыс. т превышала проектную. Это достигалось как за счет увеличения отбора жидкости, так и более благоприятной, начиная с 1987 г., динамики обводненности за счет прекращения эксплуатации или уменьшения отбора по высокообводненным скважинам. Выбытие добывающего фонда скважин в этом периоде несколько опережает проектное, в итоге в 1999 г. на пласт Д_I работало 19 добывающих скважин вместо 22 по проекту. Средний дебит скважин по нефти и жидкости также выше проектных значений, что авторы работы объясняют большими объемами закачки воды. Компенсация текущих отборов жидкости закачкой превышала проектный уровень, а в 1998 г. составила 136,9 %, накопленная компенсация - 111,1 %.

На 1. 01. 1989 г., т. е. на момент выполнения работы (9), годовая добыча нефти составила 109,4 тыс. т, жидкости - 362,6 тыс. т, обводненность - 69,8 %.

Для совершенствования системы разработки пласта Д_I в анализе предложено пробурить на Ивановском поднятии в качестве первоочередных оценочную скв. 701 и зависимые от нее скв. 226, 236 и впоследствии скв. 702, 289, 291, 280. На Сидоровском поднятии - скв. 611 и зависимую скв. 612.

Таковы основные этапы проектирования и практического развития систем разработки продуктивных пластов Петровского месторождения. Основным проектным документом, по которому в настоящее время осуществляется разработка месторождения (в том числе и залежей пласта Д_I), является работа института «Гипровостокнефть» - «Дополнение к уточненному проекту разработки» 1984 г. (8). Определенным ориентиром для разработки месторождения в целом на период до 2010 г. служат показатели, зафиксированные в работе «Анализ и технологические показатели разработки месторождений ОАО «Оренбургнефть» с прогнозом до 2010 г.»

По состоянию на 1. 01. 2000 г. из пласта Д_I пашийского горизонта извлечено 11529,3 тыс. т нефти, 21379,7 тыс. т жидкости. Текущая обводненность продукции составляет 81,16 %, текущий коэффициент извлечения равен 0,524. Фонд добывающих скважин составляет 18 единиц, нагнетательных - 7.

Анализ состояния разработки пласта Д_I показывает, что отдельные участки залежей на Сидоровском и Ивановском поднятиях разрабатываются с различной интенсивностью, что обусловлено геолого-промысловыми особенностями продуктивного пласта, а также степенью развития системы разработки. На Сидоровском поднятии для более объективной оценки коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов выделено 2 участка, на Ивановском поднятии -3.

Показатели разработки продуктивных пластов Д_I, Т_I, и Б₂ с начала эксплуатации приведены на рисунках 2.1-2.3 и в таблицах 2.5-2.7, 2.7а, 2.7б.

Ниже приводится краткая характеристика состояния разработки участков пласта Д_I.

На Сидоровском поднятии основным по запасам и добыче нефти является юго-восточный участок. Накопленная добыча нефти по участку составляет 4014,95 тыс. т при текущей обводненности продукции - 85-90 %. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи равен 0,564. Разработка участка осуществляется 4-мя добывающими скважинами, нагнетание воды прекращено, т. к. накопленная компенсация составляет 104,8 %, пластовое давление последние 5 лет удерживается на одном и том же уровне: 25,6 - 25,4МПа (рис. 2.4, табл. 2.8).

Участок на Сидоровском поднятии в районе скв. 125 не разрабатывается из-за перевода скв. 125 на пласты Т_I и Б₂, накопленный отбор нефти равен 800 т.

Основным по запасам и добыче нефти на Ивановском поднятии является северо-западный участок. По состоянию на 1. 01. 2000 г. накопленная добыча нефти составила 6084,07 тыс. т, жидкости 9538,3 тыс. т, текущая обводненность равна 57,76 %, коэффициент нефтеотдачи - 0,547. Сравнительно низкая текущая обводненность продукции связана с отключением в 1996 и 1998 г. г. двух высокообводненных скважин. В настоящее время участок эксплуатируется 11 добывающими и 6 нагнетательными скважинами. Пластовое давление за счет ППД стабилизировано на уровне 25-26,3 МПа (рис. 2,5 и табл. 2.9).

По центральному участку Ивановского поднятия накопленная добыча нефти составляет 1408,86 тыс. т, жидкости - 3215,15 тыс. т. Текущая обводненность равна 87,81%, коэффициент нефтеотдачи - 0,527. Разработка участка ведется 3-мя добывающими и 1-ой нагнетательной скважинами. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 41,9 %, однако осуществляемый объем закачки воды позволяет в течение длительного времени поддерживать пластовое давление на постоянно уровне 25,8-26,3МПа. Это свидетельствует о достаточно активном воздействии на залежь законтурной системы пластовых вод (рис. 2.6, табл. 2.10).

Юго-Восточный участок в настоящее время не разрабатывается из-за ликвидации добывающей скважины 102, добыча нефти составляет всего 20,6 тыс. т.

