Эксплуатация нефтяных и газовых скважин (Батырбайское месторождение)

Коэффициенты метаморфизации весьма изменчивы от 0,65 до 0,83. Слабая метаморфизация вод наблюдается в юго-западной части Асюльского и на юге Константиновского поднятия.

Содержание брома изменяется от 275 до 450 мг/л, аммония от 125 до 225 мг/л. Концентрация йода составляет 6-14 мг/л, бора 16-45 мг/л.

Газонасыщенность подземных вод башкирских отложений колеблется от 171 до 554 см³/л. Газ преимущественно азотный, а так же метаново-азотный и метаново-азотно-углекислый.

Московский водоносный комплекс терригенно-карбонатных отложений залегает на глубинах 956-1152 м. Толщина его 54-69 м.

Статический уровень пластовых вод составил 100 м.

Начальное пластовое давление, измеренное в скв. 88 (11,66 МПа) соответствует нормальным значениям.

Приведенные напоры здесь составили 578-569 м. На Константиновском поднятии, судя по соотношению напоров, возможен нисходящий вертикальный межпластовый переток из верейских отложений в башкирские.

Коэффициент продуктивности скважин не превышает 0,1 м³/сут*МПа, коэффициент гидропроводности составил 7,3*10-7 м²*м/(Па*с).

Хлоркальциевые рассолы, насыщающие верейские отложения, имеют минерализацию 154-244 г/л, сульфатность их повышена.

Коэффициент метаморфизации снижается до 0,53. Содержание брома в рассолах находится в пределах 264-595 мг/л, йода 9-15 мг/л, бора 8-41 мг/л, аммония 117-234 мг/л.

Московские отложения характеризуются лучшей закрытостью и меньшей промытостью по сравнению с башкирскими.

Верхнекаменноугольные и нижнепермские отложения на Батырбайском месторождении в гидрологическом отношении не изучены. Иреньский горизонт кунгурского яруса здесь представлен сульфатно-доломитовым типом разреза, имеет толщину 80-83 м.

Соликамский водоносный комплекс, представленный глинистыми известняками, доломитами, глинами и песчаниками, с включениями и линзами сульфатных пород залегает на глубинах от 150 м (долина р. Тулва) до 650 м. Его толщина около 50 м.

Водоносность соликамских отложений слабая - коэффициент фильтрации обычно не превышает 0,15м³/сут.

Воды преимущественно сульфатного типа, имеют минерализацию от 3 г/л и более.

Шешминский водоносный комплекс представлен загипсованными терригенными отложениями, толщина его превышает 300 м. Водоносные песчаники и алевролиты залегают линзообразно среди глинистых отложений, толщина таких линз достигает 28 м. Коэффициенты фильтрации их в некоторых случаях равны 18,4 м³/сут. Глубина залегания трещинно-грунтовых вод изменяется от 1-2 до 20-25 м и более в зависимости от геоморфологических условий. Трещинно-пластовые напорные воды вскрыты на глубинах от 4 до 120 м. Высота напора над кровлей изменяется от 2 до 127 м.

Водообильность шешминских отложений неравномерна и в целом невысока. Модули подземного стока зависят от структурно-тектонических условий, изменяясь менее 0,1 до 25 л/сек/км². Дебит родников варьирует от менее 0,1 до 25 л/сек, скважин - от 0,02 до 20 л/сек при различных понижениях.

Шешминские отложения содержат гидрокарбонатные и сульфатные воды с минерализацией от 0,3 до 10 г/л.

В зонах повышенной тектонической трещиноватости наблюдается подток напорных хлоридных вод.

Подземные воды шешминских отложений используются для питьевого водоснабжения населения.

Бебелевский водоносный комплекс на Батырбайском месторождении развит неповсеместно. Он залегает в верхней части водораздельных возвышенностей.

Подземные воды содержат пропластки известняков, а также линзы конгломератов и песчаников, залегающих в глинистых отложениях.

Глубина залегания вод зависит от геоморфологических условий и может достигать нескольких десятков метров. Водообильность бебелевских пород незначительна. Модуль подземного стока обычно не превышает 1-1,5 л/сек/км², а характерные дебиты родников равны 0,1-0,5 л/сек.

