Основные положения проектного документа

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     2.1. Основные положения проектного документа
     Разработка Серноводского месторождения велась в соответствии с решениями следующих технологических документов. 
     1. Первым проектным документом на разработку месторождения является «Проект разработки Серноводского месторождения», выполненный в 1951 году институтом «Гипровостокнефть» [1]. В проекте разработки рассматривались два объекта. 
     Пласт Б-2 был выделен как основной эксплуатационный объект разработки, на который планировалось бурение 15 добывающих скважин и 4 оценочных с целью уточнения границ распространения залежей. Пласт А-4 планировалось разрабатывать возвратным фондом скважин. 
     2. В 1971 году была выполнена «Технологическая схема разработки пластов А-4 и Б-2 Серноводского месторождения» [2], в которой предусматривалась разработка объекта Б-2 на естественном режиме 13 скважинами, расположенными двумя рядами вдоль длинной оси структуры, с расстоянием между скважинами 500 м. На объекте А-4 рекомендовалось на первом этапе проведение пробной эксплуатации тремя скважинами, на втором этапе – размещение 6 скважин вдоль длинной оси структуры с последующим переводом на пласт некоторых обводнившихся скважин с пласта Б-2. Предлагалось в одной или двух скважинах проводить одновременно-раздельную эксплуатацию пластов А-4 и Б-2. 
     3. В 1972 году был выполнен «Авторский надзор за разработкой Серноводского месторождения Куйбышевской области». В ходе разбуривания залежей положение эксплуатационных скважин на пластах А-4 и Б-2 было изменено в связи с уточнением геологического строения. Отличие фактического положения скважин от проектного заключалось в изломе рядов и сокращении расстояния между скважинами до 350-400 м. 
     Кроме того, была проведена коррекция планов по уровням добычи нефти. 
     4. В 1974 году выполнен «Авторский надзор за разработкой Серноводского нефтяного месторождения» [3]. На дату составления авторского надзора на месторождении было пробурено 20 скважин. В ходе разбуривания были уточнены детали геологического строения залежей, уменьшились запасы нефти в пластах А-4 и Б-2, была открыта залежь в пласте Б-0 тульского горизонта. Основные выводы, содержащиеся в документе: 
     - анализ текущего состояния разработки объекта Б-2 показал, что несмотря на высокие темпы разбуривания залежи, годовые уровни добычи нефти ниже проектных в связи с более низкими дебитами жидкости скважин;
     - из анализа динамики пластового давления в скважинах объекта Б-2 следует, что при увеличении отбора жидкости необходимо разрабатывать залежь с ППД. В этом случае для закачки воды рекомендовалось использовать 4 приконтурные скважины. 
     5. В 1978 год был составлен «Уточненный проект разработки по Серноводскому нефтяному месторождению Куйбышевской области» [4]. Основные положения проектного документа: 
     - сохранить существующую систему разработки на объекте Б-2 (без поддержания пластового давления) с отборами жидкости, находящимися на достигнутом уровне; 
     - на объекте А-4 рекомендовалось активизировать существующую систему ППД после ввода разрезающего ряда из 4 нагнетательных скважин и перевода под закачку 3 обводнившихся скважин; 
     - приобщить объект А-4 в 6 скважинах, работающих на объекте Б-2 для одновременно-раздельной эксплуатации; 
     - разработку объекта Б-0 продолжать двумя скважинами без поддержания пластового давления до полной выработки запасов или предельного обводнения скважин. 
     6. В 1979 году была выполнена работа «Оперативный анализ разработки и рекомендации по организации заводнения пласта Б-2 Серноводского месторождения». На основе текущего состояния разработки и исходя из необходимости увеличения темпов отбора и сокращения сроков разработки месторождения, а также учитывая высокую эффективность заводнения на соседнем Радаевском месторождении, в работе рекомендовалось организовать заводнение пласта Б-2. Основные положения проектного документа: 
     - увеличение отбора жидкости из пласта Б-2 возможно только при организации системы ППД; 
     - закачку воды рекомендуется производить в приконтурную часть залежи; для этих целей предлагается создать ряд нагнетательных скважин в восточной части залежи (три скважины) и дополнительно (на завершающей стадии разработки) использовать две приконтурные скважины (после их обводнения). 
     При рассмотрении работы постановили продолжить разработку пласта Б-2 при естественном водонапорном режиме без поддержания пластового давления, так как Серноводское месторождение находится в санитарной зоне курорта Сергиевские Минеральные Воды. 
     7. В 1984 году было составлено «Дополнение к уточненному проекту разработки по Серноводскому нефтяному месторождению» [5], в котором предусматривалась разработка объектов имеющимся фондом добывающих и нагнетательных скважин. 
     8. В 1999 году уровни добычи нефти по месторождению были скорректированы в работе «Анализ и прогноз технологических показателей до 2015 года по ОАО «Самаранефтегаз» [6]. 
