Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

В 1985 г. ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть» выполнена работа «Проект пробной эксплуатации пластов О2, О3, О4 окского горизонта Богатыревского месторождения. Рекомендован вариант с применением очагового заводнения. Залежь пласта О2 планировалось разрабатывать 9 скважинами, из них 8 добывающих и 1 нагнетательная при проектной плотности сетки 27,4 га/скв. Залежь пласта О3 планировалось разрабатывать 12 скважинами, из них 10 добывающих и 2 нагнетательных при проектной плотности сетки 45,5 га/скв. Залежь пласта О4 планировалось разрабатывать 8 скважинами, из них 7 добывающих и 1 нагнетательная при проектной плотности сетки 39,4 га/скв. Всего к бурению рекомендовалось 24 скважины. Система размещения скважин – равномерная треугольная с расстоянием 400х400м. Рекомендуемый вариант разработки пластов утверждён ТЭС объединения «Куйбышевнефть» №25 от 30.12.1985г.

В 1985 г. был выполнен подсчет запасов нефти и растворённого газа по Богатыревскому месторождению. Запасы утверждены в ГКЗ по состоянию на 1.01.1985г. протоколом №9960 от 18.04.1986г.

К моменту выполнения данного подсчета был получен новый материал, на основании которого произведён оперативный подсчет запасов нефти по всем продуктивным пластам, за исключением пласта В3, по состоянию на 01.01.1987 г. Величины запасов нефти, утвержденных ГКЗ и оперативно пересчитанных, отличались незначительно.

В 1987 г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Проект разработки Богатыревского нефтяного месторождения», в котором предлагалось за основу принять существующую модель разработки пластов, но с увеличением количества добывающих скважин и более интенсивной системой заводнения. Второй вариант предполагал бурение дополнительно 73 добывающих, 19 нагнетательных и 12 резервных скважин.

Пласт В1. Разработку пласта рекомендовалось осуществлять 23 добывающими и 4 нагнетательными скважинами. К бурению проектировалось 21 добывающая и 7 нагнетательных скважин. Предусмотрено бурение 2 резервных скважин.

В 1989 г. ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть» была составлена работа «Дополнение к проекту, детализация геологического строения и подсчёт запасов нефти продуктивных пластов Богатыревского месторождения» [6]. К моменту выполнения данной работы, из ранее рекомендованных 104 скважин на месторождении было пробурено 33 скважины, одна скважина находилась в бурении.

На основе проведённого уточнения геологического строения продуктивных пластов и интерпретации геофизических данных по вновь пробуренным и переинтерпретации

---

материалов по ранее пробуренным скважинам, а также результатов геолого-промысловых исследований и разработки залежей нефти даны рекомендации по дальнейшей эксплуатации. Впервые была выделена залежь нефти в пласте О1. В рамках этого отчета по пласту О1 был выполнен весь комплекс работ в объеме проекта пробной эксплуатации и даны рекомендации по его разработке. Залежь пласта О1 рекомендовалось разрабатывать 6 добывающими скважинами. Целесообразность заводнения предлагалось рассмотреть по окончании периода пробной эксплуатации и получения достоверных данных о характере связи залежи с пластовой водонапорной системой. Предложенный вариант разработки был утверждён ТЭС объединения «Куйбышевнефть» протоколом №8 от 11.06.1990 г.

В связи с получением новых геолого-промысловых данных, позволившим уточнить геологическое строение залежей, в работе также было откорректировано местоположение и количество проектных скважин.

К бурению рекомендовалось 58 проектных скважин, т.е. по сравнению с проектом на 20 единиц меньше.

Пласт В1. Разработку пласта рекомендовалось осуществлять 21 добывающими и 5 нагнетательными скважинами. К бурению проектировалось 11 добывающая и 2 нагнетательных скважин. Предусматривалось бурение 2 резервных скважин. Проектная плотность сетки 44,4 га/скв.

«Дополнение к проекту…» является действующей проектной работой. Из рекомендованных к бурению 58 скважин было пробурено 42 скважины.

В 1994 г. ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть» была выполнена работа «Уточнение проектных показателей разработки Богатыревского месторождения» [7] с целью пересчета технологических показателей разработки с учетом данных предшествующего периода эксплуатации месторождения. В работе сделан вывод о низкой эффективности существующей системы разработки по причине неполного охвата сеткой скважин. Вместе с тем, ввод новых скважин не давал значительных приростов в добыче нефти, в связи с чем затраты на бурение в то время не окупались. Поэтому предлагалось максимально использовать имеющийся фонд скважин, и довыроботку запасов производить возвратными скважинами.