Состав вод гидрокарбонатно-кальциевый, минерализация обычно не превышает 0,4-0,6 г/л.

Водоносный комплекс четвертичных отложений представлен аллювиальными и элювиально-делювиальными продуктами разрушения верхнепермских пород. Наибольшее значение для водоснабжения имеет вода аллювиальных отложений.

Дебит родников, приуроченных к ним, равен 0,1-0,2 л/сек, удельный дебит колодцев и скважин обычно не превышает 1 л/сек*м.

В комплексе преобладают гидрокарбонатно-кальциевые воды с минерализацией до 1 г/л. На участках антропогенного загрязнения и в местах подтока глубинных вод распространены сульфатные и хлоридные воды с минерализацией превышающей 1,5 г/л

Таким образом, на Батырбайском месторождении в толще палеозойских пород можно выделить следующие гидродинамические и гидрохимические зоны:

Зона активной циркуляции подземных вод и соответствующая ей гидрохимическая зона А пресных вод (минерализация до 1 г/л), сложена главным образом белебеевскими шешминскими породами.

Она распространена в основном до поверхности местного эрозионного вреза и в некоторых случаях может спускаться на 30-40 м.

Зона затрудненного водообмена с земной поверхностью и соответствующие ей гидрохимические зоны Б, солоноватых вод (1-10 г/л), и В, соленых вод (10-15 г/л), сложена в основном нижнешешминскими и соликамскими отложениями. Она ограничена кровлей регионального флюидоупора - сульфатно-карбонатной толщей иренского горизонта кунгурского яруса.

Зона весьма затрудненного водообмена и соответствующая ей гидрохимическая зона Г (рассолы с минерализацией 50-300 г/л) охватывает стратиграфически широкий диапазон отложений - от нижнепермских карбонатов до среднедевонских терригенных пород.

Нижняя гидравлическая зона имеет следующие особенности:

Установлена прямая зависимость начального пластового давления от глубины залегания водонасыщенных пластов: Р=0,0113*Н-15, где Р-МПа, Н-м. Она характеризуется высоким коэффициентом корреляции, равным 0,992. Ошибка уравнения составляет 0,06.

Зона характеризуется нормальным геотермическим режимом. Геотермический градиент здесь высокий и составляет 1,63-1,96⁰С/100м, геотермическая ступень 49-61,4 м/1⁰ С.

Пластовое давление, в основном, соответствует начальному значению, характерному для соответствующей глубины. Исключение составляют турнейские отложения, где пластовое давление несколько превышает начальное. Здесь очевидно проявляется высокая эффективность турнейско-малиновского флюидоупора.

В яснополянских отложениях сток воды происходит от зоны пьезомаксимума, расположенной на севере Асюльского поднятия. Здесь осуществляется частичная разгрузка вод, так как взаимодействие противоположно направленных потоков затрудняет продвижение вод яснополянских отложений Батырбайского выступа в юго-западном направлении, в результате чего происходит их подпор. Описанная водонапорная система обладает огромным запасом упругой энергии, которая преобладала при разработке яснополянских отложений до начала закачки.

Высокий темп падения пластового давления в бобриковских и тульских залежах свидетельствует, по-видимому, о слабой связи нефтяной части с законтурной областью, которая препятствует проявлению чистого водонапорного режима.

Следовательно, естественный режим продуктивных пластов в нижне-, средневизейском водоносном комплексе водонапорный со слабым подпором вод со стороны законтурной области.

Условия для сохранения нефтяных залежей в вернедевонско-турнейском и нижне-, средневизейском водоносных комплексах весьма благоприятные.

В окско-серпуховско-башкирском и верейском водоносных комплексах наблюдается опреснение подземных вод, поэтому нефтяные залежи здесь находятся в менее благоприятных гидрогеологических условиях для их сохранения по сравнению с нижнекаменноугольными отложениями.

В башкирских отложениях движение подземных вод направлено к зонам пьезоминимумов, расположенных в центре Батырбайского выступа.

