1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4
 Скачать 6.08 Mb.
|
5.2. Анализ выработки запасов нефти |
| Пласт | БС11 |
| 1 | 2 |
| Начальные балансовые запасы В+С 1 , тыс. т* | 167005 |
| Начальные извлекаемые запасы В+С1 , тыс. т* | 84390 |
| Утвержденный КИН, д.ед. | 0.51 |
| Накопленная добыча нефти на 1.01.99, тыс.т. | 53963 |
| Текущие балансовые запасы нефти, тыс.т | 113042 |
| Текущие извлекаемые запасы нефти, тыс.т | 30427 |
| Текущая нефтеотдача , % | 0.32 |
| 1 | 2 |
| Годовая добыча нефти, тыс. т (1998) | 670 |
| Темп отбора от НИЗ,% | 0.79 |
| Теми отбора от ТИЗ,% | 2.20 |
| Текущая обводненность, % | 92.1 |
| Отбор от НШ,% | 63.94 |
По оперативным оценкам, балансовые запасы по объекту БС11осн + БС111 , находящемуся в разработке, оцениваются в объеме 131372 тыс .т. таблица 5.7.
С целью определения закономерностей выработки запасов и оценки эффективности реализуемой системы разработки, весь объект БС11, с учетом геологических характеристик, зон нефтенасыщения, реализованных технологий разработки, был разбит на 7 расчетных участков, соответствующих II - VIII блокам Рис. 3.16.
Детальное изучение геологического строения, фактических показателей работы скважин, закономерностей выработки запасов проведено по результатам ПГИ, ИННК, бурения. Экспертно определены балансовые запасы нефти по расчетным участкам.
Оценка подвижных запасов нефти, коэффициента охвата, определяющего эффективность системы разработки, проводилась следующими методами:
1. По характеристикам вытеснения (ММБ - метод материального баланса);
2. Геолого-статистическим методом (ГСМ), через теоретическую песчанистость Р*;
3. Геолого-статистическим методом (ГСМ) через фактическую песчанистость Кп;
4. По результатам ПГИ и ИННК.
В соответствии с РД153-39-007-96, при оценке подвижных запасов при сложившейся системе заводнения, разрешено использовать характеристики вытеснения.
Первоначально рассмотрена выработка запасов II и VIII блоков. Блоки имеют общие геологические и технологические характеристики: расположены в краевых зонах объекта БС11, в водонефтяной зоне (ВНЗ), характеризуются низкими нефтенасыщенными толщинами, слабой нефтенасыщенностью по сравнению с остальными блоками, выделенными на месторождении.
II блок расположен на юго-востоке объекта, полностью в ВНЗ ограничен с северо-востока линией скважин 475-495, с юга и востока -контуром нефтеносности. В пределах второго блока распространение имеют прошгастки с нефтенасыщенными толщинами менее 4м - 30%. Доля гидродинамически связанного коллектора (ГСК), имеющего Кп>0.6, составляет 100%. Проницаемость в кровельной части 50-65мД, ниже, по разрезу увеличивается до 1 ЮмД
На участке перебывала в эксплуатации 41, плотность сетки - 25 га/скв. Реализована линейная система заводнения. Проектный фонд пробурен полностью. Бурение осуществлялось в один этап.
Объем балансовых запасов участка, рассчитанный по параметрам баланса ВГФ на 1.01.99г., составил 3925тыс.т.
Анализируя фактические показатели работы данного блока, можно выделить группу скважин (№№ 502, 503, 504, 533, 510, 514, 518, 520, 544), которая работала с дебитом нефти на уровне 1т/сут. и обводненностью 95-98%. Накопленная добыча нефти на скважину не достигла 1тыс.т.
Скважины 505, 507, 509, 515, 517, 546, 541, 542, 543 имели накопленную добычу от 1-20тыс.т., вступали в работу с высоким процентом обводненности (более 50%) и лишь две скважины 508, 516 характеризуются высокими показателями: дебит по нефти превысил 30 т/сут., обводненность 30 %, а накопленная добыча нефти составила по скважине 516 - 51 тыс.т, а по скважине 508 - 70.8тыс.т. Только по шести скважинам (24%) из 25 добывающих накопленный отбор нефти превысил величину 15 тыс.т. Единичные скважины с высокими технологическими показателями свидетельствуют о наличии значительных нефтенасыщенных толщин только на небольших площадях блока.
По геологической модели, принятой при составлении ТЭО КИН, входной дебит в ВНЗ для четырехметровой нефтенасыщенной толщины оценивался в 40.4т/сут., а для пяти метров - 53.1т./сут. По факту, лишь одна из всех пробуренных в данном блоке скважин (№509) имела входной дебит 41т/сут. По остальным скважинам входной дебит не превышал 5т/сут., при этом перфорировались лишь нефтенасыщенные пропластки. Накопленная добыча нефти на 1м. нефтенасыщенной толщины составила 2.6тыс.т. таблица 5.7. Все это свидетельствует о слабой насыщенности нефтью данного участка залежи.