В 2000 г. ОАО «СамараНИПИнефть» был выполнен «Анализ разработки Богатыревского месторождения» [8], утверждённый ЦКР протоколом № 2921 от 13.11.2002 г. Принят 3 вариант разработки залежей, предусматривающий:

Бурение 5 добывающих скважин, из них на пл.О1 - №118 (2005 г.), на пл.О3 - №114, 115, 116 (2003-2004 г.г.), на пл.В1 Восточного купола - №119 (2005 г.)

---

Перевод на ВЛГ 15 скважин, из них 2 скважины на пл.О1: №45 (с пл.Дл), №56 (с пл.В2); 3 скважины на пл.О2: №172 (с пл.О3), №28 (с пл.В1), № 84 (с пл.Дл); 2 скважины на пл.О3: №42, 66 (с пл.Дл); 2 скважины на пл.О4: №55 (с пл.В2), №142 (с пл.В1); 2 скважины на пл.Б2: №26,44 (с пл.В1); 3 скважины на пл.В3: №31,35,57,69 (с пл.Дл). Провести дострел пл.В2 Восточного купола в скв.27р.

Оптимизация режима работы 11 скважин, из них 3 скважины пл.А4:(№91,41,94), 1 скважину пл.О4 (№40), 1 скважину пл.Б2 (№33), 3 скважины пл.В1:(№15,55,56), 3 скважины пл.Дл:(№42,45,67).

Перевод под нагнетание 5 скважин: из них 1 скважина пл.А4 (№94), 1 скважина пл.О4 (№105), 2 скважины пл.В2 (№15,56), 1 скважина пл.В3 (№69).

Обработки призабойных зон добывающих скважин пластов А4, О2, В1 и нагнетательных скважин пласта Дл.

Фактически из всех рекомендаций был выполнен перевод скв.44 на пл.Б2 в 2004г. и проведена оптимизация режима работы 4 скважин пласта Б2: №23,123 в 2002г., №22,44 в 2004г., 3 скважин пласта В1: № 26,46,64 и 1 скважины пласта Дл: №67.

Последующим проектным документом является «Авторский надзор за разработкой Богатыревского месторождения» [9], выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2004 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2005-2007 г.г. (протокол №.3476 от 16.11.2005 г.).

В «Авторском надзоре…» уточнение технологических показателей разработки промышленных объектов осуществлялось в соответствии с утвержденным в «Анализе разработки…» вариантом, без какого-либо коренного изменения системы разработки. Утвержденный к реализации II вариант предусматривал: ввод 7 добывающих скважин из бездействия, перевод на ВЛГ 17 скважин, перевод под закачку 7 добывающих скважин, бурение 5 скважин, а также мероприятия по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Для залежи с запасами нефти категории С2 рассматривался один вариант, предусматривающий разработку осуществлять возвратным фондом из 3 добывающих и 1нагнетательной скважины по мере полной их отработки на основные объекты.

Следующим проектным документом явился «Авторский надзор за реализацией проектных документов на разработку Богатыревского месторождения» [10], выполненный ОАО «ТюменьНИИнефть» в 2007 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2008-2010 г.г. (протокол №.328 от 3.12.2008 г.).

Утвержденный к реализации I вариант предусматривал:

РИР - 2;

оптимизация насосного оборудования – 5;

перевод на форсированный отбор жидкости – 4;

реперфорация (дострел) – 3;

ввод из бездействия добывающих скважин – 1;

---

ввод из консервации добывающих скважин – 1;

перевод добывающих скважин на вышележащий горизонт – 29;

перевод пьезометрических скважин под добычу – 1;

бурение добывающих скважин – 1;

зарезка БГС – 16;

перевод добывающих скважин под закачку – 4;

расконсервация поглощающих скважин – 2;

физико-химические методы – с целью увеличения нефтеотдачи рекомендуется дальнейшее применение технологии выравнивания профиля притока: закачка ВУС; закачка СПС; ОПЗ (соляно-кислотные обработки) на нагнетательных и добывающих скважинах.