     9. В 2008 году составлено «Дополнение к проекту разработки Серноводского месторождения», которое было утверждено как Технологическая схема (протокол ЦКР Роснедра № 4227 от 07.02.2008) [7]. Основные положения проектного документа: 
     - разработка залежи пласта А-4 осуществляется с применением заводнения, залежей пластов Б-0 и Б-2 на естественном режиме; 
     - фонд скважин всего – 47, в том числе: добывающих – 43, нагнетательных – три, оценочных – одна; 
     - фонд скважин для бурения – 15, в том числе одна оценочная; 
     - бурение БС – четыре. 
     Следует учесть, что территория месторождения находится во 2 зоне горно-санитарной охраны федерального курорта «Сергиевские минеральные воды» (для лечебных целей используются источники вод калиновской свиты нижнеказанского подъяруса перми). Направление потока подземных вод идет от Серноводского месторождения в сторону курорта, что требует предотвращения загрязнения вод в результате бурения, эксплуатации и ремонта скважин. 
     10. В 2012 году выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Серноводского нефтяного месторождения Самарской области» (протокол ЗападноСибирской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС № 1397 от 29.03.2012) [7], которое является действующим проектным документом на разработку Серноводского месторождения. Основные проектные решения: 
     - выделение трех объектов разработки: А-4, Б-0, Б-2; 
     - разработка объектов А-4 и Б-2 с ППД, объекта Б-0 на естественном упруговодонапорном режиме; 
     - общий фонд скважин – 39, в том числе 25 добывающих, три нагнетательные, одна наблюдательная, одна пьезометрическая, три водозаборные и семь ликвидированных; 
     - фонд скважин для бурения – семь добывающих; 
     - бурение четырех боковых стволов; 
     - разобщение пластов А-4 и Б-2 в одной добывающей скважине (№ 21); 
     - перевод на вышележащий объект одной добывающей скважины (№ 42); 
     - перевод одной пьезометрической скважины в нагнетательный фонд (№ 39); 
     - ликвидация двух бездействующих скважин № 33 и 34; 
     - ликвидация одной высокообводненной скважины № 40;
     - применение физико-химического воздействия на пласт (ОПЗ углеводородными растворителями – 43 скв./опер. и гелеобразующей композицией «Карфас» – 10 скв./опер., селективная изоляция реагентом «Акор» – 59 скв./опер.); 
     - достижение КИН в целом по месторождению по категории АВ – 0,522 (при утвержденном 0,522); в том числе по объектам:
     пласт А4: КИН – 0,490 при Квыт. – 0,665 и Кохв. – 0,737; 
     пласт Б0: КИН – 0,494 при Квыт. – 0,691 и Кохв. –  0,715;
     пласт Б2: КИН – 0,549 при Квыт. – 0,702 и Кохв. –  0,782;
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     2.2  Анализ истории и текущее состояние разработки пласта Б2.
     За всю историю разработки пласта Б2 в добыче нефти пребывало 20 скважин. В среднем на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится 74,22 тыс.т нефти и 226,175 тыс.т жидкости. 
    Этапы разработки пласта Б2:
    1-й этап – 1950-1972 гг. Залежь нефти пласта Б2 введена в эксплуатацию в 1950 году разведочными скважинами (№2,3,7,8) и до 1959 года разработка залежи осуществлялась четырьмя добывающими скважинами.
    Длительный период времени (1960-1970 гг.) пласт Б2, как и все месторождение, было законсервировано из-за высокого содержания серы в продукции скважин, разработка залежи возобновилась в 1971 году. Интенсивное разбуривание началось в 1973 году, в течение двух лет на пласт было пробурено 14 скважин и в связи с этим значительный рост годовой добычи нефти, она возросла с 30,345 за 1972 года до 57,464 тыс. т за 1973 год.
    2-й этап – 1973-1976 гг. характеризуется максимальной добычей нефти. В 1974 году она составила 86,317 тыс. т. Степень выработки на конец II стадии составила 19,47 процентов, КИН – 0,106. Накопленная добыча в 1976 году составила 483,933 тыс. т. 
    3-й этап  – 1977-н.в. гг. характеризуется снижением добычи нефти. Степень выработки на конец III стадии составляет 59,71 процента, обводненность – 91,88 %, накопленная добыча – 1484,433 тыс. т, КИН – 0,328. С 1977-1980 гг. происходит небольшое возрастание добычи нефти, что связано с необходимостью увеличения темпов отбора и сокращения сроков разработки месторождения. С 1981 г происходит постепенное снижение добычи. По мере разработки пласта Б2 значения средних дебитов нефти постоянно уменьшались и в 2006 г. этот показатель составил минимальное значение за всю историю разработки - 0,7 т/сут. Это связано с периодической эксплуатацией добывающего фонда, поскольку после вынужденной временной консервации в 2005 году, были технические проблемы с выводом скважин на полный режим работы. Далее благодаря проведению обширной программы ГТМ в 2008-2010 гг. позволило увеличить средний дебит скважин до 5,7-6,1 т/сут по нефти и до 17,2-31,3 т/сут по жидкости. Добыча нефти выросла более чем в 2 раза, при этом обводненность снизилась на 8 %. 
     На конец 2016 г. КИН составил 0,328, накопленная добыча - 1484,433 тыс.т., годовая добыча по сравнению с 2010 годом уменьшилась с 24,182 до 11,545 тыс. т. Проведение ГТМ в период с 2010 по 2016 гг. не позволило повысить годовую добычу и снизить обводненность. Динамику основных показателей разработки можно наблюдать на графике рис. 2.1.