В целом по Ивановскому поднятию из пласта Д_I извлечено 7513,54 тыс. т нефти, текущая обводненность равна 75,8 % (рис. 2.7, табл. 2.11).

В таблице 2.12 приведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки за период с 1989-1999 г. г. В течение практически всего рассматриваемого периода фактические показатели по добыче нефти превышали проектные. Только в 1997 году годовая добыча нефти стала меньше проектной и в 1999 году составила 47,6 тыс. т. против 78 тыс. т. Основной причиной невыполнения запланированных отборов является резкое несоответствие добывающего фонда скважин (18 скважин вместо проектных 35). По накопленной добыче нефти отмечается практически полное соответствие: проект – 11456 тыс. т, факт – 11529,3 тыс. т. Карта текущей разработки показана на прил.8, карта изобар – прил. 10.

 

2.2.2. Пласты Б₂ бобриковского горизонта и Т_I турнейского яруса

 

Залежь нефти пласта Т_I была введена в пробную эксплуатацию пуском 19 июня 1954г. фонтанной скважины 112 с дебитом 24,6 т/сут. безводной нефти. Новые скважины в основном вступали в эксплуатацию глубинно-насосным способом.

Фонтанный период работы непродолжительный и, как правило, не превышал 8-18 месяцев (скв.135, 112). Исключение составили скв. 131 и 110, продолжительность фонтанирования которых соответственно равнялась 2,3 и 5 годами. Максимальные дебиты были приурочены к Сидоровскому куполу и юго-восточному участку Ивановского купола и составляли от 4 до 30-37 т/сут.

Пуском 20 сентября 1958 г. фонтанной скважины 133 с дебитом 25 т/сут. безводной нефти, началась пробная эксплуатация пласта Б₂. При этом наблюдалось быстрое падение пластового давления в зонах пласта Б₂ дренируемых добывающими скважинами. Наиболее резкое снижение пластового давления наблюдалось в первые 6 месяцев эксплуатации, а затем кривая падения давления выполаживалась.

Первый проектный документ по пласту Т_I – «Технологическая схема разработки» - был составлен Оренбургской комплексной лабораторией ВНИГНИ в 1961 г. (3). В нем дан краткий анализ периода пробной эксплуатации пласта Т₁, предложена система разработки и рассчитан перспективный план добычи нефти. Разработку пласта Т_I планировалось вести путем разрезания залежи на блоки рядами нагнетательных скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами в ряду - 400м, а до первого добывающего ряда -500м. Нагнетательные ряды размещались через 3 ряда добывающих скважин. Сетка эксплуатационных скважин планировалась 500м х 500м.

В итоге на пласт Т_I запроектировали 92 добывающих и 39 нагнетательных скважин, а всего 131 скважину. По куполам: Ивановский - 64 добывающих и 29 нагнетательных (всего -93 скважины), Сидоровский - 28 добывающих и 10 нагнетательных ( всего 38 скважин).

Перспективным планом (3) предусматривалось закончить разбуривание залежи в 1966г. По мере ввода новых скважин, планировался рост годовой добычи нефти, максимальный уровень которой -365 тыс. т. приходится на 1966 г. Этот объем добычи нефти планировалось удержать в течение 4 лет и только с 1969 г. ожидалось начало падения добычи, когда текущая обводненность добываемой продукции достигнет 37,9%. Для обеспечения таких отборов жидкости планировалось закачивать в пласт 2000-2150м³/сут. воды, исходя из достижения 100 % компенсации текущих отборов.

По пласту Б₂ в работе (3) не давалась проектная сетка скважин, и не рассчитывался перспективный план. Предлагалось продолжить пробную эксплуатацию пласта с целью уточнения его гидродинамических характеристик. В ходе разбуривания проектного фонда пласта Т_I ожидалось уточнение геологического строения пласта Б₂, что особенно важно в условиях его прерывистости и неоднородности.

В ходе реализации «Технологической схемы» (3) в период с 1962 г. по 1964 г. на пласт Т_I было пробурено 32 скважины проектного фонда: 25 добывающих и 8 нагнетательных, использовавшихся в качестве добывающих. В итоге в 1964 г. действующий добывающий фонд составил 47 скважин, а годовая добыча нефти достигла 187,4 тыс. т.

Такое использование нагнетательного фонда задержало внедрение системы заводнения на несколько лет. В итоге пластовое давление в течении этого срока снижалось значительными темпами. В целом по залежи давление к 1965 г. составляло 15,3 МПа, т.е. упало на 2,6 МПа от начального. Наблюдалось понижение динамических уровней в скважинах и повышение среднего газового фактора. К концу 1965 г. средний газовый фактор возрос до 61,2 м³/т с 28 м³/т - в период пробной эксплуатации. Только в конце 1965 г. под закачку были освоены и пущены 5 скважин: 433, 131, 429, 430, 136. Все они расположены на Сидоровском куполе. Закачка воды сразу же повлекла за собой увеличение средневзвешенного пластового давления на этом куполе. Наряду с приконтурным заводнением Сидоровского купола, в 1965 г. начали очаговое заводнение юго-восточного участка Ивановского купола через скв. 49. К концу года на закачку воды начали реагировать ближайшие добывающие скважины 54, 249, 46, 48, 110. Одновременно с увеличением дебитов происходил подъем динамических уровней в скважинах. В 1966 г. под закачку воды в пласт Т_I была освоена внутриконтурная скв.135 на Сидоровском куполе. Нагнетание воды в пласт происходило при устьевом давлении в нагнетательных скважинах 5,0-6,0 МПа.

