Анализ структуры фонда и текущего состояния разработки Тананыкского месторождение, страница 9

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.

С помощью построенной карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин определяем коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта по формуле

                     åQ_н

К_н.отд. = --------------------,                                                                   (2.4)

              Q_{бал.нач.} - Q_{бал.ост.}

Где, åQ_н – накопленная добыча нефти за весь период разработки, тыс.т.

Q_{бал.нач.} – начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.

Q_{бал.нач.} – остаточные балансовые запасы нефти, тыс.т.

 Для  определения остаточных балансовых запасов  нефти используем зависимость

Q_бал=V*m*K_н*p_пов*Q;  [тыс.т.],                                                 (2.5)

Где V – объем залежи, тыс.м³.

Объем залежи определяется как сумма объемов между граничными толщинами. Объем залежи пласта Б₂ составляет 41640 тыс. м³.

Тогда Q_{бал.ост.}= 41640*0,21*0,88*0,931*0,944 = 6763 тыс.т.

Коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта равен

                      1473,7

К_н.отд. = -------------------- = 0,17

           15432-6763

          Так как утвержденный коэффициент нефтеотдачи равен 0,3, что значительно превышает значение расчетного коэффициента, можно сделать выводы, что проектный коэффициент нефтеотдачи завышен для пласта Б₂ и балансовые извлекаемые запасы нефти требуется пересчитать в сторону их уменьшения.

ВЫВОДЫ

        Продуктивный пласт Б₂ Тананыкского месторождения вступил в разработку в 1979 г. с применением системы заводнения. Начальное пластовое давление составляло 31,5 МПа. Залежь пласта Б₂ в настоящее время находится в завершающей стадии разработки. Максимальная добыча нефти отмечена в 1983 году и достигла 120 тыс.т.

      На 1.01.05г. из пласта отобрано 1473,7 тыс.т. нефти, 4724,5 тыс.т жидкости при обводненности 89,8%. Всего за время разработки объем закачки составил 6001,3 тыс.м³ воды при обеспеченности отбора закачкой 134,1%. Количество действующих скважин составило 20 единиц, нагнетательных – 7 единиц. Давление пластовое за время разработки с 27,8 МПа снизилось до 26,8 к 1994 г., а за тем увеличилось к 2005г до 17,9 МПа. Среднесуточная добыча нефти составила 109,8 т/сут, воды 971,7 т/с. Средний дебит одной скважины равен 6,5 т/сут.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,87%, от текущих извлекаемых запасов – 1,25%. Степень выработки извлекаемых запасов составляет 31,8%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,0955 при проектном 0,3.

В работе произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки пласта Б₂, которые показывают, что фактические отметки добычи нефти по всем анализируемым годам (1997-2005гг) значительно отстают от проектных из-за несоответствия фактически добывающего фонда скважин проектному.

В связи с тем, что залежь находится на поздней стадии разработки в условиях значительного отбора запасов нефти и высокой обводненности добываемой продукции, была произведена оценка выработки потенциальных извлекаемых запасов нефти пласта Б₂ по состоянию на 1.01.05г. с помощью эмпирических методов. Как показывают расчеты потенциальные извлекаемые запасы нефти по пласту Б₂ составляют 1986,994 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы нефти – 495,3 тыс.т, что немного меньше утвержденных извлекаемых запасов (4630 тыс.т).

Расчет произведен по каждой добывающей скважине пласта Б₂. По расчетным данным построена схема распределения остаточных извлекаемых запасов нефти по скважинам.