      Таблица 2.1
Динамика основных технологических показателей разработки пласта Б2
Годы
Добыча нефти, тыс. т
Темп отбора от извл. запасов, %

Нак.доб. нефти, тыс. т
Отбор от НИЗ,  %
КИН, д.ед.
Добыча жидкости, тыс. т
Обвод  %
Дебит, т/сут
Действ.фонд скв. на конец года, шт.
Закачка воды, тыс. м3
Сред. приемм3/сут
Компенсация, %
Добыча газа, млн м3






год.
нак.

неф
жид
Доб
Наг
год.
нак

год
нак
год
нак
1950
1,1
0,04
1,1
0,04
0,000
1,1
1,1
0,00
17,2
17,2
3
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,02
0,02
1951
20,4
0,82
21,5
0,86
0,005
20,9
22
2,39
18
18,4
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,36
0,39
1952
14,9
0,60
36,3
1,46
0,008
15,6
37,6
4,49
15,2
16
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,26
0,64
1953
20,5
0,82
56,8
2,28
0,013
21,3
58,9
3,76
15,2
15,8
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,32
0,96
1954
17,1
0,69
73,9
2,97
0,016
18,5
77,3
7,57
14
15,1
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,28
1,24
1955
23,5
0,95
97,4
3,92
0,022
29,3
106,7
19,80
18
22,3
1
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,26
1,50
1956
11,7
0,47
109,2
4,39
0,024
12,9
119,6
9,30
12,4
13,6
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,22
1,72
1957
27
1,09
136,2
5,48
0,030
29,1
148,7
7,22
19,3
20,9
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,51
2,23
1958
12,2
0,49
148,4
5,97
0,033
13
161,7
6,15
13,3
14,2
1
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,04
2,27
1959
0,7
0,03
149,1
6,00
0,033
0,7
162,4
0,00
3,1
3,1
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,01
2,28
1960
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1961
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1962
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1963
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1964
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1965
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1966
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1967
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1968
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1969
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1970
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1971
10
0,40
159,1
6,40
0,035
10
172,4
0,00
17,3
17,3
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,17
2,45
1972
30,3
1,22
189,4
7,62
0,042
30,6
203
0,98
20,9
21,1
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,53
2,99
1973
57,5
2,31
246,9
9,93
0,055
60,3
263,4
4,64
18,5
19,2
12
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,94
3,93
1974
86,3
3,47
333,2
13,40
0,074
93,3
356,7
7,50
15,9
17,2
18
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,40
5,32
1975
78,7
3,17
411,9
16,57
0,091
85,4
442,1
7,85
13,1
14,3
17
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,27
6,59
1976
72,1
2,90
483,9
19,47
0,107
77,5
519,7
6,97
12,2
13,1
16
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,16
7,75
1977
61,7
2,48
545,7
21,95
0,121
68,5
588,2
9,93
11,7
13
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,01
8,76
1978
69,2
2,78
614,8
24,73
0,136
79,2
667,4
12,63
12,7
14,5
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,11
9,87
1979
68,7
2,76
683,6
27,50
0,151
90,5
757,9
24,09
13,3
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,11
10,97
Продолжение таблицы 2.1
Годы
Добыча нефти,
тыс. т
Темп отбора от извл. запасов, %

Нак.доб. нефти,
тыс. т
Отбор от НИЗ,  %
КИН, д.ед.
Добыча жидкости, 
тыс. т
Обводность,  %
Дебит, т/сут
Дейст.фо-нд скв. на конец года, шт.
Закачка воды, тыс. м3
Сред. прием
м3/сут
Компенса-ция, %
Добыча газа, млн м3






год.
нак.