В средне-верхнекаменноугольно-нижнепермском комплексе условия для сохранения углеводородных залежей в каширских и подольских отложениях лучше по сравнению с башкирскими и верейскими.

Режим башкирской залежи - упруго-водонапорный. В каширской и верейской залежах отмечается режим газовой шапки, в каширско-подольской - газовый режим.

Зона весьма затрудненного водообмена Батырбайского месторождения характеризуется отрицательными значениями гидродинамического градиента, указывающего на тенденцию к нисходящему перетоку пластовых вод.

Химический состав пластовых вод представлен хлоркальциевыми рассолами с минерализацией от 181 до 287 г/л. В подземных водах наблюдается тесная связь минерализации (Х) и удельного веса (У), выраженная следующими уравнениями:

Х=1451*У-1445;

У=0,000663*Х+1,005.

Коэффициент корреляции связи составил 0,97; ошибка уравнения + ( -) 0,01.

Вглубь разреза происходит увеличение минерализации ионов кальция и хлора, брома и уменьшение сульфат-иона и аммония.

Пластовые воды водоносных комплексов зоны весьма затрудненного водообмена содержат большие количества брома и йода. Среднее содержание брома составляет 385-682 мг/л, йода -10,7-16,7 мг/л. В вендских и пашийских отложениях содержание брома увеличивается до 1520 и 1270,7 мг/л. Но промышленная эксплуатация пластовых вод Батырбайского месторождения для получения брома и йода нецелесообразно по следующим обстоятельствам:

Ближайший химзавод, использующий пластовые воды для извлечения йода и брома, значительно удален от месторождения (120 км). Его потребность в йодо-бромных водах полностью удовлетворяет собственная сырьевая база.

Применение внутриконтурного заводнения в процессе разработки месторождения приводит к уменьшению концентрации полезных компонентов в пластовых водах водоносных комплексов.

Необходимость дорогостоящей очистки вод от нефти также делает нерентабельным использование попутных нефтяных вод для извлечения брома и йода.

Основной областью питания водоносных пластов додевонских, девонских и нижнекаменноугольных отложений Пермского Прикамья является западный склон Урала. Областями питания водоносных пластов верхнего карбона и нижней перми является предгорье Урала и Уфимское плато, районы интенсивно развитого карста. Дополнительными областями питания являются местные возвышенности и водоразделы рек.

Основная область стока (Прикаспийская низменность) находится за пределами описываемой территории, местными областями разгрузки служит долина реки Камы и ее притоков, Предуральский прогиб и Камско-Кинельская впадина.

3. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

3.1 Физико-химические свойства и состав нефти, газа

Пробы пластовых флюидов изучались на протяжении всего периода разработки поднятия, уточнялись свойства нефти и газа.

Ниже приведена характеристика флюидов по пластам, особое внимание уделено флюидам башкирской залежи.

Пласт Т

Пластовые флюиды не изучены, поверхностная нефть, полученная из скважины № 57, тяжелая, высоковязкая и по свойствам близка к нефти бобриковской залежи.

Пласты Бб2 и Бб1

Пластовые флюиды бобриковской залежи изучены по глубинным пробам из скв. 57. Все пробы представительные. Давление насыщения в пробах 10-10,35 МПа, близки и другие параметры. По результатам проб определены следующие параметры пластовой нефти (пласты Бб2 и Бб1): давление насыщения 10,25 Мпа, газонасыщенность - 40,6 м³/т, вязкость 17,59 мПа*с, объемный коэффициент 1,09, плотность пластовой нефти 880 кг/м³, сепарированной 913 кг/м³(табл.3.).

На рис. 3. представлены кривые изменения основных параметров в зависимости от давления.

Поверхностная нефть тяжелая, высокосмолистая, парафинистая. Выход светлых фракций составляет 41,5 % (табл. 3).

Попутный газ и газ однократного разгазирования почти одинакового качества. Классифицируется как среднеазотный и малометановый (табл. 4).

Пласты Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Физические характеристики пластовых флюидов получены при исследовании глубинных проб из скв. 251, 69, 221 и 41. Свойства нефтей тульских пластов близки.