Характерной особенностью этого периода можно считать выборочный характер разбуривания залежи нефти пласта Т_I: практически полностью пробурен проектный фонд Сидоровского купола и большая часть проектного фонда юго-восточной части Ивановского купола. Зато на остальной площади Ивановского купола пробурено лишь несколько проектных скважин. Большинство добывающих скважин центральной части пласта Т_I Ивановского купола переведены на него по различным причинам с нижележащего пласта Д_I. В итоге разработка пласта Т_I уже с самого начала велась очень неравномерно. К 1967 г. западная часть Ивановского купола не эксплуатировалась ни одной скважиной. На центральной части этого купола накопленная добыча нефти на 1. 01. 1967 г. составила 147 тыс. т. Годовой темп отбора нефти равнялся 0,89 % от НИЗ.

Добывающие скважины размещались на площади центрального участка довольно неравномерно. В то же время юго-восточная часть Ивановского купола дала 305 тыс. т нефти, что соответствовало годовому темпу отбора от НИЗ - 11,4 %.

Пласт Т_I на Сидоровском куполе по результатам бурения скважины 77 был разделен на два самостоятельных участка - юго-восточный и северо-западный.

В ходе пробной эксплуатации пласта Б₂ и бурения проектного фонда нижележащих горизонтов произошло уточнение геологического строения бобриковской залежи нефти. К началу 1967 г. выделялось 2 самостоятельных участка на Сидоровском куполе и 5 самостоятельных участков - на Ивановском куполе.

Основной причиной деления пласта Б₂ на самостоятельные участки было выявление многочисленных зон замещения эффективной части пласта. Поэтому говорить о формировании какой-либо самостоятельной системы разработки как для всего пласта Б₂, так и для его отдельных участков не представлялось возможным - слишком извилисты границы зон выклинивания и линии ВНК.

В 1966 г. пласт Б₂ эксплуатировался 15 добывающими скважинами, из которых 8 работали совместно на пласты Б₂ и Т_I. Процессом разработки были охвачены оба участка Сидоровского купола и два участка Ивановского купола. На 1. 01. 1967 г. из пласта Б₂ было добыто 579,5 тыс. т. нефти, обводненность в среднем по пласту достигла 13,6 % в поверхностных условиях. Наиболее характерной особенностью пробной эксплуатации пласта Б₂ было быстрое появление воды в продукции скважин и быстрый рост обводненности добываемой жидкости.

В работе (4), выполненной институтом «Гипровостокнефть» в 1967 г., предлагалось объединить пласты Б₂ и Т_I в один объект разработки путем перфорации скважин пласта Т_I в интервалах нефтенасыщенных толщин пласта Б₂. Специального проектного фонда на пласт Б₂ не предусматривалось.

В то же время по пласту Т_I предусматривалось бурение 31 добывающей и 9 нагнетательных скважин. Причем, только 2 добывающие скважины 531 и 533 проектировались на Сидоровском куполе и одна - 525 - на юго-восточном участке Ивановского купола, а весь остальной проектный фонд размещался на западном и центральном участках. По этим участкам предлагалось площадное размещение нагнетательного фонда, об эффективности которой в условиях пласта Т_I говорит опыт работы нагнетательной скважины 49 и на юго-восточном участке Ивановского купола. Разбуривание проектного фонда планировалось закончить в 1972 г.

Перспективный план добычи нефти был рассчитан по всему объекту в целом, т. е. по варианту совместной разработки пластов Б₂ и Т_I. По мере ввода проектного фонда, планировался постепенный рост годовой добычи нефти. Достижение максимального уровня - 363 тыс. т ожидалось в 1971 г. При этом обводненность добываемой продукции должна была составить 25,6 %. Дальнейший рост обводненности приводил к постепенному снижению добычи нефти (4). Объем закачки воды в продуктивные пласты объекта постепенно, по мере ввода новых нагнетательных скважин, доводился до 1800м³/сут. и оставался на этом уровне весь расчетный период. Планом предусматривался максимальный действующий добывающий фонд в 71 скважину, нагнетательный - в 20 скважин.

В ходе реализации проектного документа (4) до 1972г. не была освоена ни одна проектная добывающая или нагнетательная скважина. Некоторый рост добывающего фонда объекта с 48 скважин в 1967г. до 58 скважин в 1972г. произошел за счет выбытия скважин с пласта Д₁. Число нагнетательных скважин даже сократилось с 9 в 1967 г.до 7 скважин - в 1972 г.