Залежи с категорией запасов С2 (пл. В3 Центрального купола):

перевод скважин с вышележащих горизонтов – 2;

зарезка БГС – 1;

Действующим проектным документом на разработку Богатыревского месторождения является «Дополнение к проекту разработки Богатыревского месторождения», выполненный ООО «СамараНИПИнефть», (протокол ЦКР № 4779 от 16.12.2009 г.).

Основные проектные решения:

Выделение 12 объектов разработки:

пласты А4, О1, О2, О3, О4, Б2, В1, В2, В3, Дл – на Центральном куполе;

пласты В1, В2 – на Восточном куполе;

Общий фонд скважин – 92, в т.ч. добывающих – 69, нагнетательных – 9, пьезометрических – 5, поглощающих – 4; ликвидированных – 5;

Фонд скважин для бурения – 2;

Бурение боковых стволов – 2.

На текущую дату разработка пласта В1 осуществляется согласно ДПР Богатыревского месторождения, выполненного ООО «СамараНИПИнефть» в 2012 году.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Залежь нефти пласта В1 приурочена к двум куполам: основному Центральному и Восточному. Контуры нефтеносности залежей пласта на обоих куполах выходят за границы лицензионного участка, а запасы нефти отнесены в нераспределенный фонд Самаранедра (протокол ГКЗ № 1982 от 29.07.2009 г.).

Залежь Центрального купола разрабатывается с 1981 г. За весь период разработки залежь эксплуатировали 33 скважины, из них 20 были пробурены на этот пласт, остальные переведены с пластов В2 и Дл. Из общего фонда скважин одна (№ 44) переведена на пласт Б2, две под закачку (скв. №№ 300, 41бис).

Условно процесс разработки пласта В1 Центрального купола Богатыревского месторождения можно разделить на четыре стадии.

Первая стадия (1981-1989 годы) называется начальной, то есть вводом месторождения в эксплуатацию. Характеризуется ростом добычи нефти, разбуриванием залежи и обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

---

Залежь была введена в эксплуатацию в 1981 г. одной добывающей скважиниой.

За 1989 год годовая добыча нефти составила 19,7 тыс. т, среднесуточный дебит нефти –6,8 т/сут, темп отбора от НИЗ – 1,6 %.Закачка воды началась в 1989 году и составила 41,6 тыс.м³

На конец первой стадии накопленная добыча нефти составила
111,9 тыс.т, жидкости – 125,1 тыс. т, Фонд добывающих скважин – 8 единиц, нагнетательных – 2. Обводненность составила 23,5% при степени выработки НИЗ 9,2 %.

Вторая стадия (1990-1992 гг.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

Интенсивное разбуривание залежи осуществлялось с 1990 по 1991 г.г., за этот период были введены 9 скважин в разработку.

Вторая стадия была непродолжительной и составила три года. Годовая добыча нефти в 1990 году равна 31,2 тыс. т, в 1991 году – 36,5 тыс. т.,в 1992 году – 30,4 тыс. т.

На конец второй стадии накопленная добыча нефти составила
210,1 тыс.т, жидкости – 279,8 тыс. т.Фонд добывающих скважин – 17 единицы, нагнетательных – 3.Обводненность равна 41,6 % при степени выработки НИЗ 17,2%.

Третья стадия (1993 год –наст.вр) – стадияпадающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

С 1993 года залежь вступила в третью стадию разработки. В 1993 году годовая добыча нефти составила 21,3 тыс. т, жидкости – 51,5 тыс.т, среднесуточный дебит нефти 3,6 т/сут при обводненности 58,7 %.

На конец третьей стадии накопленная добыча нефти составила
1404,6 тыс.т, жидкости –3443,28 тыс. т. Фонд добывающих скважин – 87 единиц, нагнетательных – 2.Обводненность равна 81,1% при степени выработки НИЗ 63,3%.

На 01.01.2015 года идет 3 ситадия разработки. По состоянию на 01.01.2015 накопленная добыча нефти составила 606,426 тыс. т, жидкости –1891,4 тыс. т. Обводненность равна 85% при степени выработки НИЗ 49,7%. Большое расхождение на 35,3 % косвенно говорит о неэффективности разработки. Текущий КИН – 0,221 долей ед. при утвержденном 0,445долей ед.

Технологические показатели разработки пласта В1 Богатыревского месторождения приведены в таблице 2.1 и на рисунке 2.1.

---