При совместном испытании пластов Тл2б+Тл2а+Тл1в (скв. 69) и Тл2а+Тл1б+Тл1а (скв.251) получены представительные пробы и по качеству близки нефти из скв. 41 и 221 (пласт Тл1а). Давление насыщения в пробах колебалось от 9,0 до 9,6 МПа, газонасыщенность от 38,9 до 44,3 м³/т, близки и другие параметры. Для расчетов по пластам Тл2 и Тл1 приняты усредненные данные качественных проб из скв.41, 69, 221, 251, т.е. давление насыщения - 9,25 МПа, газонасыщенность - 42,3 м³/т, вязкость 8,2 мПа*с, объемный коэффициент 1,1, плотность пластовой нефти 848 кг/м³, сепарированной для пластов Тл2б и Тл2а - 883 кг/м³, Тл1в - 880 кг/м³, Тл1б- 881 кг/м³, Тл1а - 885 кг/м³.

На рис. 4. показана зависимость основных параметров пластовой нефти от давления.

Поверхностная нефть сернистая, смолистая, парафинистая (табл. 3).

Пласт Бш

Свойства пластовых флюидов изучены по результатам 20-ти глубинных проб.

Пробы отбирались из фонтанирующих скважин, в большинстве проб содержался свободный газ.

Для составления проектных документов разработки башкирской залежи приняты следующие параметры: давление насыщения 102,8 МПа, газонасыщенность 53,9 м³/т, объемный коэффициент 1,128, вязкость 6,3 мПа*с, плотность пластовой нефти 831 кг/м³, сепарированной нефти 880кг/м³.

Нефть сернистая, смолистая, парафинистая, выход светлых фракций составляет 46%.

Попутный газ содержит метана до 49,3 %, азота до 16,7%.

Пласты В3В4, В1, К

Нефти каширо-верейских пластов изучены по поверхностным пробам.

Давление насыщения 73 МПа, газонасыщенность 55,8 м³/т, объемный коэффициент 1,123, вязкость 4,75 мПа*с, плотность пластовой нефти 838 кг/м³, сепарированной 879 кг/м³ (пласт В3В4), 885 кг/м³ пласт (В1).

Поверхностная нефть сернистая, смолистая, парафинистая, выход светлых фракций 44,5 и 45,5%.

В верхней залежи имеется газовая шапка. Газ облегчен легкими компонентами, метана в газе более 60 %.

Таблица 3.Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Константиновского поднятия

Наименование	Бб2	Бб1	Тл2б	Тл2а	Тл1в	Тл1б+Тл1а
1	2	3	4	5	6	7	8
Плотность,кг/м3	913	913	883	883	880	881	885
Вязкость, при 200 С	88,2	88,2	25,72	25,72	26,6	29,04
При 500 С	23,93	23,93	9,54	9,54	10,27	9,33
Темпер. застывания, С	-17,5	-17,5	-5	-5	-12,5	-7
Темп.насыщ.парафином, С	-	-	-	-	-	-
Содержание, % весов.
Серы	3,19	3,19	2,52	2,52	2,66	2,34
Смол селикагелевых	16,13	16,13	17,3	17,3	15,17
Асфальтенов	6,62	6,62	3,23	3,23	3,42
Парафина	2,64	2,64	3,52	3,52	4,2
Фракционный состав, выход в % объемн.
До 1000 С	6,5	6,5	7	7	8	8
До 1500 С	14,5	14,5	14	14	16	16
До 2000 С	23	23	21	21	24,5	23
До 3000 С	41,5	41,5	42	42	43	44

Таблица 4. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% мольные) Константиновского поднятия

Наименование	Нефть, разгазированная однократно в ст. усл	Пластовая нефть	Газ, выделившийся при однократ. разгазировании
1	2	3	4
Сероводород	отс.	не опр.	не опр.
Углекислый газ	отс	0,35	1,00
Азот+редкие	отс	5,41	16,40
Метан	отс	11,25	35,90
Этан	0,2	4,63	14,00
Пропан	2,3	7,39	19,10
Изобутан	0,8	1,30	9,8
н-бутан	3,11	3,62
Изопентан	2,42	1,78	4,00
н-пентан	2,76	2,11
Гексан	5,91	4,25
Остаток (С7 и >)	82,51	57,91
Молекул. масса	250,6	181,3
Мол. масса ост.	289,5
Плотн.при ст.усл., кг/м3	881	848	1,328

3.2 Физико-химические свойства и состав пластовой воды

Физико-химические свойства и полный состав пластовой воды приведены в нижеследующей таблице 5.