неф.
жид.
доб
наг
год.
нак

год
нак
год
нак
1980
72,5
2,92
756,1
30,41
0,167
109,2
867,1
33,61
13,7
20,7
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,16
12,13
1981
68,6
2,76
824,7
33,17
0,182
116,7
983,8
41,22
12,9
22
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,10
13,23
1982
60,4
2,43
885,1
35,60
0,195
114,4
1098,2
47,20
11,1
21,1
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,97
14,20
1983
52,5
2,11
937,6
37,72
0,207
100,6
1198,8
47,81
9,8
18,9
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,84
15,04
1984
44,7
1,80
982,3
39,51
0,217
95,4
1294,2
53,14
8,3
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,68
15,72
1985
41,2
1,66
1023,6
41,17
0,226
86,5
1380,7
52,37
7,7
16,2
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,62
16,34
1986
38,2
1,54
1061,8
42,71
0,234
94,9
1475,6
59,75
7,1
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,57
16,92
1987
34,4
1,38
1096,1
44,09
0,242
92,1
1567,7
62,65
6,4
17,2
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,52
17,43
1988
29,7
1,19
1125,9
45,29
0,249
94,2
1661,9
68,47
5,5
17,3
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,45
17,88
1989
26,3
1,06
1152,2
46,35
0,254
100
1761,9
73,70
4,9
18,8
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,40
18,27
1990
22,5
0,91
1174,7
47,25
0,259
98,3
1860,2
77,11
4,2
18,4
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,34
18,61
1991
21,9
0,88
1196,6
48,13
0,264
114,6
1974,9
80,89
4,2
21,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,33
18,94
1992
19,1
0,77
1215,7
48,90
0,268
104,5
2079,4
81,72
3,6
19,3
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,29
19,22
1993
14,8
0,60
1230,5
49,50
0,272
95,6
2174,9
84,52
2,9
18,9
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,22
19,45
1994
11,9
0,48
1242,4
49,98
0,274
83
2257,9
85,66
2,4
17
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,18
19,62
1995
12,7
0,51
1255
50,48
0,277
87,6
2345,5
85,50
2,4
16,8
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,19
19,81
1996
10,6
0,43
1265,6
50,91
0,280
97,6
2443,2
89,14
2,1
19,5
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,16
19,98
1997
8,7
0,35
1274,3
51,26
0,281
127,1
2570,3
93,15
1,7
24,8
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,13
20,11
1998
6,6
0,27
1280,9
51,52
0,283
112,8
2683,1
94,15
1,3
22,7
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,10
20,21
1999
5,5
0,22
1286,4
51,75
0,284
101,2
2784,3
94,57
1,2
22,4
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,08
20,29
2000
5,1
0,21
1291,5
51,95
0,285
78,9
2863,1
93,54
1,1
17,1
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,08
20,37
2001
6,4
0,26
1297,9
52,21
0,287
89,2
2952,4
92,83
1,4
19,5
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,10
20,47
2002
6,4
0,26
1304,4
52,47
0,288
95,2
3047,5
93,28
1,4
20,4
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,10
20,57
2003
6,3
0,25
1310,6
52,72
0,289
85,1
3132,6
92,60
1,3
18,3
12
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,10
20,66
2004
7,4
0,30
1318,1
53,02
0,291
76,7
3209,3
90,35
1,8
18,3
12
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,12
20,78
2005
3,8
0,15
1321,8
53,17
0,292
30
3239,3
87,33
1,9
16,4
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,06
20,84
2006
3
0,12
1324,9
53,29
0,293
34,5
3273,9
91,30
0,7
8,1
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,05
20,89
2007
6,9
0,28
1331,8
53,57
0,294
71
3344,9
90,28
1,5
15
13
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,11
21,00
2008
10
0,40
1341,7
53,97
0,296
67,3
3412,1
85,14
2,3
15,6
11
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,16
21,16
2009
22,2
0,89
1364
54,87
0,301
89,6
3501,8
75,22
5,7
23
11
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,36
21,52
2010
24,2
0,97
1388,2
55,84
0,307
147,6
3649,3
83,60
6,2
37,9
11
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,39
21,90
2011
18,3
0,74
1406,4
56,57
0,311
173,9
3823,2
89,48
4,6
43,9
11
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,30
22,20
Продолжение таблицы 2.1
Годы
Добыча нефти,
тыс. т
Темп отбора от извл. запасов, %

Нак.доб. нефти,
тыс. т
Отбор от НИЗ,  %
КИН, д.ед.
Добыча жидкости, 
тыс. т
Обводность,  %
Дебит, т/сут
Дейст.фо-нд скв. на конец года, шт.
Закачка воды, тыс. м3
Сред. прием
м3/сут
Компенса-ция, %
Добыча газа, млн м3






год.
нак.

неф.
жид.
доб
наг
год.
нак

год
нак
год
нак
2012
16,3
0,66
1422,7
57,23
0,314
125,5
3948,8
87,01
4,1
31,5
11
1
7,2
7,2
80,0
6,4
0,1
0,27
22,47
2013
18,5
0,74
1441,2
57,97
0,318
118,9
4067,7
84,44
5,5
35,1
11
1
29,2
36,4
80,0
27,2
0,8
0,30
22,77
2014
16,6
0,67
1457,8
58,64
0,322
145,4
4213,1
88,58
4,2
36,5
11
1
29,0
65,4
79,5
22,4
1,4
0,27
23,04
2015
15,321
0,62
1473,1
59,26
0,325
163,7
4376,8
90,64
4,1
41,1
11
1
27,4
92,8
75,1
16,8
2,1
0,25
23,29
2016
11,545
0,46
1484,7
59,72
0,328
142,1
4518,9
91,88
4,2
40,61
9
1
25,6
118,5
70,2
18,0
2,6
0,22
23,51




