В результате отмечавшаяся выше неравномерность выработки запасов по участкам пласта Т_I сохранилась. По-прежнему не разрабатывалась западая часть Ивановского купола, очень слабо вырабатывались хаотично расположенной сеткой добывающих скважин запасы пласта Т_I центральной части Ивановского купола. В то же время годовой темп отбора нефти из юго-восточной части Ивановского купола в 1971 г. составлял 5 %, юго-восточной части Сидоровского купола - 4,9 % и северо-западной части -13,3 % от НИЗ. Причем, на 1. 01. 1972 г. накопленная добыча нефти по последним трем участкам составила 96,5 %, 68 % и 219 % от начальных извлекаемых запасов, оперативно подсчитанных в работе (4).

По пласту Б₂ проектные рекомендации работы (4), которые заключались, главным образом, в достреле пласта Б₂ в турнейских добывающих скважинах в основном выполнены. В итоге разрабатывались запасы нефти пласта Б₂ на Сидоровском куполе и восточной части Ивановского купола. Западная часть этого купола не охвачена разработкой в связи с тем, что она в плане совпадает с неразбуренной частью пласта Т_I. Характерной особенностью разработки пласта Б₂ было довольно быстрое появление воды в продукции скважин с последующим ростом обводненности. Причем, наиболее высокая обводненность отмечалась в тех участках, где в пласт Б₂ велась закачка воды.

Невыполнение проектных рекомендаций по разбуриванию пласта Т_I вызвало и не- достижение проектных показателей по добыче нефти в целом по объекту. Лишь в 1967 г. фактическая добыча нефти превышала проектную, а затем наблюдалось постоянно увеличивающееся отставание. В 1971 г. разница составила 136 тыс. т. Одновременно с этим наблюдался опережающий рост фактической обводненности над проектной. При этом фактические средние дебиты по жидкости превышали плановые.

В итоге уже в 1972 г. в работе (5) институт «Гипровостокнефть» провел пересчет проектных показателей. К этому времени из пласта Т₁ было добыто 1837 тыс. т нефти, добыча нефти в 1971 г. составила 123,2 тыс. т при обводненности - 39,9 %. Фактические показатели по пласту Б₂ составляли соответственно 1156 тыс. т., 104,2 тыс. т и 52,4 %.

Вариант разработки пласта Т_I, предложенный в работе (5), предусматривал продолжение его совместной эксплуатации с пластом Б₂; бурение 8 добывающих и 2-х нагнетательных скважин на западной и центральной частях Ивановского купола; размещение проектного фонда в тех зонах пласта Т_I, где невозможен возврат скважин с пласта Д₁ ввиду того, что пласты не совпадают в плане; размещение нагнетательных скважин в качестве очаговых между добывающими. В тех зонах пласта Т_I, где возможен возврат скважин с пласта Д_I, бурение новых скважин не проектировалось. В целях усиления системы заводнения рекомендовалось, кроме того, освоить закачку воды в добывающую скважину 265, перевести с пласта Д_I на пласт Т_I нагнетательную скважину 130, возобновить ранее прерванную закачку воды в скважину 49. Реализация всех этих предложений должна была довести суточную закачку воды до 800 м³/сут. Рекомендации по дальнейшей разработке пласта Б₂ ограничивались приобщением его в добывающих скважинах пласта Т_I и организацией закачки воды только в северо-западной части Сидоровского купола.

В работе (5) рассчитаны отдельные перспективные планы для пласта Т_I и пласта Б₂.

По пласту Т_I предусматривалось постепенное снижение годовой добычи нефти с 120 тыс. т в 1972 г. до 75 тыс. т - в 1985 г., вызванное ростом обводненности за этот же период с 35 % до 74 %. Падение добычи нефти планировалось, несмотря на разбуривание проектного фонда и увеличение годовой добычи жидкости, с 506 тыс. т в 1972 г. до 791тыс. т - в 1985 г.

По перспективному плану разработки пласта Б₂ также предусматривалось падение добычи нефти с 69 тыс. т в 1972 г. до 15 тыс. т. в – 1985 г. Вызвано это как планированием роста обводненности с 67,1% до 92,0 %, так и снижением добычи жидкости.

В период 1972 г.–1977 г. наблюдается только частичное выполнение рекомендаций работы (5). Не пробурено ни одной из проектных нагнетательных или добывающих скважин, не выполнены рекомендации по усилению системы заводнения.