Таблица 5. Физико-химические свойства и состав пластовой воды.

Наименование	Пласт
	Бб	Тл
Газосодержание, м3/т
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость , сП	1,54	1,54
Плотность, г/см3	1,186	1,174
Содержание ионов, мг/л
CI-	162374	157985
SO4-	544	547
HCO3-	48,8	отс.
Ca++	18426	17959
Mg+	4128	3969
Na+ K+	77828	77881

3.3 Запасы нефти и газа

нефть газ месторождение геологический разрез

Впервые обобщение результатов поисково-разведочного бурения и подсчет запасов нефти и газа производились в 1964 году. В 1967 г. после окончания разведочных работ был произведен пересчет запасов нефти и газа, утвержденный в ГКЗ СССР.

В процессе бурения скважин уточнялось геологическое строение месторождения и запасы ряда залежей. Последний подсчет запасов нефти и растворенного в нефти свободного газа произведен в 1980 г. Институтом ПермНИПИнефть были пересчитаны и утверждены в ГКЗ СССР запасы нефти и газа (протокол №8753 от 22.04.1981 г.). Запасы нефти и газа значительно уменьшились в результате уточнения площадей нефтеносности, нефтенасыщенных толщин и положения водонефтяных контактов.

В 1985 году в связи с корректировкой проектной технологической документации и в соответствии с изменениями в геологическом строении и величине запасов составлен проект разработки Батырбайского месторождения, согласно которому ведется разработка месторождения (протокол №1167 от 20.11.1985г.). Центральная комиссия постановила выделить для разработки два основных поднятия: Константиновское и Асюльское. На Константиновском поднятии три эксплуатационных объекта: два нефтяных - яснополянский и башкирский и один газовый - газовые шапки пластов В3В4, В1.

Начальные геологические запасы нефти башкирской залежи Константиновской площади составляют 65351 тыс.тн, извлекаемые запасы 26570 тыс.тн, коэффициент нефтеизвлечения 0,31.

4. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Краткая история проектирования разработки

Батырбайское нефтегазовое месторождение, в пределах которого выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская и Асюльская площади, открыто в 1960 году.

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях яснополянского надгоризонта (пласты Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а), карбонатных отложениях башкирского (пласты Бш2 и Бш1) и турнейского (пласт Т) ярусов; газонефтяные залежи выявлены в карбонатных верейских (пласты В1, В3В4) и каширских (пласт К) отложениях; в подольских карбонатных отложениях выделены чисто газовые залежи.

Впервые обобщение результатов поисково-разведочного бурения и подсчет запасов нефти и газа производились в 1964 году. В 1967 г. после окончания разведочных работ был произведен пересчет запасов нефти и газа, утвержденный в ГКЗ СССР.

В 1981 году, в связи с изменением представления о геологическом строении месторождения, институтом ПермНИПИнефть были пересчитаны и утверждены в ГКЗ СССР запасы нефти и газа (протокол № 8753 от 22.4.1981 г.). Утвержденные запасы нефти и газа по категориям В+С1 составляют в целом по месторождению: начальные балансовые нефти - 189,228 млн. т., извлекаемые - 60,710 млн. т., коэффициент нефтеотдачи - 0,32.

Балансовые запасы природного газа составляют - 9401 млн. т.

Первой технологической схемой разработки, составленной в 1964 году, предусматривалось разработка терригенной залежи яснополянского надгоризонта Асюльской площади с применением 3-х рядной блоковой системы с размещением скважин по сетке 600х600 м.