     График разработки пласта Б2

Рис. 2.1.
     Текущее состояния разработки месторождения.
     Объект Б-2 по величине начальных извлекаемых запасов является одним из основных объектов разработки месторождения и содержит 56,4 % извлекаемых запасов нефти. На его долю приходится 60,3 % годового и 50,0 % накопленного отборов нефти месторождения.
     По состоянию на 01.01.2017 на объекте Б-2 числится 13 скважин. Из них 10 добывающих (9 действующие, 1 в бездействии), 2 пьезометрические  и одна нагнетательная.
     Реализованная плотность сетки равна 33,6 га/скв. Разбурена центральная часть залежи в пределах ЧНЗ и по редкой сетке (500х500 м) охвачена восточная часть залежи.
     Добывающие скважины распределились следующим образом:
     - 9 скважин действующие (скважины №7, 8, 21, 23, 24, 26, 32, 36, 42), из них одна совместная с объектом А-4 (скважина №21) и одна с объектом Б-0 (скважина №24);
     - две скважина пьезометрические (скважина №12 и №35);
     - одна скважина в бездействии (скважина №11);
     Эксплуатация добывающих скважин осуществляется механизированным способом: погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) различных типоразмеров оборудованы четыре скважинами, ШГН – 4, ЭВН – 1.
     В нагнетательном эксплуатационном фонде числится одна действующая скважина (№ 39).
     По состоянию на 01.01.2017 из пласта отобрано 1484,66 тыс. т нефти. Степень выработки НИЗ достигла 59,71 %, текущий КИН – 0,328. За 2016 год по пласту было отобрано 11,545 тыс. т нефти и 142,147 тыс.т. жидкости, дебит нефти 4,2 т/сут, жидкости – 40,61 т/сут, текущая обводненность – 91,88 %.
     Освоение системы заводнения начато в 2012 году. Объем накопленной закачки составил 118,452 тыс.м3 воды, накопленная компенсация составила 2,62 %. В 2016 году в пласт закачали 25,618 тыс.м3 воды, при текущей компенсации – 18 %.
     Дебиты жидкости, нефти и обводненность действующего фонда скважин.
     По состоянию на 01.01.2017 в действующем добывающем фонде числится 9 скважин, средний дебит жидкости по ним составляет 40,61 т/сут, нефти 4,2 т/сут, средняя обводненность продукции – 91,88 %.
     Скважины уже обводнены. Обводненность 3 скважин из 9 составляет свыше 80 %, при этом по скважинам 21, 23 и 36 она уже превысила отметку 90 %.
     Распределение фонда скважин пласта Б-2 по дебитам нефти и жидкости и обводненности продукции на 01.01.2017 года показано на рис. 2.2,2.3,2.4.
     
      Рис. 2.2
     Максимальный дебит нефти в скважине №26 – 13,87 т/сут. Минимальный дебит нефти в скважине №21 – 0,06 т/сут. Остальные 7 скважин работают с дебит нефти в интервале 0,35-12 т/сут.
     
     
      Рис. 2.3
     Максимальный дебит жидкости в скважине №23– 203,9 т/сут. Минимальный дебит жидкости в скважине №7 – 0,71 т/сут. По мере увеличения дебита жидкости число скважин уменьшается. 
     Такое распределение объясняется тем, что пласт находится на стадии падения добычи нефти, и достижением обводненности 50-90%.
     
      
      
      Рис. 2.4
     Максимальная обводненность продукции наблюдается в скважине №36 – 98,49%. Минимальная обводненность наблюдается в скважине №26 – 26,19%.
     Остальные 7 скважин работают при обводненности в интервале 35-92%. Такое распределение объясняется тем, что залежь еще не выработана. 
     Таким образом, за весь период разработки в добыче нефти объекта Б-2 участвовало 20 скважин. Скважины, можно характеризовать как высокопродуктивные, отмечающиеся низкие отборы в скважинах связаны, либо с кратковременным периодом работы (перевод в ППД), либо с бурением скважин в плотные низкопроницаемые интервалы.
     Анализ эксплуатации нагнетательных скважин
     Закачка воды на объекте Б-2 осуществляется всего 5 лет – с 2012 года через скважину 39. Объемы закачиваемой воды не позволяют компенсировать годовые отборы жидкости, накопленная компенсация составляет всего 2,6 %. Длительный период разработки залежи на естественном режиме приводил к падению пластового давления, но за счет перевода под закачку скважины №39 удалось восстановить пластовое давление до 11,8 МПа, что ниже начального на 1,9 МПа или 13,8%.
      В 2016 году приемистость скважины 39 составила 70,18 м3/сут.
     Согласно официальной промысловой отчетности, с начала разработки в пласт Б-2 закачано 118,5 тыс.м3 воды, текущая компенсация составляет 18 %.
     Таким образом, на объект в 2012 году под закачку воды введена одна скважина № 39, которая компенсирует отборы жидкости закачиваемой водой всего на 18 %. В связи с тем, что пластовое давление в залежи неполностью восстановлено, систему ППД необходимо в дальнейшем усиливать.
     

















    2.3   Прогноз показателей разработки и расчёт динамики добычи нефти.
     Одним из важных проектных перспективных документов является план разработки месторождения.
     На поздней стадии разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно пользоваться эмпирическими методиками прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют ещё и характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнения продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что характеристики вытеснения, построены в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию. Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи.Так, методики Г.С. Камбарова, С.Н. Назарова, А.М. Пирвердяна, А.А. Казакова и т.д. дают удовлетворительные результаты при обводнённости залежей более 70%. Методики Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова, А. Фореста и т.д. хорошо себя проявили в интервале обводнённости 40-70%.
     В данной работе для определения прогнозных показателей разработки использован метод Г.С. Камбарова. На основе изучения показателей целого ряда истощенных месторождений была установлена линейная зависимость, представляющая собой прямую линию, описываемую уравнением
                                                                                     (2.1)
     где Qн и Qж – накопленная добыча нефти и жидкости по годам прошедшего периода; а и в – параметры прямой
      Таблица 2.3
      Данные о текущих и накопленных отборах нефти, воды и
      жидкости за 2012-2014 г.г.
Показатели разработки
Годы разработки