Таблица 5.7.
Удельная добыча нефти для П блока
| №скв. | Онак.дыс.т | Нм.мас.,м | Накоп. Добыча на 1м толщины, тыс.т |
| 502 | 0.994 | 5.4 | 0.184 |
| 503 | 0.651 | 7.6 | 0.086 |
| 504 | 0.941 | 5.2 | 0.181 |
| 505 | 1.367 | 4.6 | 0.297 |
| 506 | 30 | 2.8 | 10.714 |
| 507 | 16.023 | 8.8 | 1.821 |
| 508 | 70.795 | 3.2 | 22.123 |
| 533 | 0.448 | 1 | 0.448 |
| 509 | 18.877 | 36 | 5.244 |
| 510 | 0.453 | 1 | 0.453 |
| 514 | 0.449 | 24 | 0.187 |
| 515 | 21.644 | 7.2 | 3.006 |
| 516 | 51.655 | 14.6 | 3.538 |
| 518 | 0.466 | 7.2 | 0.065 |
| 544 | 0.1 | 1.2 | 0.083 |
| 543 | 4.531 | 8.8 | 0.515 |
| 542 | 1.123 | 9.4 | 0.119 |
| 541 | 11.187 | 7.6 | 1.472 |
| 540 | 7.375 | 3.3 | 2,235 |
| 520 | 0.051 | 0.8 | 0.064 |
| 517 | 27.357 | 15.6 | 1.754 |
| Ср. знач. | 127 | 5.8 | 2.599 |
В данном блоке расположена контрольная скважина №545, в которой были проведены исследования методом ИННК. Результаты исследований, приведенные на рисунке 6.2 также свидетельствуют о низкой насыщенности коллекторов, только верхний пропласток имеет слабое насыщение нефтью, остальные - водоносны. Скважина расположена на границе контура нефтеносности. Соседние скважины №544, 520 имели входной дебит меньше 1т/сут. и обводненность 98%.
В период с 1988г. по 1993г., когда проводились замеры ИННК в скв.№545, характер насыщения оценивался как водонефтяной.
Результаты данных исследований и показатели динамики обводнения скважин могут служить свидетельством того, что оттока нефти за контур в данном районе не происходило.
Результаты ПГИ свидетельствуют о том, что Кохв. по участку достаточно высокий и составляет 0.9.
Анализ процесса выработки запасов нефти на участке, а также параметров, принятых при обосновании КИН в ГКЗ РФ, свидетельствует о том, что была допущена ошибка при определении параметров Квыт и коэффициента остаточной нефтенасыщенности.
Первоначально в ГКЗ был рекомендован и утвержден Квыт. в целом по месторождению 0.65 и 0.62 для ВНЗ. При начальной нефтенасыщенности 0.63 (для ВНЗ), коэффициент остаточной нефтенасыщенности составил 0.24, что соответствует значениям, полученным для верхнемеловых отложений гидрофобных коллекторов нижневартовского свода.
Учитывая фактические показатели разработки и закономерности выработки запасов, ЦКЗ в 1992 году внесла соответствующие изменения в величины Квыт., который был принят для ВНЗ - 0.53. Данное значение Квыт. при начальной нефтенасыщенности равной 0.63, соответствует остаточной насыщенности, равной 0.3.
Дальнейшие лабораторные исследования подтвердили корректность принятого значения коэффициента остаточной нефтенасыщенности.
Балансовые запасы по второму блоку составляют 11ЗЗ тыс.т., Накопленная добыча нефти, на 01.01.99г., по данному блоку составила 306.135т.т., жидкости 2563.219т.т., обводненность 88.58%, водонефтяной фактор (ВНФ) - 7. Текущий КИН (от запасов, числящихся на балансе ВГФ) составил 0.078. Динамика темпов отбора от запасов, числящихся на балансе ВГФ и от запасов экспертно оцененных СИБНИИНП представлена на рисунке 5.18.
Р
асчеты подвижных запасов, при реализованной плотности сетки скважин и системе заводнения представлены в таблице 5.8.Рис. 3.18 .Динамика темпов отбора нефти по второму блоку.
Подвижные запасы, оцененные по методике (ГСМ 1), с использованием коэффициента песчанистости (Кп) составляют 464тыс.т., Кохв=0.903.
Подвижные запасы, оцененные по методике (ГСМ 2), составляют 430тыс.т., Кохв=0.836.
Учитывая, что обводненность участка высокая, динамика добычи нефти и обводнения сложившаяся, подвижные запасы, при реализованной плотности сетки скважин и системе заводнения, принимаем рассчитанные третьим методом - методом материального баланса (МБ), которые оцениваются в размере 362,5т.т, Кохв.=0,705, параметр d=156.