Динамика добывающего фонда пласта Т_I определялась переводами на пласт скважин с пласта Д₁ или приобщению пласта Т_I в скважинах пластов Д_I и Б₂. Но происходившее выбытие скважин из-за роста обводненности привело к стабилизации добывающего фонда пласта Т_I на уровне 50-51 скважины. Тем не менее, фактическая годовая добыча нефти с 1972 г. по 1977 г. постоянно превышала проектную. В 1977 г. превышение составило 14 тыс. т. Вызвано это, прежде всего, благоприятной динамикой роста фактической обводненности. Если в работе (5) за этот период предусматривалось увеличение обводненности на 24,8 %, то фактический рост обводненности составил 6,6 %. Закачка воды в пласт Т_I велась через 6-8 нагнетательных скважин, и, постепенно возрастая, достигла обеспечения текущей компенсации отборов на 138 % в 1975 г. К 1977г. компенсация отборов закачкой снизилась до 116,5 %.

По пласту Б₂ в течение 1972-1977г. г. фактический темп роста обводненности был существенно ниже проектного (5). Вместо планируемого увеличения обводненности на 18 %, фактический рост составил лишь 6 %. В итоге средние дебиты по нефти добывающих скважин с 1973 г. постоянно превышали расчетные и в 1977 г. эта разница составила 3,0 т/сут. Закачка воды в этот период велась через три нагнетательные скважины. Ее объем обеспечивали текущую компенсацию отборов закачкой на уровне 109-126 %%.

В работах (6, 7) институтом «Гипровостокнефть» в 1977-1978г. г. осуществлена корректировка системы разработки пластов Б₂ и Т_I, пересчитаны технологические показатели, рекомендовалось продолжить совместную разработку пластов Б₂ и Т_I как единого объекта. Проектная сеть скважин размещалась на Т_I и состояла из 10 добывающих, 2 нагнетательных и 2 оценочных скважин. Разбуривание планировалось осуществить в течение 1981-1982г. г. Кроме того, предусматривались переводы скважин с одного пласта на другой, приобщение пластов, перевод скважин из одной категории в другую, освоение под закачку добывающих и пьезометрических скважин.

Технологические показатели разработки объекта, рассчитанные в работе (8), предусматривали постепенное снижение годовой добычи нефти со 154 тыс. т в 1978 г. до 139 тыс. т. в – 1981 г. Затем, после разбуривания проектного добывающего фонда, планировалась стабильная добыча нефти в течение трех лет на уровне 140-142 тыс. т. С 1985 г. добыча нефти вновь должна была начать снижаться. Обводненность добываемой продукции по расчетам постоянно возрастает, за исключением 1981-1982г. г., когда она стабилизируется на уровне 70,7 %. Объемы закачки воды проектировались, исходя из компенсации текущих отборов закачкой на 105 %.

Весь проектный добывающий и нагнетательный фонд пластов Б₂+Т_I был разбурен в планируемые сроки. Но уже к началу бурения фактический добывающий фонд, из-за большего выбытия и меньшего перевода на объект скважин с пласта Д_I, был меньше проектного. Сохранилась эта разница и в дальнейшем. Годовая добыча нефти из пластов Б₂+Т_I в течение 1978-1984г. г. была постоянно ниже проектной. Причем, в 1982 г. разница составила 32 тыс. т. В то же время фактическая динамика роста обводненности пластов Б₂+Т₁ была более благоприятной, чем это предусматривалось в технологических расчетах (7). Так, в 1978 г. произошло не увеличение обводненности, а ее снижение на 5%. В последующем фактическая обводненность была постоянно ниже проектной, а бурение проектных добывающих скважин привело к снижению фактической обводненности. В итоге в 1984 г. разница в обводненности достигла 11 %.

Годовая добыча жидкости в течение 1978-1984 г. г. была постоянно меньше проектной. Причем, новые добывающие скважины не привели к ее увеличению. Вызвано это тем, что часть новых скважин вступила в эксплуатацию с низкими дебитами, часть скважин вообще не удалось освоить, а скважина 508 оказалась за контуром нефтеносности. Годовая закачка воды в пласты Б₂+Т_I постоянно отставала от проектной, но за счет меньшей годовой добычи жидкости фактическая компенсация текущих отборов закачкой была больше или равнялась проектной.

Все вышесказанное позволяет считать основными причинами невыполнения плановых показателей по добыче нефти в период 1978-1984г. г. меньший фактический фонд добывающих скважин; недостаточную активность системы заводнения, т. к. фактический нагнетательный фонд из года в год был меньше запроектированного на 3-6 скважин (17-37 %); меньшие фактические дебиты по нефти и жидкости.

В итоге в 1984 г. институт «Гипровостокнефть» выполнил» Дополнение к уточненному проекту» (8).

В этой работе предлагалось использовать проектный фонд для раздельной эксплуатации пластов Б₂ и Т_I, т. е. впервые предлагалась самостоятельная проектная сетка на пласт Б₂. По ней проектные скважины пласта Б₂ размещены только на Ивановском куполе. Всего запроектировано, пробурить 7 скважин (6 добывающих и 1 нагнетательную). Из 6 добывающих скважин 2 скважины располагаются на центральном участке, где пласт Б₂ к тому времени вообще не разрабатывался. Остальные скважины размещены на восточном и юго-восточном участках. Единственную проектную нагнетательную скважину предлагалось расположить в центральной части юго-восточного участка.