2014
2015
2016
Добыча за год в поверхностных условиях, тыс.т
нефти
16,6
15,3
11,5

воды
128,8
148,4
130,6

жидкости
145,4
163,7
142,1
Накопленная добыча с начала разработки в поверхностных условиях, тыс.т
нефти
1457,8
1473,1
1484,7

воды
2755,3
2903,7
3034,2

жидкости
4213,1
4376,8
4518,9
Добыча за год в пластовых условиях, тыс.м3
нефти
19,35
17,84
13,41

воды
110,56
127,38
112,1

жидкости
129,91
145,22
125,51
Накопленная добыча с начала разработки в пластовых условиях, тыс.м3
нефти
1699,42
1717,25
1730,77

воды
2365,06
2492,45
2604,46

жидкости
4064,48
4209,7
4335,24
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
?н пов
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
?в пов
     
     Характеристика вытеснения по модели Г.С.Камбарова для фактического трехлетнего периода истории показана на рис. 2.5
     
     
      Рис. 2.5
     Рассчитывается коэффициент А:
     
     
     
     
     Рассчитываются потенциальные извлекаемые запасы нефти пласта ДIII без учета экономических показателей:
     .
     .
     Рассчитывается годовой отбор нефти на первый прогнозный год:
     
     Аналогичным образом рассчитывается добыча нефти по другим годам прогнозного периода.
     Расчеты ожидаемых показателей разработки выполнены с использованием программной оболочки Excel. Результаты расчета по модели Г.С.Камбарова приведены в табл.2.4.
     Продолжительность прогнозного периода определена с учетом предельной обводненности продукции (98%) и финального среднего дебита нефти на одну скважину (1 т/сут).
      Таблица 2.4
Прогноз показателей разработки по модели Г.С.Камбарова
Год
Добыча нефти, тыс.т
Добыча воды, тыс.т
Обвод-ненность, % вес.
Накопл. добыча нефти, тыс.т
Степень отбора НИЗ, %
КИН

тыс.м3
тыс.т
тыс.м3
тыс.т

тыс.м3
тыс.т


2017
13,4
11,5
112,1
130,6
89,33
1744,17
1496,19
60,2
0,330
2018
12,7
10,9
112,9
131,5
89,91
1756,82
1507,05
60,6
0,333
2019
12,0
10,3
113,5
132,3
90,45
1768,81
1517,33
61,0
0,335
2020
11,4
9,7
114,1
133,0
90,95
1780,17
1527,07
61,4
0,337
2021
10,8
9,3
114,7
133,7
91,40
1790,96
1536,33
61,8
0,339
2022
10,3
8,8
115,3
134,3
91,83
1801,21
1545,13
62,2
0,341
2023
9,8
8,4
115,7
134,8
92,22
1810,98
1553,50
62,5
0,343
2024
9,3
8,0
116,2
135,4
92,59
1820,28
1561,48
62,8
0,345
2025
8,9
7,6
116,6
135,9
92,93
1829,15
1569,09
63,1
0,347
2026
8,5
7,3
117,0
136,3
93,25
1837,63
1576,36
63,4
0,348
2027
8,1
7,0
117,4
136,8
93,54
1845,74
1583,32
63,7
0,350

Продолжение таблицы 2.4
Год
Добыча нефти
Добыча воды
Обвод-ненность, % вес.

Накопл. добыча нефти
Степень отбора НИЗ, %

КИН


тыс.м3
тыс.т
тыс.м3
тыс.т

тыс.м3
тыс.т


2028
7,8
6,7
117,8
137,2
93,8
1853,49
1589,97
64,0
0,351
2029
7,4
6,4
118,1
137,6
94,1
1860,92
1596,34
64,2
0,353
2030
7,1
6,1
118,4
137,9
94,3
1868,05
1602,46
64,5
0,354
2031
6,8
5,9
118,7
138,3
94,6
1874,88
1608,32
64,7
0,355
2032
6,6
5,6
118,9
138,6
94,8
1881,45
1613,95
64,9
0,356
2033
6,3
5,4
119,2
138,9
95,0
1887,76
1619,37
65,1
0,358
2034
6,1
5,2
119,4
139,1
95,2
1893,83
1624,57
65,3
0,359
2035
5,8
5,0
119,7
139,4
95,3
1899,67
1629,59
65,6
0,360
2036
5,6
4,8
119,9
139,7
95,5
1905,30
1634,42
65,7
0,361
2037
5,4
4,7
120,1
139,9
95,7
1910,73
1639,07
65,9
0,362
2038
5,2
4,5
120,3
140,1
95,8
1915,97
1643,56
66,1
0,363
2039
5,1
4,3
120,5
140,3
96,0
1921,02
1647,90
66,3
0,364
2040
4,9
4,2
120,6
140,5
96,1
1925,90
1652,08
66,5
0,365
2041
4,7
4,0
120,8
140,7
96,2
1930,62
1656,13
66,6
0,366
2042
4,6
3,9
120,9
140,9
96,4
1935,18
1660,04
66,8
0,367
2043
4,4
3,8
121,1
141,1
96,5
1939,59
1663,83
66,9
0,367
2044
4,3
3,7
121,2
141,2
96,6
1943,86
1667,49
67,1
0,368
2045
4,1
3,5
121,4
141,4
96,7
1948,00
1671,04
67,2
0,369
2046
4,0
3,4
121,5
141,5
96,8
1952,01
1674,48
67,4
0,370
2047
3,9
3,3
121,6
141,7
96,9
1955,89
1677,81
67,5
0,371
2048
3,8
3,2
121,7
141,8
97,0
1959,66
1681,05
67,6
0,371
2049
3,7
3,1
121,9
142,0
97,1
1963,32
1684,18
67,7
0,372
2050
3,6
3,0
122,0
142,1
97,2
1966,87
1687,23
67,9
0,373
2051
3,4
3,0
122,1
142,2
97,3
1970,32
1690,19
68,0
0,373
2052
3,4
2,9
122,2
142,3
97,3
1973,67
1693,06
68,1
0,374

