Динамика основных технологических показателей за 1958 - 2001 год приведена в таблице 5.1.
С начала разработки наблюдается интенсивное увеличение обводненности до 1987 года (85%). После 1988 года обводненность стабилизировалась и находилась в пределах 87-88 %. С 1997 года отмечается снижение обводненности добываемой продукции до 85 %, что объясняется эффективным регулированием процесса разработки, выбытием высокообводненных скважин, применением большого объема методов увеличения нефтеизвлечения, обеспечивающих изоляцию водопроводящих зон пласта.
Текущее состояние пробуренного фонда скважин.
Проектом разработки, составленным ТатНИПИнефть в 1987 году, предусмотрено бурение 1038 скважин (636 добывающие, 215нагнетательные, 152 скважины - дублеры, 35 скважин резервные). По состоянию на 1.01.2002 г. пробурено 853 скважин (из них 637 добывающие, 216 нагнетательные). Остаточный проектный фонд составляет 185скважины, из них 39 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.
Непосредственно на 2 блоке пробурено 248 скважин. Фонд действующих добывающих скважин на площади составляет 344, нагнетательных 197. На площади 11,6 % фонда находится в бездействии: 67 добывающих скважин простаивает по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 12 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5-9,0, что указывает на несовершенство системы заводнения.
Текущая добыча нефти.
За 2002год из горизонта Д1 отобрано 400тыс. т. нефти (3,4 % от текущих извлекаемых запасов), что в 6,2 раз меньше максимальной добычи, достигнутой в 1971 году (2489 тыс.т.). С начала разработки добыто 58400,2 тыс.т. нефти, что составляет 83,8 % от НИЗ и 41,1 % от НБЗ по Зай-Каратайской площади. По новым скважинам добыто 3,5 тыс.т. нефти. Среднесуточный дебит одной действующей скважины на 1.01.2003 г. составил 3,7 т/сут. по нефти и 23,7 т/сут. по жидкости.
Выполнены мероприятия по обеспечению добычи нефти. В результате циклического и нестационарного заводнения дополнительно добыто за 2002 год 43,2 тыс.т. нефти. Продолжались работы по повышению нефтеотдачи пластов (закачка ВУС, ВМРС, биополимера, ОЭЦ, Латекс), дополнительно добыто 9,4 тыс.т. нефти. В результате применения технологий обработки призабойной зоны в скважинах и перфорации пластов, гидравлического разрыва пластов дополнительно добыто 7,6 тыс.т. нефти.
В 2002 году выполнялась программа повышения давления на удаленных от КНС нагнетательных скважинах (строительство миниБКНС с агрегатом РЭДА 500 на КНС-ГУ-10, внедрение насоса ЦНС45 на КНС-3, ГУ-10), что позволило осуществлять циклическую закачку.
Текущая добыча жидкости.
В связи с ростом добычи нефти интенсивно возросла добыча жидкости, достигнув максимума в 1987 году 5690 тыс.т. Затем стала стремительно падать и в 2002 году она составила 2675,9 тыс.т., что в 2 раза меньше максимума.(прил.6) На площади проводятся в большом объеме мероприятия по сокращению отбора попутной воды (остановка предельно обводненных скважин, ограничение непроизводительной закачки, изоляция водопритоков). Накопленный отбор жидкости на 1.01.2003 г. составил 113,6 тыс.т. при водонефтяном факторе 1,715.
Текущая закачка воды.
Закачка воды в продуктивные пласты горизонта Д1 была организована с целью поддержания пластового давления с начала разработки. Ежегодно объемы закачки воды интенсивно увеличивались, достигнув максимума в 1986 году - 5645 тыс.м3. В дальнейшем закачка воды стала уменьшаться, как следствие снижения отборов жидкости, и составила в 1998 году 366 тыс.м3- минимальный объем закачки воды. В 2002 г. закачка воды составила 2260,2 тыс.м3 при компенсации отбора жидкости закачкой воды на 96,0 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 134 м3/сут. Накопленный объем объем закачки на 1.01.2003 составил 190,2 млн. м3 воды при компенсации отбора жидкости закачкой воды в продуктивные пласты горизонта Д1 на 105,1%.
Объем вынужденной закачки (оттоки) равен 23тыс. м3 воды. Производительная закачка составила 2237,2 тыс. м3 воды. В 2002 году под нагнетание воды освоено 8 скважин со средней приемистостью 105 м3 /сут. Нагнетательный фонд составил на конец года 197 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 124скважинах.
Текущее состояние пластового давления.
На Зай-Каратайской площади анализ пластового давления проведен за период с 1958 г. по 2002 г.