Для интенсификации системы разработки пласта Т_I предлагалось (8) пробурить на Ивановском куполе дополнительно 16 скважин, из них 12 добывающих и 4 нагнетательных. Наименее выработанными на этом куполе были центральный и западный участки. На них намечалось разместить 12 скважин (8 добывающих и 4 нагнетательных), на восточном и юго-восточном участках предлагалось пробурить по две добывающие скважины. На Сидоровском куполе пласта Т_I были намечены лишь 1 добывающая и 2 оценочные скважины на северо-западном участке. Кроме того, в работе (8) предлагалось размещение на вновь открытом к тому времени Кинельском куполе 4-х добывающих и 1-ой нагнетательной скважин. В целом на пласты Б₂ и Т_I предусматривалось бурение 31 скважины, из них 23 добывающих, 6 нагнетательных и 2 оценочных. В соответствии с планом объединения «Оренбургнефть» бурение проектного фонда намечалось в 1985 г. (Кинельский купол) и в течение 1994-1997г. г.

Хотя были предложены две самостоятельные сетки проектных скважин, расчет технологических показателей в работе (8) был выполнен в целом по объекту Б₂ + Т_I. По нему планировалось снижение годовой добычи нефти до 64 тыс. т. в 1993 г., а затем, по мере бурения проектного фонда, ожидался рост добычи нефти до 78 тыс. т в 1998 г. В этот год планировался действующий фонд объекта из 79 добывающих и 22 нагнетательных скважин. Объемы закачки планировались на уровне обеспечения текущих отборов на 115%.

В ходе последующей реализации проектных рекомендаций произошло полное разбуривание проектного фонда добывающих скважин Кинельского купола. Но из четырех пробуренных скважин пласта Т_I добычу нефти осуществляют только из двух (скв. 607 и 609), т. к. две скважины (608 и 610) оказались в законтурной или в приконтурной зоне пласта. Осталась непробуренной нагнетательная скважина 601, целесообразность бурения которой отпала в связи с изменением представлений о геологическом строении пластов Б₂ и Т_I на Кинельском куполе.

В период 1985-1988 г. г. фактическая добыча нефти по объекту была всегда меньше проектной. Сопоставление расчетных и фактических показателей по отбору нефти из новых скважин позволяет утверждать, что основной причиной невыполнения плановых уровней добычи нефти была меньшая фактическая добыча из новых скважин Кинельского купола. Последнее объясняется низкой геологической изученностью Кинельского купола на момент проектирования сетки скважин и последующего его разбуривания. В итоге две пробуренные скважины вообще не дали ни тонны нефти, а две другие оказались в неблагоприятных геологических условиях. Неудачным разбуриванием Кинельского купола вызвана и большая фактическая обводненность продукции объекта по сравнению с проектной в течение 1985-1987 г. г., когда фактическая и проектная годовые добычи жидкости были близки. Но стоило в 1988 г. сократить отбор жидкости по высоко обводненным скважинам, как сразу же фактическая обводненность оказалась меньше проектной на 2,3 %, а недобор в добыче нефти сократился до 8 тыс. т. Это говорит о хорошей интерференции скважин и остановка одних из них приводит к перераспределению потоков жидкости и охвату вытеснением менее выработанных зон пластов.

В 1989 г. в работе (9) институтом выполнен анализ разработки пластов Т_I и Б₂.

По состоянию на 1.01.1989 г. из пласта Т_I с начала разработки добыто 3478,2 тыс. т нефти и 1843,5 тыс. т попутной воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 112,5 %. Добыча нефти в 1988 г. равна 70 тыс. т, жидкости - 166,2 тыс. т, текущая обводненность продукции - 57,9 %. Годовая компенсация отбора закачкой в 2,33 раза превысила добычу жидкости в пластовых условиях. Дефицит пластового давления в залежах на различных участках от 4 до 7 МПа свидетельствует о том, что значительная доля закачиваемой воды минует залежь и не компенсирует отбор жидкости.

По пласту Б₂ накопленная добыча нефти на 1.01.1989 г. составила 1791 тыс. т, жидкости 3811,2 тыс. т. Годовая добыча нефти (1988 г.) равна 32,1 тыс. т, текущая обводненность продукции 72,5 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 59,4 %, текущая - 65,8 %.

В целом на объекте Т_I + Б₂ в 1988 году работало 66 добывающих и 14 нагнетательных скважин.

В работе (9) рекомендовано пробурить на Ивановском поднятии на пласты Т_I+Б₂ оценочные скважины 537, 538, на пласт Т_I - скв. 322. Остальные скважины, добывающие (321, 525, 526, 528) и нагнетательные (527, 529), предложено считать зависимыми от результатов бурения оценочных скважин.

На Сидоровском поднятии рекомендовано создать дополнительный очаг заводнения в районе скв. 121 (северо-западная часть залежи).