Продолжение таблицы 2.4
Год
Добыча нефти
Добыча воды
Обвод-ненность, % вес.

Накопл. добыча нефти
Степень отбора НИЗ, %

КИН


тыс.м3
тыс.т
тыс.м3
тыс.т

тыс.м3
тыс.т


2053
3,3
2,8
122,3
142,4
97,4
1976,93
1695,86
68,2
0,375
2054
3,2
2,7
122,3
142,5
97,5
1980,10
1698,58
68,3
0,375
2055
3,1
2,6
122,4
142,6
97,5
1983,18
1701,22
68,4
0,376
2056
3,0
2,6
122,5
142,7
97,6
1986,18
1703,79
68,5
0,376
2057
2,9
2,5
122,6
142,8
97,7
1989,10
1706,30
68,6
0,377
2058
2,8
2,4
122,7
142,9
97,7
1991,94
1708,74
68,7
0,377
2059
2,8
2,4
122,7
143,0
97,8
1994,71
1711,11
68,8
0,378
2060
2,7
2,3
122,8
143,1
97,8
1997,41
1713,43
68,9
0,378
2061
2,6
2,3
122,9
143,2
97,9
2000,04
1715,68
69,0
0,379
2062
2,6
2,2
122,9
143,2
98,0
2002,61
1717,89
69,1
0,379
2063
2,5
2,1
123,0
143,3
98,0
2005,11
1720,03
69,2
0,380
      
     Анализ результатов расчета позволяет отметить следующее.
     Конечный КИН, который не может быть достигнут без учета экономических показателей, т.е. при «бесконечной промывке» пласта, составляет по модели Г.С. Камбарова 0,380. Это на 0,169 пункта меньше утвержденного значения (0,549).
     К 2047  г. согласно прогнозу с использованием модели Г.С. Камбарова дебит одной добывающей скважины по нефти снизится до 1 т/сут. Ожидается, что к этому времени из пласта Б-2 будет извлечено 1677,81 тыс.т нефти. Степень выработки утвержденных извлекаемых запасов составит 67,5% при текущей обводненности продукции 96,9%, текущий КИН 0,371. Годовой водонефтяной фактор достигнет 42,9 т/т, накопленный ВНФ составит 4,35 т/т.
     Если принять за предел экономической рентабельности обводненность, равную 98%, то она будет достигнута к 2063 г.  К этому времени из пласта Б-2, согласно расчету, будет извлечено 1720,03 тыс.т нефти. Степень выработки утвержденных извлекаемых запасов составит 69,2%, текущий КИН 0,380. Годовой водонефтяной фактор достигнет 68,24 т/т, накопленный ВНФ составит 5,57 т/т.
     Вывод по расчету.
     При существующих темпах отбора жидкости, обводнения продукции и технологии воздействия на пласт проектный КИН не достигается.
     По модели Г.С. Камбарова разработка пласта завершится не ранее 2047 года, при этом утвержденные извлекаемые запасы будут выработаны на 67,5%, т.е. не полностью.
     Прогноз нельзя считать благоприятным, поскольку расчет не подтверждает возможность достижения проектного КИН, принимая во внимание экономические критерии. Общий срок разработки составляет несколько десятков лет.
     Расчёт подтверждает необходимость проведения на данном этапе мероприятий по интенсификации добычи нефти с одновременным ограничением отборов попутной воды. 
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     2.5 Анализ динамики коэффициентов продуктивности.
     Проведем анализ динамики коэффициента продуктивности по
скважине №8 пласта Б-2. Дата проведения мероприятия: 11.09.15-20.09.15 гг.
     Вид мероприятия: глинокислотная обработка призабойной зоны скважины.
     Результаты представлены в таблице 1.1 и на графике рис.1.1.    
      Таблица 1.1
Месяц
Дебит жидкости, м3/сут
Pпл, Мпа
Pзаб, Мпа
К, м3/(МПа·сут)
дек.14
8
14,01
7,55
1,24
янв.15
8
14,01
7,59
1,25
фев.15
8
14,01
7,60
1,25
мар.15
8
14,01
7,62
1,25
апр.15
8
14,01
7,59
1,25
май.15
8
14,01
7,59
1,25
июн.15
8
14,01
7,62
1,25
июл.15
8
14,01
7,61
1,25
авг.15
8
14,01
7,62
1,25
сен.15
8
14,01
7,63
1,25
окт.15
12
12,45
7,59
2,47
ноя.15
11,8
12,45
4,29
1,45
дек.15
11,5
12,45
4,29
1,41
янв.16
11,5
12,45
4,27
1,41
фев.16
11,5
12,45
4,27
1,41
мар.16
11,5
12,45
4,28
1,41
апр.16
11,5
12,45
4,28
1,41
май.16
11,5
12,45
4,17
1,39
июн.16
11,5
12,45
4,21
1,40
июл.16
8
12,45
4,24
0,97