В связи с уточнением геологического строения в 1967 году утверждена ЦКР МНП технологическая схема разработки башкирской залежи Константиновской и Утяйбашской площадей. Этой технологической схемой предполагалось разработку залежей нефти яснополянского надгоризонта и башкирского яруса осуществлять одной сеткой скважин с применением метода одновременно-раздельной эксплуатации; система размещения 3-х рядная блоковая, сетки 600 х 600 м.

В 1968 году составлена технологическая схема разработки газовых шапок верейских, каширских газо-нефтяных залежей и подольской газовой залежи; предусматривалась совместная разработка этих залежей с бурением 24 скважин.

Технологическая схема разработки Батырбайского месторождения 1978 г. (протокол № 708 от 28.5.1978 г.) предусматривала:

выделение двух самостоятельных объектов разработки на Константиновской и Асюльской площадях (яснополянская и башкирская залежи);

дальнейшее развитие системы внутриконтурного заводнения путем бурения нагнетательных скважин на отдельные пласты выделенных объектов.

В 1984 году, в связи с необходимостью в корректировке проектной технологической документации и в соответствии с изменениями в геологическом строении и величине запасов, был составлен и утвержден ЦКЗ СССР проект разработки Батырбайского месторождения (протокол №1167 от 20.11.1985 г.). Центральная комиссия постановила на Константиновской + Утяйбашской площадях выделить три эксплуатационных объекта: два нефтяных - яснополянскую и башкирскую залежи и один газовый - газовые шапки пластов В3В4, В1, К совместно с Пд.

Данной технологической схемой для яснополянской залежи предусмотрена система размещения скважин блоковая, плотность сетки скважин 600х600, с уплотнением сетки в зонах больших нефтенасыщенных толщин, система воздействия - очаговое заводнение.

В настоящее время разработка ведется согласно данному проекту.

4.2 Система разработки залежи и ее характеристика

Яснополянский объект разрабатывается с 1964 года. На 1.01.2000 г. из залежи добыто 10005,6 тыс.т. нефти (Константиновское + Утяйбашское поднятия) при начальных извлекаемых запасах 12437 тыс.т., т.е. добыто 80 % от НИЗ. если рассматривать только Константиновскую площадь, добыча составила 8984 тыс.т или 93 % от НИЗ по площади (НИЗ равны 9655 тыс.т). за 1999 год добыто 115,5 тыс.т. нефти. Темп отбора от НИЗ составил 1,2 %.

Согласно последнему проекту разработки / 1985 г./ система размещения скважин блоковая, плотность сетки 600 х 600 м со сгущением сетки в зонах больших нефтенасыщенных толщин.

Первоначально, согласно проектным документам, залежь делилась на блоки рядами нагнетательных скважин, в которые велась закачка пресной воды. По мере роста обводненности добываемой продукции появилась необходимость утилизации подтоварной воды. В 1973 году совместно с площадным заводнением начато очаговое заводнение в скв. 377,430. Это связано с тем, что влиянием закачки воды были охвачены только близлежащие ряды скважин.

В настоящее время закачка в разрезающие ряды прекращена, а скважины ликвидированы. Закачка воды ведется в очаги, созданные 13 нагнетательными скважинами, из них 3 (№ 200, 202, 812) находятся на Утяйбашском поднятии. Средняя приемистость составляет 150 м3/сут. С целью снижения обводнения скважин объемы закачки воды снижены, проводится нестационарное заводнение - циклическое. Закачка воды ведется в зимнее время года.

Очаги нагнетательных скважин не охватывали всей залежи, поэтому в 1998 году под закачку были переведены две скважины (№602 и №913), в ожидании освоения находится еще одна скважина №816.

Закачка воды в залежь составляет 1543 м3/сут.

Как видно из карты изобар, средневзвешенное пластовое давление в зоне нагнетания: 1 блока - 14,32 МПа, 2 блока - 14,72 МПа, 3 блока - 14,39 МПа, 4 блока - 14,17 МПа; среднее по Константиновскому поднятию - 14,34 МПа; по Утяйбашскому поднятию - 15,09 МПа.

Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора сведено в таблицу:

дата	Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора, МПа
	1 блок	2 блок	3 блок	4 блок	Утяйбаш	По мест-ю
1.07.96	13,64	13,77	13,64	13,67	13,96	13,73
1.01.97	13,75	13,76	13,72	13,66	14,03	13,78
1.07.97	13,85	13,85	13,62	13,66	13,96	13,99
1.01.98	13,85	14,25	14,04	13,65	13,96	14,02
1.07.98	13,82	14,22	13,98	13,59	13,97	13,99
1.01.99	13,82	14,45	14,07	13,60	13,99	13,99
1.07.99	13,82	14,28	13,95	13,64	13,91	13,91
1.01.00	13,81	14,23	13,87	13,64	13,86	13,92

Как видно, за последние 3,5 года максимальные пластовые давления наблюдались в конце 97г.- начале 98 года, в целом же за это время пластовые давления изменились незначительно.

На рис.5. представлен график разработки яснополянской залежи Константиновского и Утяйбашского поднятий. Из графика видно, что залежь находится на IV стадии разработки характеризующейся плавным снижением добычи нефти и высокой обводненностью продукции. Максимальный уровень добычи нефти, как и предусматривалось проектом разработки, был достигнут в 1974-76 годах (717 тыс.т. нефти в год). Обводнение продукции происходило плавно, без каких-либо скачков.

Все добывающие скважины добывают обводненную продукцию. Обводнение скважин происходит двумя типами вод: пластовой (содержание солей >1,1 гр/см3) и так называемым переходным типом вод (содержание солей 0,4-1,1 гр/см3). Появление переходного типа вод связано с закачкой на начальном этапе разработки пресной воды с переходом на подтоварную.

На Утяйбашском поднятии переходным типом воды обводняется 6 скважин, на Константиновском 35 скважин.

Наибольший средневзвешенный процент обводненности приходится на первый и второй блоки Константиновской площади, соответственно 89 и 84 %.

По 3 и 4 блоку средневзвешенные проценты обводненности отличаются незначительно, соответственно 78 % и 71 %. Минимальный процент обводненности наблюдается на Утяйбашской площади (57 %). В период 1.06.99 - 1.01.2000 г.г. максимальный рост средневзвешенного процента обводненности произошел на Утяйбашском поднятии и в 4 блоке, соответственно на 1,3 и 1,4 %.

Скважин, эксплуатирующих один пласт, незначительное количество, а проведенных исследований по отбору глубинных проб, замеру пластовых давлений и др. мало или совсем нет, поэтому не представляется возможным провести полноценный анализ разработки каждого из пластов по отдельности.

4.3 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 1 апреля 2000 года в фонде скважин на яснополянские отложения Константиновской и Утяйбашской площадей находится 141скважина, в том числе:

- добывающий фонд 71 скважина

действующие 70 скважин:

а) дающие нефть 67 скважин: № 40ш, 47ш, 203ш, 207ш, 223ш*, 224ш, 270ш, 271ш*, 298ш, 359ш, 361ш, 363ш, 366ш, 373ш, 389ш*, 410ш*, 411ш*, 416ш*, 444ш*, 485ш, 487ш, 535ш, 601ш, 603ш*, 605ш, 606ш, 800ш, 803ш, 806ш, 826ш, 830ш, 831ш, 835ш, 837ш, 841ш, 842ш, 843ш, 910ш, 962ш, 1067ш, 1069ш, 1073ш, 1074ш, 1075ш, 1076ш, 42э, 57э*, 201э, 205э, 249э*, 250э, 260э*, 367э, 398э*, 420э*, 423э*, 427э*, 434э*, 435э*, 445э*, 524э*, 801э, 824э, 836э, 904э*, 917э*, 1051э.; б) остановленные в отчетном месяце 3 скважины № 817ш, 834ш, 1052ш;

бездействующие с прошлых лет 1 скважина: 48ф;

дающие техническую воду 3 скважины:

действующие № 46, 1066,

остановленные № 810.

