Анализ структуры фонда и текущего состояния разработки Тананыкского месторождение, страница 10

Из расчетов видно, что основные остаточные извлекаемые запасы нефти приурочены к восточной части залежи (»70%). В восточной части залежи следует особо выделить район скв.№266, где  сосредоточено 160,1 тыс.т остаточных извлекаемых запасов нефти или 23,32%., далее следует отметить район скв.№1529 (108,9 тыс.т нефти или 22%). Остаточные извлекаемые запасы нефти в количестве 42,3 тыс.т (8,51%) отмечается в районах скв.№295 и №271, здесь же можно отметить район скв.№270 и №284, где остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 27,7 тыс.т (5,59%).

В западной части залежи основные остаточные извлекаемые запасы нефти приурочены к району скв.№285, №286, №296 и составляют 75,5 тыс.т или 15.22%. Из этих трех скважин следует выделить скв.№286,  на район которой остаточные извлекаемые запасы составляют 45,9 тыс.т или 9,27%.

Следующим по значению следует отметить район скв.№280, где сосредоточено 40,3 тыс.т нефти или 8,14%, и последним в западной части отмечается район скв.№283, где остаточные извлекаемые запасы составляют 20,9 тыс.т или 4,22%.

Далее в работе произведена оценка  потенциальных извлекаемых запасов нефти по пласту Б2, которые составили 1986,994 тыс.т нефти, остаточные запасы нефти на 1.01.05 г. – 495,307 тыс.т. Утвержденные значения извлекаемых запасов нефти, равное 4630 тыс.т, намного превышает расчетное – 1968,994 тыс.т. Учитывая, что на 1.01.02 г. текущий коэффициент нефтеотдачи достиг всего 0,0955 против проектного 0,3, следует говорить о низкой выработке залежи. Данная система разработки не обеспечивает достижения проектного коэффициента нефтеотдачи. В связи с этим можно сделать вывод о том, что балансовые и извлекаемые запасы нефти завышены и их следует пересчитать в сторону уменьшения.

Этот вывод был подтвержден произведенной оценкой коэффициента нефтеотдачи пласта Бс помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пласта Б2  хорошо согласуется со схемой распределения остаточных извлекаемых запасов нефти. Максимальные значения остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин отмечаются в районах скв.№214 (13,7 м) и скв.№270 (11,4 м), приуроченных к западной части месторождения.

В восточной части месторождения можно выделить три купола с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами: район скв.№285 (7,1 м), район скв.№297 (9,5 м), район скв.№300 (7,9 м). Следует отметить там же район скв.№1529, где остаточная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,4м.

Остаточные эффективные нефтенасыщенные толщины равные 4-6 м отмечены в районах скв.№266 и №267. В районах скв.№№283, 284, 286, 295, 1528 отмечаются значения остаточных нефтенасыщенных толщин от 2 до 4 м.

Определенный с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта Бсоставляет 0,17 против проектного 0,3.

Для совершенствования процесса разработки пласта Бпредусматриваются следующие работы: на северном участке перевод под закачку добывающей скв.№271 с подключением в последствии под нагнетание и скв.№295, на южном участке под закачку предложена скв.№274. Также намечен вывод из бездействия добывающих скважин.

На месторождении велись и ведутся работы по регулированию процессов разработки. В период 1990-94 г.г. проводилось нестационарное гидродинамическое воздействие, представляющее применение ИНФТ совместно с увеличением отборов жидкости в отдельных скважинах с суммарной эффективностью 57,5 тыс.т.

В 1995-96 г.г. были проведены работы по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин в целях ограничения водопритока в добывающие скважины с применением микроэмульсионных составов с суммарной эффективностью 18,8 тыс.т.

На основе ретроспективного анализа состояния разработки месторождения необходимо произвести расчет технологических показателей на перспективу с учетом бурения скважин, ввода в эксплуатацию бездействующего фонда, применения методов увеличения нефтеотдачи (гидродинамических, химических).