Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Объект разрабатывается с 1995 года. Накопленная добыча нефти составила на 01.10.2005 г. 301,9 тыс. т или 55,4% от НИЗ. Текущая обводненность составляет 54,6%, что свидетельствует о весьма благоприятном процессе вытеснения. Текущий коэффициент нефтеизвлечения — 0,240.

Рисунок 5 — Поле проницаемости продуктивных пластов верейского горизонта. Масштаб 1:25 000.

Рис. 6. Карта текущих отборов по верейскому объекту по состоянию на 01.10.2005 г.

Накопленная добыча нефти на скважину зависит от даты перевода скважины на объект, либо ввода ее из бурения и колеблется в диапазоне от 58 т (скв. 70) до 32 893 т. (скв. 29Г) (рис. 7).

Рис. 7. Карта накопленных отборов по верейскому объекту

По состоянию на 01.01.2005 г.

Рисунок 3.3.33 — Распределение пластового давления по верхнему прослою пласта B-II в модели верейского объекта

Рисунок 8 — Распределение нефтенасыщенности по разрезам в модели верейского объекта по состоянию на 01.01.2005 г.

Начальное По состоянию на 01.01.2006 г.

Рисунок 9 — Распределение нефтенасыщенности по верхнему прослою пласта B-II в модели верейского объекта

Так как верейский объект является возвратным, то формирование системы воздействия на залежи нефти происходило по мере перевода высокообводненных скважин с нижележащих объектов. На верейском объекте реализовано приконтурное воздействие путем закачки воды в нагнетательные скважины. Как видно из рисунка 11, почти все нагнетательные скважины оказывали влияние на добывающие. Следует отметить, что влияние нагнетательных скважин распространялось только на соседние добывающие скважины. Необходимо сказать, что в центре залежи выявлена максимальная взаимосвязь для скважины 100 с окружающими.

Рисунок 10- Карта размещения скважин верейского объекта. Маштаб 1:25 000.

Рис. 11. Схема взаимовлияния скважин по верейскому объекту

Энергетика верейской залежи нефти со временем ее разработки постоянно снижалась до 1999 года (рис. 12). Начиная с 2000 года, наблюдается постепенный рост как пластового, так и забойного давления, что объясняется организацией закачки на объект в 1997 году с уровнем компенсации чуть больше 100%. Повышение объемов закачки в 2002 г. привело к резкому росту обводненности продукции скважин и небольшому росту пластового давления.

Рис. 12. Динамика изменения пластового, забойного давлений и компенсации отборов закачкой по верейскому объекту

Текущее распределение пластового давления по объекту приведено на рисунке 13, из которого видно, что в районе эксплуатации залежи горизонтальными скважинами наблюдается локальное снижение пластового давления почти в 1,5 раза ниже начального пластового. Такое распределение пластового давления по площади закономерно из-за большого отбора жидкости горизонтальными скважинами.

Рис. 13. Карта изобар по верейскому объекту

Характер и динамика обводнения залежи нефти соответствует ее энергетике, состоянию и режиму работы скважин. Причиной обводнения отдельных скважин является наличие заколонных перетоков, близость контура ВНК и высокая неоднородность продуктивных пластов.

Для уточнения причин обводнения отдельных скважин была проанализирована совокупность следующих материалов:

• · динамика добычи нефти и жидкости;
• · проведенные ГТМ на скважинах;
• · интерпретация материалов ПГИС;
• · динамика закачки рабочего агента.

Результаты анализа позволили распределить скважины по причинам обводнения следующим образом (табл. 7).

Таблица 5.

Причины обводнения скважин верейского объекта.

Как видно из таблицы, большая часть фонда скважин имеет нормальное обводнение, а по скважинам второй строки необходимо предусмотреть мероприятия по деоптимизации с целью прекращения подтягивания конуса воды.