нагнетательные 22 скважины

действующие 13 скважин

а) под закачкой скв № 200, 202, 254, 463, 602, 809, 812, 814, 823, 829, 832, 844;

б) остановленные по технической причине скв № 913;

бездействующие с прошлых лет скв № 275*, 276*, 377, 394*, 804;

в освоении скв № 816;

поглощающие бездействующие № 256, 289;

прочие

контрольные № 32, 244, 255, 353, 481, 819;

в консервации № 251эк*, 395эк*, 460эк*, 462эк*, 822эк*;

ликвидированные после бурения № 53р, 54р, 81р, 86р, 90р;

ликвидированные после эксплуатации № 34н, 204эк, 225эк*, 227н, 228н, 229н, 230н, 231н, 242эк*, 378эк, 493н, 503н*, 504н*,296н*, 406н*, 430н*;

ожидающие ликвидации 222эк*, 297н*, 483н*, 1002н.

Примечание:

а) ш - скважина оборудована ШГН,

б) э - скважина оборудована ЭЦН,

в) ф - эксплуатация фонтанным способом,

г) * - совместно с Бш,

д) эк - эксплуатационная скважина,

е) н - нагнетательная скважина,

ж) р - разведочная скважина.

Для выявления технической возможности дальнейшей эксплуатации произведем анализ причин простоя скважин, остановленных в текущем месяце, бездействующих с прошлых лет, контрольных, находящихся в консервации и ожидающих ликвидации скважин.

Скважины, остановленные в отчетном месяце: Причина:

817ш - нет подачи насоса

834ш - нет подачи насоса

1052ш - ожидание смены насоса

Бездействующие с прошлых лет: 48ф - ожидание смены нефтепровода

Нагнетательные

Остановленные по тех. причине: 913 - ожидание КРС

Бездействующие с прошлых лет: 394, 804 - в будущем под ППД

377 - утечки в колонном фланце

275 - аварийная (на забое оборудование +

песчаная пробка)

276 - аварийная (песчаная пробка)

Контрольные: 32 - после ППД

244, 255, 481, 819 - негерметичность ЭК

353- высокообводненная

В консервации: 251э*, 395э*, 460э*, 462э*, 822э*- высокообводненные

Ожидающие ликвидации: 222э*,1002н - негерметичность ЭК

297н, 483н* - выработавшие тех. назначение

Из анализа следует, что техническое состояние позволяет эксплуатировать следующие скважины: №№ 817ш, 834ш, 1052ш, 48ф, 913н, 394н, 804н, 377н, 32н, 353э, 251э*, 395э*, 460э*, 462э*, 822э*, 297н, 483н.

4.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Согласно проекту разработки яснополянскую залежь предусматривается разрабатывать до 2049 года. На эту дату: среднегодовой дебит нефти одной скважины 0,8 т/сут, жидкости 41,4 т/сут, обводненность 98 %, годовая добыча нефти 2 тыс.т.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 1999 г. приведено в таблице 7.

Таблица 7. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели	план	факт
Добыча жидкости за отчетный год, тыс.т.	803	475,6
Добыча нефти за отчетный год, тыс.т.	112,9	115,5
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т.	9779,7	9996,3
Добывающий фонд скважин	87	68
Среднесуточный дебит 1 скважины
Нефть	3,7	4,9
Жидкость	26,6	20,2
% обводненности	85,9	75,7
Действующий фонд нагнетательных скважин	23	13
Закачка воды за отчетный год, тыс.м3	1079,1	530,1
Компенсация отбора закачкой
текущая, %		113,5
с начала разработки, %	132,5	135,8
Закачка воды с начала разработки, тыс. м3	33775	31763

Как видно из таблицы, добыча жидкости составляет 60 % от проектной, причем добыча нефти выше проектной на 2,6 тыс.т. (2%). Среднесуточный дебит по нефти выше проектного, а по жидкости ниже проектного дебита. Так же ниже проекта процент обводненности. Это достигнуто благодаря отключению высокообводненных и дефектных скважин, снижению объемов закачки воды, сменой направления фильтрационных потоков и т.д.

Действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин ниже проектного.

Размещено на Allbest.ru