Ниже дается краткий анализ текущего состояния разработки залежей пластов Т_I и Б₂.

Пласт Т_I турнейского яруса

На Сидоровском поднятии из пласта Т₁ на 1.01.2000 г. добыто 2157,77 тыс. т нефти, 3421,41 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 13,77 тыс. т при обводненности 61,89%, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,351. В эксплуатации на Сидоровском поднятии перебывало 39 добывающих скважин, в настоящее время залежь эксплуатируется 14 добывающими и 1 нагнетательной скважинами. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой воды. Текущая компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составляет 206 %, накопленная - 176%. Величина пластового давления (15,4 МПа) и его стабильность во времени свидетельствует о том, что значительная доля воды, закачиваемой в приконтурные нагнетательные скважины, попадает за пределы залежи (рис. 2.8, табл. 2.13).

На Кинельском поднятии накопленная добыча нефти равна 83,01 тыс. т, годовая добыча (в 1999 г.) составила 0,502 тыс. т, при обводненности продукции 86,49 %.Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,388. Залежь находится в заключительной стадии разработки, эксплуатация осуществляется 3 добывающими скважинами без поддержания пластового давления (рис. 2.9, табл. 2.14).

На Ивановском поднятии в пласте Т_I выделяется три самостоятельных участка: северо-западный, центральный и юго-восточный.

Северо-Западный участок характеризуется неблагоприятными геолого-промысловыми условиями разработки: значительной водо-нефтяной зоной, которая по площади в 3,5 раза превышает площадь нефтяной зоны (по запасам в 2,2 раза), близкой к предельному значению пористости (8 % против 11-12 % на других участках), низкой продуктивностью скважин (около 1 т/сут.). На участке освоено 10 скважин, все они вступали в эксплуатацию с высокой обводненностью, которая быстро достигала 80-90 %. При этом средний дебит скважин по нефти не превышал 0,2 - 0,7 т/сут. Учитывая тот факт, что первые добывающие скважины были переведены с пласта Д_I, возникло подозрение, что высокая обводненность связана с возможной негерметичностью колонн, однако анализ добываемой воды показал, что она соответствует параметрам пластовой воды турнейского яруса. Пробуренные 4 скважины на пласт Т_I также подтвердили высокую динамичность характера обводнения пластовой водой. Обращает на себя внимание крайне низкий отбор нефти по полностью обводнившимся скважинам, в среднем он не превышает 3 тыс. т/скв. Все это говорит о низкой промышленной значимости Западного участка и невозможности достижения на нем более или менее приемлемого коэффициента нефтеизвлечения.

По состоянию на 1. 01. 2000 г. на участке добыто 34,1 тыс. т нефти при годовой добыче 0,27 тыс. т. Обводненность продукции составляет 92,5 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,016. В эксплуатации перебывало 10 добывающих скважин, в настоящее время 8 скважин из-за предельной обводненности выведены из работы, добыча ведется 2-мя скважинами. Закачка воды с целью ППД ведется в одну нагнетательную скважину, текущая компенсация отбора жидкости составляет 225 %, пластовое давление за последние 10 лет удерживается на уровне 16,9-17,1 МПа (рис. 2. 10, табл. 2. 15).

Центральный участок Ивановского поднятия также, как и северо-западный, характеризуется обширной водо-нефтяной зоной, по площади превышающей нефтяную зону в 3,53 раза (по запасам в 1,8 раза). Пласт Т_I на Центральном участке обладает более высокими фильтрационными и емкостными параметрами, а также более высокой продуктивностью скважин (5 - 7 т/сут.). С начала разработки на участке добыто 857,17 тыс. т нефти, 1140,92 тыс. т жидкости, годовая добыча нефти находится на уровне 17-20 тыс. т. Обводненность продукции выросла за последнее десятилетие с 30,3 до 55 %, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,147. Разработка пласта Т_I на участке ведется 18-ю добывающими и 2-мя нагнетательными скважинами.

Компенсация отбора жидкости закачкой воды в 1999 г. составила 109 %, накопленная – 93 %. Система ППД позволяет держать в течение длительного периода пластовое давление в залежи на уровне 13,3 - 13,0 МПа (рис. 2.11, табл. 2.16).

На Юго-Восточном участке по состоянию на 1. 01. 2000 г. извлечено 887,23 тыс. т нефти, 1772,52 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти колеблется в пределах 6,25-5,5тыс.т, текущая обводненность равна 81,4 %, достигнутый коэффцициент нефтеотдачи - 0,288. Пласт Т_I на участке эксплуатируется 5-ю добывающими и 3-мя нагнетательными скважинами. Всего в процессе разработки перебывало в эксплуатации 11 добывающих скважин. Текущая компенсация отбора жидкости составляет 190 %, накопленная - 61 %. Реализуемая на участке система ППД позволяет в течение длительного (более 10 лет) времени стабильно держать пластовое давление на уровне 15,7-16,1 МПа (рис. 2. 12, табл. 2. 17).

