Динамика основных показателей разработки

Разработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.

Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах – до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв.16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 г.г.

Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1952г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 – действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В₁), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная). Из числа действующих 16 единиц (64 %) оборудованы ЭЦН, 9 – ШГН.

За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5 %. Всего по состоянию на 01.01.2009г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4 % от НИЗ). Наибольший накопленный отбор приходится на скв.211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 г.г., в настоящее время – в бездействии.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010г.) представлено в таблице№7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м3/сут до 142 м3/сут; обводнённость изменялась в пределах 78÷97%, в основном составляя 90-95%.

Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости - 1449 т. т в 1987г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости – 132,9т/сут в 1987 г.

В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин – под закачкой, 2 – в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость – 253,4 м3/сут. Накопленный объём закачки – 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём - 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.

В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 – находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.

На основании таблицы показателей разработки пласта Б₂(С₁) Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объ­екта.

Таблица №7 Показатели разработки пласта Б₂(С₁) Радаевского месторождения

I – стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс.т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.

Период безводной добычи продолжался 10 лет – с 1953г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.

Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс.т. Темп отбора от утверждённых на­чальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.

II- стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.

Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.

III- стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.

Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.

В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

IV- стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.

Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.

Рисунок 1

Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки

Основные причины обводнености продукции добыващих скважин следующие:

Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм²) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.

Таблица №8 Анализ применения геолого- технических мероприятий

Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества – это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях( десятые и сотые доли %) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой ( в наиболее практически важном случае – водой).

Используется для отключения обводненных( выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы

-синтетически водорастворимый полимер

- сшивающий реагент

- вода

Основные свойства ВУС:

- широкий температурный диапазон применения( 20-160 С)

- возможность управления гелеобразования;

- высокие прочностные характеристики геля;

- возможность разрушения состава химическими методами;

- простота и надежность приготовления композиции.