Текущее состояние разработки Каменноложской площади

Башкирско-серпуховская залежь

В течение первых 6 лет (1960-1966гг) залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления, на естественном режиме. За это время средний дебит нефти и жидкости, приходящийся на одну скважину снижался. Главной причиной ухудшения основных показателей разработки залежи было падение пластового давления, которое к началу заводнения залежи стало ниже начального на 10, 5%.

Освоение под закачку воды в 1965-1967 г.г. первых нагнетательных скважин к изменению состояния разработки залежи не привело. Пластовое давление в контуре нефтеносности к концу 1967г снизилось до минимального значения в 11, 8Мпа, т.е. стало ниже начального на 1, 9МПа. Это привело к снижению годового отбора нефти в целом из залежи на 5, 6%. Текущие показатели свидетельствовали о низкой эффективности разработки залежи на естественном режиме.

Формирование проектной и освоение дополнительных нагнетательных скважин позволило провести перераспределение объемов закачки по площади и в целом наростить до 3300тыс.м³/год. Осуществление этих мероприятий привело к росту добычи нефти в целом из залежи.

В течение 1977гг. уровень добычи нефти достиг максимальных значений – 1177, 2 тыс.т при темпе отбора НИЗ 8, 1% и при обводненности продукции 46, 5%. Первая стадия разработки залежи, длившаяся 17 лет, была завершена.

Пластовое давление в контуре нефтеносности увеличилось до 16, 8 МПа, т.е.превысило начальное на 3, 1МПа, средний дебит нефти и жидкости одной скважины достиг максимальной величины, составив соответсвенно 43, 4т/сут и 81, 2т/сут.

Всего за первую стадию разработки из залежи добыто было нефти 888, 047тыс.т, что соответствовало степени извлечения начальных запасов нефти 55, 6%, текущий КИН составил 0, 289, обводненность 27, 2%. Безводный период разработки залежи продолжался первые семь лет, за которые было извлечено 4, 7% от НИЗ, затем в последующие 11 лет рост обводненности происходил с темпом до 4, 4%. Сдерживающее влияние на рост обводненности оказало выбытие из эксплуатации высообводненных скважин, а также пуск в эксплуатацию новых малообводненных скважин из числа дополнительно пробуренных.

Максимальная добыча сохранялась всего один год (1977г). С 1978г. залежь вступила в третью стадию разработки, стадию падающей добычи нефти. Основной причиной снижения добычи нефти был резкий рост обводнения (с 46, 5% в 1977г до 91, 6% в 1984г), среднегодовой темп роста обводненности в этот период составил 6, 7% в год и наиболее интенсивным был во вторую стадию и первых двух годах третьей стадии, в период выработки НИЗ нефти от 63, 7% до 75, 0%.

В течение третьей стадии разработки продолжавшейся 7 лет, отбор жидкости колебался от 2, 05 до 2, 3тыс.т/год, а отбор нефти снижался со средним темпом 12, 0% в год. К концу стадии годовой отбор нефти снизился до 182, 5 тыс.т (1, 3% от НИЗ), т.е. 6, 5 раза по сравнению с максимальной.

Для обеспечения равномерного дренирования залежи по площади продолжалось в третьей стадии наращивание фонда действующих добывающих скважин и он достиг 115 скважин. Однако большинство действующих добывающих скважин уже эксплуатировалось с высокой обводненностью. По результатам проведенного комплекса геофизических исследований, в новых скважинах было установлено, что к этому времени на большей части залежи произошло внедрение воды в среднюю, лучшую по коллекторской характеристике часть нефтяного разреза. Средний дебит жидкости был стабильно высоким, составляя 74, 9-58, 4т/сут, дебит нефти одной скважины непрерывно снижался с 43, 4т/сут во второй стадии до 4, 9т/сут в конце третьей стадии.

Обеспечение высокого уровня отбора жидкости из залежи было возможным благодаря высокому значению пластового давления, оно превышало начальное значение на 2, 98-1, 93МПа, что обеспечивало устойчивую работу механизированного оборудования (ЭЦН), которым эксплуатировались все добывающие скважины.

Наибольшая годовая добыча жидкости – 2323, 3 тыс.т. была получена в 1978г. за счет роста обводненности до 67, 8%, которые обеспечили 106 действующих скважин.

Закачка воды в залежь также велась в максимальное число нагнетательных скважин, объем который компенсировал текущий отбор жидкости на 96, 7%-154, 1%, а с начала разработки – на 125, 1%-127, 5%. Всего за третью стадию из залежи отобрано 2, 6млн.т нефти, степень выработки ее от НИЗ достиг 81, 8%.

Всего за основной период разработки (включая I - III cтадии) из залежи добыто 11845, 1тыс.т нефти, КИН составил 0, 425. Отбор воды из залежи за это время был равным 15497, 9тыс.т, ВНФ - 1, 3. В залежь закачено 42254, 7 тыс.м³ воды, компенсация отбора жидкости этой закачкой составила 125, 1%.

Приведенные данные показывают, что в основной период разработка залежи башкиро-серпуховских отложений проводилась достаточно эффективно. Более высокими темпами разрабатывались центральная и северная части залежи, менее эффективно дренировались запасы южной части залежи.

С 1985г разработка залежи приходится на четвертую стадию. Темпы отбора составляют 1, 1-0, 5% от НИЗ, добыча нефти со временем снижается и в 1994-1996г даже увеличивается. Действующий добывающий фонд скважин продолжает снижаться из-за выбытия скважин из-за обводненности добываемой ими нефти (98%), при этом происходило сокращение отбора жидкости.

Годовые объемы закачки воды изменялись довольно значительно. Из-за сокращения зоны отбора происходит отключение удаленных от нее и нагнетательных скважин, также отключаются нагнетательные скважины из-за неудовлетворительного их технического состояния, ухудшившегося при закачке в них сточной воды. Вместе с тем, хотя и в меньшем объеме, продолжались работы по организации дополнительных очагов нагнетания, приближенных к зоне отбора и влияющих на состояние пластового давления и направление движения фильтрационных потоков. С начала разработки сохраняется положительная (127, 6%) компенсация отбора жидкости закачкой воды.

Нагнетание воды, в 14 из 92. скважин пребывавших под закачкой, производилось одновременно в два пласта башкирский и яснополянский, 78 скважин осуществляли закачку только в башкирский пласт.

Всего за четвертую стадию из залежи добыто 1973, 9тыс.т нефти, или 13, 6% от НИЗ. Добыча попутной воды за это время составила 18531, 7тыс.т, т.е. ВНФ равен 9, 4, это в 7, 3раза выше, чем в основной период разработки.

На рис. П.3.1-П.3.2. представлены карты накопленных и текущих отборов нефти, жидкости и закачки воды по состоянию на 01.01.2004г.