Рассветное месторождение

 

2.3.6.Запасы нефти и растворенного  газа.

Начальные балансовые и начальные  извлекаемые запасы приведены в  табл. 12.

Распределение подсчетных параметров и запасов по пластам приведено в табл. 13.

Таблица 12 
Запасы нефти и газа.

             

Наименование	Обозначение	Пласт          Бб	Пласт          Тл
1.Начальные балансовые  запасы нефти	тыс.т.	4651.3	5287.7
2.Начальные извлекаемые  запасы нефти	тыс.т.	1395.4	1586.6
3.Начальные балансовые  запасы газа, растворенного в  нефти	млн.м3	103	117
4.Начальные извлекаемые  запасы газа, растворенного в  нефти	млн.м3	30	35

 

Таблица 13 
Распределение подсчетных параметров и запасов.

Наименование	Обозначение	Пласт Бб	Пласт Тл
1.Площадь нефтеносности	тыс.м2	5434	10094
2.Нефтенасыщенная толщина	м	4.3	5.4
3.Объем нефтенасыщенных  пластов	м3	—	4996.5
4.Пористость	%	18	19
5.Нефтенасыщенность	д.ед.	0.91	0.81
6.Объемный коэффициент	—	1.060	1.060
7.Плотность нефти в  стандартных условиях	г/см3	0.924	0.924
8.Балансовые запасы нефти	тыс.т.	4651.3	5287.7
9.Газосодержание пластовой  нефти	м3/т	21.5	21.5
10.Балансовые запасы  растворенного газа	млн.м3	103	117

 

 

 

 

Раздел 3. 

 

2.1Анализ состояния разработки  
Рассветного месторождения

 

По состоянию на 1.01.2000г. на месторождении пробурено 294 добывающих и 184 нагнетательных скважины.

 Добыча нефти с начала  разработки составила 6 889.9 тыс.т,  (61,3 % от начальных извлекаемых  запасов). Годовой отбор за 1999 г.-417,5 тыс.т (проект-306,7 тыс.т) . Средний дебит скважин составляет 3,7т/сут.по нефти (что выше проектного-2,7) ,и 7,1 т/сут. по жидкости. Сравнение проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению и по объектам приводится в табл.14.

Добывающие скважины работают механизированным способом. Обводненность продукции составляет 48,45% что ниже проектного (66,7%).

Как видно из приведенных данных, показатели разработки несколько опережают  данные ,заложенные в проекте. Это  связано с тем, что количество нагнетательных и добывающих скважин больше, чем в проекте.

Система ППД была освоена на два года позднее  запланированного 1980 года, однако отставание дебитов по нефти и по жидкости не просматривается.

Среднесуточные  дебиты добывающих скважин по нефти  в течение всего времени разработки залежи опережают проектные показатели. По жидкости у этого показателя картина несколько иная: здесь просматривается связь с изменением количества закачиваемой воды .

По данным  Таблица 14 построен график разработки Рассветного месторождения (рис. 3)

На графике хорошо просматривается  связь между закачкой воды в пласт  и отбором жидкости за год. Влияние  закачки на  количество получаемой за год нефти также заметно.

Обводненность с течением времени изменяется плавно, без каких-либо скачков. В течение первых шести лет разработки залежи рост содержания воды был интенсивнее, чем в последующие годы.

Месторождение вступило в третью стадию разработки.

Основными объектами разработки Рассветного  месторождения являются яснополянские  и башкирские отложения, которые имеют хорошие коллекторские свойства и большую распространенность по площади.

 

 

