Файл: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения.docx

2.2.2 Характеристика энергетического состояния. Объект ЮС₂

Начальное пластовое давление составляет 30,0 МПа. Охват фонда замерами давлений − около 50 % в год. Повторные исследования на контрольно-пьезометрическомом фонде осуществляются один раз в квартал. Также на объекте регулярно проводятся гидродинамические исследования.

Средневзвешенное пластовое давление на дату проведения анализа ниже первоначального и составляет 25,9 МПа. На карте изобар (по состоянию на 01.01.2017 г.) отмечаются зоны пониженного пластового давления (рисунок 15).

Рис.15 Карта изобар 2017 г. Объект ЮС₂

2.3. Пласт ЮС₀

Пласт ЮС₀относится к продуктивным отложениям баженовской свиты, выделен в отдельный объект разработки, в эксплуатацию не введен.

Плотность нефти в стандартных условиях имеет значения 879 кг/м³, динамическая вязкость нефти при 50˚С – 11,13 мПа*с, вязкость нефти при 20˚С – 32,99 мПа*с, температура начала кипения – 104˚С.

Нефть содержит 7,37 % масс. силикагелевых смол, 2,13 %

масс. асфальтенов, 2,18 % масс. парафинов, 1,31 % масс.серы. Температура застывания нефти (-25)˚С. Легких (бензиновых) фракций, выкипающих при температуре до 200˚С – 15 %, а выход светлых фракций до 300˚С – 37 % .

Глубинных проб по пласту ЮС₀ не отбиралось

Залежь пласта ЮС₀ вскрыта единственной скважиной № 12Р, в которой из отложений баженовской свиты был получен приток нефти дебитом 5,3 м³/сут при СДУ – 1441,5 м и 14,1 м³/сут при СДУ – 1518,5 м. Размеры залежи – с севера на юг 3,2 км, с запада на восток 2,5 км (рис. 16).

На дату написания настоящего отчета новых данных о нефтеносности пласта ЮС₀ получено не было.

Рис. 16. Выкопировка с подсчетного плана пласта ЮС₀ из ОПЗ 2017 г.

Таблица 17..Исходные характеристики расчетных вариантов разработки по объекту ЮС₀

ПОКАЗАТЕЛИ	В - 1
ПОКАЗАТЕЛИ	В₁
Начальные геологические запасы, тыс. т.	622
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т.	100
Утвержденный КИН, доли ед.	0.161
Система разработки	Адаптивная
Достигнутая плотность сетки скважин, га/скв.	104.6
Система воздействия, режим
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.	3
добывающих	3
нагнетательных	-
Фонд скважин к бурению всего:	-
добывающих (*ГС)	-
нагнетательных (*в отработке)	-
Способ эксплуатации добывающих скважин	Механизированный
Забойное давление добывающих скважин, МПа	5.5
Забойное давление нагнетательных скважин, МПа	-
Рабочий агент для закачки в пласт	-
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин	0.95

Таблица 18.Исходные данные и результаты расчетов по объекту ЮС₀

ПОКАЗАТЕЛИ	В - 1
ПОКАЗАТЕЛИ	В₁
Начальные геологические запасы, тыс. т.	622
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т.	100
Утвержденный КИН, доли ед.	0.161
Проектный срок разработки, лет	25
Год выхода на проектный уровень	2030
Проектный уровень добычи нефти, тыс.т.	15.9
Проектный уровень добычи жидкости, тыс.т.	15.9
Проектный уровень закачки воды, тыс.м³	-
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.	3
добывающих	3
нагнетательных	-
Фонд скважин к бурению всего:	-
добывающих (*ГС)	-
нагнетательных (*в отработке)	-
Накопленная добыча за прогнозный период, тыс.т.
нефти	100.0
жидкости	102.0
Накопленная закачка воды за прогнозный период, тыс.м³	-
Накопленная добыча с начала разработки, тыс.т.
нефти	100.0
жидкости	102.0
Накопленная закачка воды с начала разработки, тыс.м³	-
Расчетный КИН, доли ед.	0.161

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Западно-Малобалыкского нефтяного месторождения Оренбургской области»

Проектный фонд к настоящему времени реализован на 93 %.

Месторождение разрабатывалось умеренными темпами, тем не менее, текущую ситуацию благополучной назвать нельзя. Обводненность основных объектов разработки уже достигла 94 %, при отборе от начальных извлекаемых запасов 47,1 %.

В составе планируется: проведение обычного и многостадийного гидро разрыва пласта, проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах, обработка призабойной зоны пласта, мероприятия по выравниванию профиля приемистости.

За период 2015-2016 гг. проектным документом предполагалось бурение 15 скважин, из них шесть на объект ЮС2 (в том числе три нагнетательных с отработкой.

Проектный фонд по Западно-Малобалыкскому месторождению по состоянию на 01.01.2017 г. реализован на 76,0 %.

Краткие выводы:нефтеносность горизонта ЮС₂ установлена в границах четырех залежей. Разбуренность объекта низка – менее 10%, в разработке находятся две залежи.

Факторы, осложняющие разработку:

- высокая прерывистость коллектора;

- низкая проницаемость (менее десяти мД);

- неоднородность насыщенности по площади и разрезу.

Совершенствование технологии разработки предполагает:

- бурение горизонтальных скважин;

- организации системы поддержания пластового давления.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объекту ЮС₂ за 2012–2016 гг. на рисунке 17.

Рис.17. Сопоставление фактических и проектных показателей. Объект ЮС₂

Объект ЮС₀ ещё не введен в разработку, но учитывая все храктеристики пласта, предлагается вариант разработки, который подразумевает бурение бокового ствола скважины №12 и двух переводов скважин с других горизонтов. Разработка пласта подразумевается без поддержания пластового давления. На всех скважинх проводится гидро разрыв пласта. Согласно такому варианту разработки, максимальные показатели отбора могут быть достигнуты к 2030 году.

Разработка месторождения продолжится до 2090 г., в результате выполнения намеченных мероприятий обеспечивается достижение утвержденной нефтеотдачи пластов 0,360 д.ед.