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 Б2 с 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 Б2 составляет 0,17 против проектного 0,3.
Для совершенствования процесса разработки пласта Б2 предусматриваются 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).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.