Таблица 15 
Сравнение проектных и фактических показателей разработки

	Показатели	Ед. изм.		1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
1	Добыча нефти за отчётный год.	Тыс.т	Проект факт	358,7 455,9	352,9 447,6	333,7 440,6	301,7 448,4	264,9 434,9	203,9 428,3	398,8 419	344,1 427,1	306,7 417,8
2	Добыча жидкости за отчетный год	Тыс.т	Проект Факт	642 658	682 657	703,8 684,6	705,6 712,1	692 759	615,3 841,9	909,1 792,8	916,9 812,4	922,20 810,2
3	Накопленная добыча нефти	Млн.т.	Проект Факт	3.280 3,43	3,64 3,87	3.969 4.31	4.263 4.76	4,54 5,2	4,744 5,625	6,018 6,042	6,362 6,472	6,669 6,889
4	Накопленная добыча жидкости	Млн.т.	Проект Факт	4.75 4.75	5,43 5,40	6,13 6,09	6,84 6,8	7,53 7,56	7,938 8,195	8,85 9,873	9,77 11,567	10,69 12,410
5	Среднесуточный дебит  одной скважины по нефти.	Т/сут	Проект Факт	4 4,6	3,7 4,4	3,4 4,1	3,1 4,3	2,8 3,9	2,5 3,7	3,7 3,4	3 3,7	2,7 3,7
6	Среднесуточный дебит  одной скважины по жидк.	Т/сут	Проект Факт	7,2 6,6	7,1 6,5	7,1 6,4	7,2 6,8	7,3 6,9	7,6 6,9	7,8 7	8 7,1	8,2 7,1
7	Обводненность * (среднегодовая) %	%	Проект Факт	44,1 31	50,5 32	56,1 35,6	60,6 37	64 42,7	66 46	56,2 47,2	62,5 47,4	66,7 48,4
8	Фонд добывающих скважин на конец года	Шт.	Проект Факт	258 280	278 300	288 316	283 326	276 335	223 338	333 350	327 337	321 331
9	Фонд нагнетательных скважин на конец года.	Шт.	Проект Факт	145 106	187 99	192 115	192 122	192 126	162 127	135 127	142 128	148 127
10	Закачка рабочего агента	тыс. м3/сут	Проект Факт	841 874	890 1027	910 897,2	906 1080	882 697	778,5 826	1159 605	1159 72,37	1159 842,6
11	Закачка рабочего агента с начала разработки	Тыс. м3/сут..	Проект факт	5711 5711	6601 6738	7511 7636	8418 8716	9300 9413	10078 10239	11538,9 10844,1	12698,10 11567,7	13857 12410,2
12	Компенсация отбора закачкой текущая	%	Проект Факт	120 121	120 143,6	120 121,6	120 141,6	120 86	120 98,2	120 72,4	120 84,4	120 98,5
13	Компенсация отбора закачкой накопленная	%	Проект Факт	104 110,5	107 143,6	109 115,3	110 118	111 114,8	112 113,3	117 109,8	117 107,	118 107,1

 

 

Таблица 16 
Распределение фонда скважин по обводненности

 

Дебит т/сут.	Залежь						В целом по месторождению
	Яснополянская		Пл.Бш2		Пл.Бш1
	К-во скв.	%	К-во скв.	%	К-во скв.	%	К-во скв.	%
<2	0		0		0		0
2-20	23	16	28	29	46	42	94	28
20-50	48	34	49	52	38	35	130	39
50-90	63	45	18	19	23	21	99	31
>90	5	5	0	0	2	2	8	2
Всего	140	100	95	100	109	100	331	100

 

 3.1.Яснополянская залежь

Наиболее выработанным объектом на месторождении является яснополянская залежь (пласты Тл2-а+Тл2-б). Основные запасы нефти сосредоточены в пластеТл2-а(83%). Залежь пластово –сводовая , коллектор терригенный , Кп=20-22% ,Кпр.=139-884 мкм2, плотность нефти в поверхностных условиях 0,86 т/м3 , вязкость-34,7 МПа*с.

По состоянию на 1.01.2000 г. на залежь пробурено 140 добывающих и 45 нагнетательных скважин. Весь проектный фонд практически пробурен.  Скважины вступили в эксплуатацию и продолжают работать механизированным способом,  освоение скважин производилось с помощью компрессора. Основной фонд скважин оборудован ШГН.

Средний дебит скважин на 1.01.2000 года составляет 3,6 т/сут. (проектный –2,6 т /сут.) по нефти и 9 т/сут. по жидкости . Начальные дебиты  по скважинам составляли от 2,3 т/сут. (скв.175) до 85,4 т/сут. (скв.116 ) безводной нефти.

С начала разработки добыто 3229,1 тыс.т нефти ,что составляет 79 % от начальных извлекаемых запасов.

Значительное количество скважин  работает с дебитами нефти меньше 3 т/сут.

Все скважины работают с водой. Процент  обводненности составляет 59,7 %, что  ниже проектного –77,1 %. Распределение скважин по проценту обводненности приведено в табл. 16.

Освоение системы заводнения  для поддержания пластового давления начато в 1982 году. По состоянию на 1.01.2000 г. накопленный объем закачиваемой воды  составил 6771,5 тыс. м3  (проект-7572,8 тыс. м3).

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях составила 107,7%, годовая компенсация-97,5%. Фактическое количество действующих нагнетательных скважин (45) меньше проектного (66) за счет скважин, находящихся в отработке на нефть и в бездействии.

До 1998 года в пласт закачивалась пресная вода р. Кама. С пуском УПСВ «Рассвет» рабочим агентом стала  подтоварная вода. Регулирование  объемов закачки производится с помощью штуцеров на нагнетательных скважинах и насосным агрегатом.