Пластовое давление колебалось от 14,0 до 16,0 МПа, с начала разработки оно стало резко снижаться и в 1961 году достигло минимума 13,1 МПа. Затем до 1974 г. пластовое давление изменялось незначительно, в пределах 14,3-15,6 МПа. В последующие годы пластовое давление возрастало с некоторыми колебаниями и на 1.01.2003 г. составило 15,9 МПа, что говорит о необходимости его дальнейшего увеличения за счет организации эффективного заводнения по низкопроницаемым пластам.
Чрезмерное снижение пластового и забойного давлений приводит к снижению проницаемости, особенно в малопродуктивных коллекторах, за счет смыкания трещин и усиления влияния глин на продуктивность коллектора.
Специальные исследования, проведенные Н.Н.Непримеровым в 70 годах, показали (прил.6), что наилучшие условия эксплуатации месторождения создаются при давлениях близких к первоначальному пластовому, но так как технически это осуществить сложно, было признано целесообразным поддерживать пластовое давление на уровне 16-16,5 МПа. Снижение пластового давления ниже 14,0 МПа способствует снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости.
Анализ пластовых и забойных давлений показывает, что чаще всего высокие забойные давления наблюдаются в зонах с высоким пластовым давлением, следовательно, таким путем достигается перепад давления, необходимый для притока нефти.
Снижение забойных давлений ниже критических приводит к уменьшению продуктивности из-за выпадения смолисто-асфальтеновых компонентов не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта.
Важными факторами, влияющими на снижение забойного давления, являются: подтягивание контура обводненности, технологические условия эксплуатации глубиннонасосного оборудования, целостность цементного камня, толщина глинистого раздела между нефтяным и глинистым пластами.
Текущее состояние выработки запасов и отбора нефти по пластам.
Пласт Д1а содержит 5,4 % извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 56,1 % от НИЗ нефти по пласту. В активную разработку за 2002год введено 180 тыс.т извлекаемых запасов нефти.
Пласт Д1б1 содержит 4,3 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 66,2 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1б2 содержит 8,9 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,4 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1б3 содержит 15,4 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,1 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1в содержит 24,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,3 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1г1 содержит 12,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 85,6 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1г2 содержит 28,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 91,1 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1д содержит 2,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 74,7 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Текущее состояние выполнения проектных показателей.
Добыча нефти в 2002 году выше проектной на 3,5 %. При этом фактическая добыча жидкости за рассматриваемый период значительно ниже проектной, что связано с ограничением отбора жидкости на площади (проведение мероприятий по регулированию процесса разработки). Соответственно отбору жидкости ограничивается и закачка воды в продуктивные пласты.
Действующий фонд скважин в 2002 году на 24 скважины больше проектного, что объясняется меньшим по сравнению с проектом выбытием скважин и вводом скважин из бездействующего фонда (проектом ввод из бездействия не предусмотрен). За период 2000-2002 г. выбыло из добывающего фонда на 15скважин меньше, чем по проекту, а из бездействующего фонда введено 40 скважин.
3.1 Характеристика технологических показателей разработки
Динамика основных показателей разработки.
По состоянию на 1.01.2000 г. на площади пробурено 846 скважин, в том числе 633 добывающих и 213 нагнетательных. Остаточный проектный фонд составляет 192 скважины, из них 46 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.
Фонд действующих скважин составляет 370, нагнетательных 163. На площади 10,5 % фонда находится в бездействии: 78 добывающих скважин простаивают по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 11 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5 9, что указывает на несовершенство системы заводнения.
Из продуктивных пластов горизонта ДI на 1.01.2000 г. отобрано 57,4 млн.т. нефти, что составляет 82,6 % от начальных извлекаемых и 39,2 % от геологических запасов. Среднегодовая обводненность продукции равна 85,9 % , водонефтяной фактор 1,715. Сначала разработки в пласты закачено 186,3 млн.м3, компенсация отбора жидкости закачкой составляет 105,8 %.
Добыча нефти в 1999 г. составила 415 тыс.т. (3,4 % от текущих извлекаемых запасов), что в 6 раз меньше максимальной добычи в 1971 году. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины равен 3,5 т/сут по нефти и 24,6 т/сут по жидкости, средняя приемистость одной нагнетательной скважины - 143 м3/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и давление на забое добывающих скважин на конец 1999 года, соответственно, составило 15,9 и 9,8 МПа.
История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года - именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.
Июль 1943 года - открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.
1943-1946 гг. - открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.
1948 год. - открыто Ромашкинское месторождение - одно из крупнейших в мире.
Начало этапа интенсивной разработки - получена нефть из девонских песчаников на скважине№3( суточный дебит 120 тонн.)
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