В целом на Ивановском поднятии из пласта Т_I добыто 1778,51 тыс. т нефти, годовая добыча в 1999 г. составила 25,19 тыс. т при обводненности продукции 67 % (рис. 2.13, табл. 2.18). Суммарная добыча нефти из пласта Т_I на Сидоровском и Ивановском поднятиях равна 4019,28 тыс. т (табл. 2.6, рис. 2.2).

 

Пласт Б₂ бобриковского горизонта

На Сидоровском поднятии по состоянию на 1. 01. 2000 г. из залежи пласта Б₂ добыто 1516,03 тыс. т нефти, 4028,97 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 6,18 тыс. т, обводненность продукции - 92 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,471. За весь период разработки залежи в эксплуатации перебывала 21 добывающая скважина, в настоящее время работает 10 добывающих скважин. Залежь разрабатывалась с поддержанием пластового давления, с 1988 г. закачка воды прекращена. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 67 %. Несмотря на то, что за последние 10 лет накопленная компенсация снизилась на 9 %, пластовое давление в залежи стабилизировалось на уровне 15,4 МПа, что, по-видимому, связано с определенной активностью законтурной системы пластовых вод, компенсирующей невысокий отбор жидкости (рис. 2. 14, табл. 2.19).

На Кинельском куполе за время эксплуатации из залежи пласта Б₂ извлечено 142,06тыс. т нефти, 211,43 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 9,34 тыс.т, обводненность продукции 18,13 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,252. Залежь разрабатывалась 5-ю добывающими скважинами, в настоящее время работает 3 скважины. Залежь разрабатывается на естественном режиме, пластовое давление стабилизировалось на уровне 20,2-21,3 МПа (рис. 2. 15, табл. 2. 20).

Пласт Б₂ на Ивановском поднятии осложнен многочисленными зонами замещения коллектора непроницаемыми породами и характеризуется более низкими геолого-физическими параметрами по сравнению с залежью Сидоровского поднятия. Эффективная нефтенасыщенная толщина на большей части площади составляет 0,8-1,6 м, лишь в единичных скважинах она превышает 4 м. Следует также отметить низкую продуктивность скважин: 2-4 т/сут. (по жидкости). Для сравнения - средняя продуктивность скважин на Сидоровском поднятии составляет 25-34 т/сут. Все это свидетельствует о неблагоприятных условиях выработки запасов. С учетом геологического строения пласта Б₂ на Ивановском поднятии выделяется два самостоятельных участка: северо-западный и юго-восточный, объединяющий центральную и юго-восточную части залежи.

Северо-Западный участок в настоящее время не разрабатывается. Скважина 215 после отбора 0,4 тыс. т полностью обводнилась и была остановлена. По проектному документу запланировано пробурить две добывающие скважины, но это, по-видимому, не создаст рациональной системы разработки объекта и потребует использования возвратного фонда скважин.

На юго-восточном участке из пласта Б₂ добыто 412,33 тыс. т нефти, 755,05 тыс. т жидкости. Годовая добыча нефти в 1999 г. составила 3,2 тыс. т, обводненность продукции- 60,5 %. Текущая нефтеотдача на участке равна 0,130. В эксплуатации перебывало 15 добывающих скважин, в настоящее время залежь разрабатывается 7-ю добывающими и 1-ой нагнетательной скважинами. Активная закачка воды в залежь с целью ППД начата в 1991 году, текущая компенсация достигает 160 %, накопленная - 7 %. Пластовое давление в залежи изменяется по площади от 13,5 до 16,4 МПа, максимальное значение приурочено к восточной части участка, на котором осуществляется закачка воды (рис. 2.16, табл. 2.21).

В целом по пласту Б₂ на Ивановско-Сидоровском месторождении извлечено 2070,83 тыс. т нефти, годовая добыча нефти составляет 18,73 тыс. т при средней обводненности - 80,64 % (рис. 2.3, табл. 2.7).)

В проектном документе, действующем в настоящее время (8), расчеты выполнены совместно для пластов Т_I+Б₂. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки за период 1989-1999 г. г. приведено в таблице 2. 22.

В течение 1989-1994 г. г. фактическая добыча нефти по объекту Т_I+Б₂ была больше проектной за счет некоторого превышения количества добывающих скважин, Однако, начиная с 1993 г., фактическое количество добывающих скважин на 3-6 единиц меньше проектного, а в последующие годы разница достигла 14-16 скважин (63-62 против 79-76 – по проекту). Фактически добытое количество нефти за весь период разработки несколько ниже (на 3,36 %), чем предусматривалось проектом (6090,12 тыс. т против 6112 тыс. т).

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по Петровскому месторождению приведено в таблице 2. 23. Карта текущей разработки пласта Т_I+Б₂показана на прил. 7, карта изобар – прил. 9.

 

2.2.3. Анализ эффективности системы поддержания пластового давления

 

Продуктивные пласты Петровского месторождения разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой воды.

 

Пласт Д_I пашийского горизонта