C целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам Кудринского месторождения были проанализированы все виды проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований, проведена оценка эффективности выработки введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения (п. 3.2.5.1), построены карты текущих нефтенасыщенных толщин пластов (рисунок графического приложения П.3.1-П.3.3).
Построение карт текущих нефтенасыщенных толщин осуществлено с помощью созданных геолого-физических и гидродинамических моделей пластов (п. 3.3). Полученные модели объектов разработки позволили оценить распределение текущих нефтенасыщенных толщин по объему пластов с выявлением зон и участков ухудшенной выработки и наметить мероприятия по совершенствованию процесса разработки.
4 Технологические показатели вариантов разработки
4.1 Обоснование рациональных толщин для размещения новых скважин
Предельные нефтенасыщенные толщины пластов для размещения скважин определяются, как правило, отдельно для чисто-нефтяных (ЧНЗ) и водонефтяных (ВНЗ) зон, т.к. в пластах с подошвенной водой минимальная нефтенасыщенная толщина для размещения скважин значительно увеличивается и, прежде всего, потому, что в этих условиях снижается величина коэффициента заводнения.
В данной работе предельные нефтенасыщенные толщины пластов для размещения скважин определялись для каждого пласта Кудринсого месторождения отдельно с учетом отнесения их к ЧНЗ (пласт БС8) или ВНЗ (пласты АС5-6 и БС6).
Основой для определения границ размещения скважин являются технико-экономические расчеты показателей разработки характерных элементов, которые описывают геологическое строение и коллекторские свойства эксплуатационных объектов (в т.ч. наличие глинистых пропластков в ЧНЗ и ВНЗ), начальные дебиты и обводненность скважин, физико-химические свойства пластовых флюидов и реализуемую или проектируемую систему разработки нефтяных залежей.
Поскольку Кудринское месторождение является многопластовым, основная часть неразрабатываемых запасов нефти может быть вовлечена в эксплуатацию путем перевода скважин с нижележащих объектов, что требует значительно меньших затрат по сравнению с бурением новых скважин.
Расчеты проводились с учетом зон насыщения (ЧНЗ и ВНЗ) при различных нефтенасыщенных толщинах. Область экономической целесообразности обуславливалась выбором таких значений нефтенасыщенных толщин, когда дисконтированный чистый поток денежной наличности становится положительной величиной. Для определения области эффективного бурения находится нижняя граница поля значений дисконтированного чистого потока.
Прогнозные технологические показатели вариантов разработки рассчитаны по отдельным объектам (пласты АС5-6, БС6 и БС8). В связи с тем, что запасы категории С2 не обособлены по отдельным залежам (т.е. запасы обеих групп составляют единую гидродинамическую систему) отдельные варианты выработки запасов категории С2 не рассматривались.
Пласт АС5-6
Вариант 1 характеризуется устойчивым падением добычи нефти, жидкости и ростом обводненности продукции. Как изложено в разделе 3, вариант не предусматривает каких либо мероприятий по развитию системы разработки (включая развитие системы ППД), то есть мероприятий, которые могли бы изменить устойчивую тенденцию падения добычи нефти на обратную. Проектный срок разработки 2027 г. За весь срок разработки по данному варианту будет отобрано 439 тыс.т нефти при конечном значении КИН - 0,136 при утвержденном значении - 0,260.
Второй вариант, предусматривающий мероприятия по развитию сетки скважин по всей площади месторождения (за счет возврата скважин с нижележащих горизонтов и бурения новых нагнетательных скважин) характеризуется устойчивым ростом добычи нефти до 2015 года с достижением максимального уровня в 48 тыс. т нефти в этот год. Технологический предельный срок разработки 2032 год: удлинение срока произошло за счет ввода в разработку неосвоенных участков. За проектный разработки по второму варианту предполагается отобрать 1046 тыс. т нефти при конечном значении КИН - 0,323. Проектная компенсация отбора жидкости закачкой воды по второму и третьему вариантам разработки - 110 %.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.