2.1. ВАРИАНТЫ РАЗРАБОТКИ И ПРОБНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТА Б2 ТАНАНЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Продуктивный пласт Б2 Тананыкского месторождения вступил в разработку в 1979 году. В качестве базового рассмотрен вариант разработки на естественном упруговодонапорном режиме, а остальные два варианта с применением систем заводнения.
Разбуривание пласта Б2 по базовому варианту планировалось закончить в 1990 году и за период с 1985 года ввести в эксплуатацию 35 скважин. Однако, несмотря на ввод новых скважин, планировалось падение добычи жидкости и в 1990 году она должна составить 74 тыс.м3. Это естественно, так как разработка пласта ведется без поддержания пластового давления. Кроме того, для залежи нефти пласта Б2 не отмечена активность контурных вод. В дальнейшем добыча жидкости должна бала снижаться и за счет отключения скважин. Дебит нефти по новым скважинам не превышает 6 т/сут. Ввод в эксплуатацию новых скважин должен был позволить, во-первых, уменьшить темп роста обводненности добываемой продукции, и, во-вторых, до 1995 года добывать по некоторым скважинам безводную нефть. Всего планировалось добыть по базовому варианту 69 тыс.т безводной нефти. С учетом бурения новых скважин общий фонд по пласту Б2 должен состоять из 51 скважины, максимальное количество действующих скважин – 49. Разработка пласта Б2 на естественном режиме характеризуется низкими темпами отбора. В период разбуривания темп отбора нефти составляет 0,5-1,2 % в год. Степень выработки извлекаемых запасов к 2081 году должен быть достигнут 26 % при текущем коэффициенте нефтеотдачи 7,8 % и обводненности в пластовых условиях 85,1 %. Таким образом, исходя из вышеизложенного, можно сделать заключение о нерациональности разработки пласта Б2 на естественно режиме. Основными причинами неудовлетворительных технологических показателей является высокая вязкость нефти, резко выраженная неоднородность пласта, отсутствие системы поддержания пластового давления.
В отличие от базового по первому варианту предусматривалось сохранить существующий ряд нагнетательных скважин в западной части залежи, сформировать разрезающий ряд в восточной части и дополнить их пятью приконтурными нагнетательными скважинами. К концу периода разбуривания на залежи пласта Б2 будет действовать 42 добывающих и 19 нагнетательных скважин. В связи с вводом новых скважин добыча жидкости будет постоянно возрастать и в 1994 году достигнет 515 тыс.м3. Затем добыча жидкости будет падать за счет отключения скважин. Средний дебит скважин по жидкости колеблется в интервале 37-40 т/сут. За период разбуривания дебит новых скважин по нефти изменяется с 14 до 5,8 т/сут., что связано с ростом обводненности добываемой продукции. Обводненность за период разбуривания возрастет с 55,2 до 80,4 %. Внедрение системы ППД позволит, во-первых, поддерживать высокие уровни отбора жидкости, во-вторых, сохранять удовлетворительные (для данных условий) темпы отбора от начальных извлекаемых запасов. Максимальный объем закачки воды составит 592 тыс.м3 при компенсации отбора закачкой на уровне 115 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин за все время разработки колеблется в пределах 62-35 м3/сут. К 2078 году степень выработкиизвлекаемых запасов достигнет 70,1 %. текущий коэффициент нефтеотдачи 21% при обводненности в пластовых условиях 92,7 %. Расчеты показывают, что для полной выработки извлекаемых запасов понадобится не менее 90-100 лет.
Во втором варианте разработки была рассмотрена возможность выработки запасов существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин. Расчеты показывают, что добыча жидкости при этом постоянно снижается, что связано, как с выбытием добывающих скважин, так и со снижением объемов закачки воды. Снижение объема закачки обуславливается выбытием нагнетательных скважин. Средняя приемистость нагнетательных скважинколеблется в интервале 75-92 м3/сут. Средний дебит добывающих скважин по жидкости более стабилен 29-31 т/сут. Закачка воды через существующие нагнетательные скважины позволяет поддерживать темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти в пределах 0,21-1,41% в год. По второму варианту в 2078 году можно выработать 45,5% начальных извлекаемых запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи составит 13,8% при обводненности 89,5% в пластовых условиях.
Таким образом, из рассмотрения технологических показателей разработки различных вариантов видно, что с точки зрения технологии разработки, наилучшими показателями характеризуется первый вариант, который и рекомендован к внедрению.
Кратковременное опробование производилось в скв.№№150, 162, 166, 168. В скважине №150 получен приток безводной нефти с дебитом 18,5 т/сут. на 5 мм штуцере. В скважине №162 приток безводной нефти составил 18,7 т/сут, при уровне 566-504 м при свободном переливе – 4 т/сут. Первоначальное пластовое давление, замеренное в скважине №162 на глубине 2790 м равно 31,3 МПа, приведенное к отметке ВНК – 31,5 МПа.
В скважине №166 нефть получена при опробовании испытателем пластов.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.