Анализ выработки запасов нефти Назаргалеевского месторождения

В настоящее время промыслово-геофизические исследования по контролю за выработкой запасов нефти проведены в 53 добывающих и 44 нагнетательных скважинах действующего фонда. Исследования по определению текущей нефтенасыщенности проводятся в пяти наблюдательных скважинах, в которых пласт не перфорирован. Исследования по определению технического состояния скважин проводились как совместно с решением задач по определению профиля притока (приемистости) так и по мере необходимости в 88 скважинах. В объеме исследований технического состояния скважин не учтены объемы ПГИС (при решении чисто технических задач - определение забоя, определения глубин спуска оборудования и т.д.).

В исследованных добывающих скважинах перфорацией вскрыто 78% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Неполное вторичное вскрытие пласта связано с отсутствием надежных непроницаемых разделов на уровне ВНК. Залежь пласта объекта практически полностью подстилается водой. Коэффициент работающей толщины - 1,17. В работе принимает участие и неперфорированная часть пласта. Коэффициент охвата выработкой по толщине пласта изменяется в диапазоне от 0,40 до 0,99. Всего в процесс разработки вовлечен 91% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

По результатам исследований установлены следующие причины обводнения продукции скважин:

• -    прохождение фронта закачиваемой воды (48% фонда скважин);

• -    подтягивание пластовой воды из водонасыщенной части пласта (52% фонда скважин).

Исследования по определению текущей нефтена-сыщенности объекта методом углерод-кислородного каротажа проведены в пяти наблюдательных скважинах. По результатам исследований пласт вырабатывается и заводняется по всей эффективной нефтенасыщенной толщине.

Текущий коэффициент нефтенасыщенности по разрезу изменяется в диапазоне от 0,30 до 0,41, при среднем значении - 0,9. Коэффициент выработки по толщине пласта изменяется в диапазоне от 0,30 до

0,50, при среднем значении – 0,35. Это говорит о том, что большая часть извлекаемых запасов нефти пласта выработана.

Текущая нефтенасыщенность пласта, определенная по модели, сопоставима с данными промысловой геофизики.

В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыто 77% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Коэффициент работающей толщины – 1,2. Закачиваемую воду принимает, как перфорированная, так и неперфорированная часть пласта.

В процесс вытеснения вовлечено 92% эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

По данным исследований профиля приемистости отмечается отток некоторого объема закачиваемой воды в подошвенную водонасыщенную часть пласта.

Переток воды в нижележащие водонасыщенные интервалы приводит к повышению в них давления, что способствует образованию перетока воды из водонасыщенной части пласта в интервал перфорации добывающих скважин, что отмечается выше.

Основная причина ухода закачиваемой воды в водонасыщенную часть пласта – отсутствие надежного непроницаемого раздела на уровне ВНК.

С целью установления гидродинамической связи между линией нагнетания и добывающими скважинами, а также определения скорости и направления фильтрационных потоков нагнетаемой воды, в 2008 году выполнены исследования по закачке индикаторной жидкости.

По результатам исследований закачиваемую воду в этих скважинах пласт принимает по всей перфорированной и неперфорированной толщине.

В процессе проведения исследований установлена гидродинамическая связь нагнетательной скважины со всеми контрольными скважинами участка, добывающие скважины обводняются как закачиваемой, так и пластовой водой.

Подводя итог проведенным промыслово - геофизическим исследованиям по контролю за выработкой запасов нефти на объекте можно сделать следующие выводы:

• 1.    Месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти. Реализация основного фонда объекта составляет 94%.

• 2.    Залежь пласта осложнена наличием обширных контактов с водой. Основной объем начальных извлекаемых запасов пласта (94%) приурочен к водонефтяной зоне. Механизм выработки контактных запасов осложняется и подтягиванием подошвенной воды к интервалам перфорации в виду отсутствия надежных непроницаемых разделов на уровне ВНК.

• 3.    В настоящее время основной объем добываемой продукции объекта – 54,4% обеспечивается скважинами с боковыми стволами. Эффективность зарезки боковых стволов в последние годы снижается.

• 4.    Недостижение проектных показателей по добыче нефти обусловлено интенсивной обводненностью продукции скважин и соответственно меньшим фактическим дебитом нефти по сравнению с запланированным.

• 5.    В центральной части залежи пласта выработка идет удовлетворительно. Отбор от НИЗ составляет 8595% при обводненности 90-95%. В краевых частях залежи ситуация менее благоприятная, отбор от НИЗ меньше 40% при обводненности более 90%.

• 6.    На объекте эксплуатируются добывающие скважины с невскрытым нижним нефтенасыщенным интервалом пласта. Всего до 2018 г. предлагается провести 10 скважино-операций по дострелу невскрытых интервалов пласта.