Средневзвешенное пластовое давление в зоне ВНК 14,2МПа, в зоне отбора 14 МПа  (Рпл. нач. 15,7 МПа).

Превышение фактических показателей  разработки над проектными объясняется продолжающимся в течение всего периода бурением (в связи с увеличением площади нефтеносности) и вводом в эксплуатацию новых скважин.

В настоящее время разбуривание залежи закончилось, залежь вступила в  3 стадию разработки (стадия падающей добычи).

3.2.Залежи пластов Бш1 и Бш2

 

Пробная эксплуатация залежей началась в апреле 1979 года разведочной скв. 1 с начальным дебитом безводной нефти 1,5 т/сут.

Разбуривание залежей ведется  с 1981 года . Первоначально в

скважинах вскрывали оба пласта Бш1 и Бш2 .Проведенные гидродинамические исследования как добывающих, так и нагнета-

тельных скважин позволили сделать вывод об ухудшенной работе пластов при их совместном вскрытии. В добывающих скважинах

снижался коэффициент продуктивности, в нагнетательных  один из пластов воду не принимал. Эти обстоятельства, а также опыт разработки башкирских отложений в Пермской области, послужили основанием для выделения в башкирском ярусе двух самостоятельных объектов разработки: залежь пласта Бш2 и залежь пласта Бш1.

По состоянию на 1.01.2000 г. общий  фонд пробуренных 

скважин на обе залежи составил  282 , в т.ч. 13 скважин, вскрывших совместно пласты Бш1 и Бш2.

 

 

 

                      

 

3.2.1. Залежь пласта  Бш1

 

Залежь пластово-сводовая, коллектор  карбонатный.

На залежь пробурено 158 скважин, из них 91 добывающая,

67 нагнетательные. Скважины вступили  в эксплуатацию механизированным способом. Освоение скважин производилось компрессором после соляно-кислотных обработок.

Начальные дебиты по скважинам составляли от 1,3 т/сут.

(скв.335) до 10,8 т/сут. (скв.486) безводной  нефти. В 1999 году фактический средний дебит скважин по нефти составил 2,8 т/сут (проектный-2,1 т/сут), по жидкости 4,1 т/сут.(проект-5,2 т/сут.) Обводненную продукцию дают все скважины добывающего фонда. Распределение фонда  скважин по проценту обводненности приведено в табл.16. 

Обводнение происходит закачиваемой водой. Обводненность продукции на 1.01.2000г. составила 37%,что значительно ниже проектной(58,6%).

Освоение системы заводнения для  поддержания пластового давления начато в 1982 г. с вводом под закачку воды скв.400 , в которой были вскрыты перфорацией оба пласта Бш1 и Бш2 .

Однако расходограмма, снятая в  скважине, показала , что пласт Бш1,

имеющий ухудшенные коллекторские  свойства, воду не принимал.

Фактически промышленная закачка  воды в пласт  Бш1 была начата только в 1986 году.

Всего в залежь пласта Бш1 на 1.01.2000 г. было закачано

2609,3 тыс.м3 воды. Компенсация отбора  жидкости закачкой воды с начала разработки составила 118,7%, в 1999 г.-99,7%. Средняя приемистость скважин 16 м3/сут., проектная-10 м3/сут. при  среднем давлении на  устье скважин 13 МПа.

Пластовое давление в зоне ВНК 12,4 МПа, в зоне отбора 12,2

МПа (Рпл.нач.-14 МПа). По добывающим скважинам  пластовое

давление изменяется от 9,7 МПа до 12,1 МПа.

  За анализируемый период фактические отборы нефти выше проектных. Фактический годовой отбор нефти в 1999 году был

равен 104,3 тыс.т (проектный-78,3 тыс.т). Такое  значительное превышение факта над проектом объясняется большим фондом скважин

Максимальный годовой отбор  нефти достигнут в 1990 году-118,5 тыс.т. Всего из залежи отобрано 1530,2 тыс.т нефти , что составляет

54,8% от начальных извлекаемых  запасов. Залежь вступила в  3 стадию разработки.                                                                                                              

 

 

3.2.2.Залежь пласта Бш2

 

По состоянию на 1.01.2000 года на залежь пробурено 138 скважин, из них 96 скважин  добывающие , 42 скважины – нагнетательные. В 13 добывающих скважинах перфорацией  вскрыты оба башкирских пласта.

Освоение скважин производилось  с помощью компрессора после соляно-кислотных обработок.

Скважины вступили в эксплуатацию и продолжают работать механизированным способом.