Рис.1.1

     Смотря на график зависимости коэффициента продуктивности от времени, можно сделать заключение, что в скважине №8 после проведения  глинокислотной обработки происходит  увеличение коэффициента продуктивности в 2 раза  и, впоследствии идет уменьшение Кпр до значения 1,4 м3/(МПа·сут) и его сохранение вплоть до июня 2016 года.
     Результаты проведения ГКО по остальным скважинам представлены в приложении Б. 
     Таким образом, исходя из полученных графиков, можно сделать вывод, что более высокий прирост коэффициента продуктивности отмечается на скважине №32 (04.07.14-13.07.14 гг.), примерно в 14 раз. 
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     

     Приложение Б
     Скважина №32
     Дата проведения мероприятия: 04.01.12-13.01.12 гг.
     Вид мероприятия: ГКО      
      Таблица 1.2
Месяц
Дебит жидкости, м3/сут
Pпл, Мпа
Pзаб, Мпа
К, м3/(МПа·сут)
апр.11
8
10,9
3,3
1,06
май.11
10
10,9
3,4
1,33
июн.11
8
10,9
4,0
1,16
июл.11
8
10,9
3,8
1,13
авг.11
8
10,9
4,4
1,24
сен.11
7
10,9
3,7
0,97
окт.11
7
10,9
3,7
0,97
ноя.11
4
10,9
5,0
0,68
дек.11
4
10,9
5,1
0,69
янв.12
4
10,9
5,2
0,70
фев.12
18
10,9
3,0
2,29
мар.12
18
10,9
4,0
2,62
апр.12
10
10,9
2,7
1,22
май.12
10
10,9
2,7
1,22
июн.12
10
10,9
2,7
1,22
июл.12
11
10,9
2,7
1,34
авг.12
12
10,9
2,7
1,46
сен.12
12
10,9
2,6
1,45
окт.12
12
10,9
2,7
1,46
ноя.12
12
10,9
5,2
2,09



Рис.1.2
     Скважина №32
     Дата проведения мероприятия: 04.07.14-13.07.14 гг.
     Вид мероприятия: ГКО      
      Таблица 1.3
Месяц
Дебит жидкости, м3/сут
Pпл, Мпа
Pзаб, Мпа
К, м3/(МПа·сут)
окт.13
11
10,9
2,2
1,27
ноя.13
5
10,9
2,6
0,60
дек.13
5
10,9
4,6
0,79
янв.14
5
10,9
4,6
0,80
фев.14
5
10,9
4,6
0,79
мар.14
2
10,9
4,6
0,32
апр.14
1
10,9
4,6
0,16
май.14
1
10,9
4,7
0,16
июн.14
1
10,9
4,7
0,16
июл.14
1
10,9
4,7
0,16
авг.14
15
10,9
4,4
2,30
сен.14
15
10,9
4,4
2,31
окт.14
15
10,9
4,4
2,30
ноя.14
15
10,9
4,4
2,33
дек.14
6
10,9
4,5
0,93
янв.15
2
10,9
4,5
0,31
фев.15
2
10,9
4,4
0,31
мар.15
3
10,9
4,4
0,46
апр.15
2
10,9
4,5
0,31
май.15
0,7
10,9
4,4
0,11



Рис.1.3
     Скважина №32
     Дата проведения мероприятия: 20.09.15-30.09.15 гг.
     Вид мероприятия: ГКО      
      Таблица 1.4
Месяц
Дебит жидкости, м3/сут
Pпл, Мпа
Pзаб, Мпа
К, м3/(МПа·сут)
дек.14
6
10,9
4,5
0,93
янв.15
2
10,9
4,5
0,31
фев.15
2
10,9
4,4
0,31
мар.15
3
10,9
4,4
0,46
апр.15
2
10,9
4,5
0,31
май.15
0,7
10,9
4,4
0,11
июн.15
2
10,9
4,4
0,31
июл.15
3
10,9
4,4
0,46
авг.15
2
10,9
4,4
0,31
сен.15
2
10,9
4,5
0,31
окт.15
12
10,9
4,2
1,80
ноя.15
2
10,9
4,3
0,30
дек.15
2
10,9
4,4
0,31
янв.16
3
10,9
4,4
0,46
фев.16
2
10,9
4,4
0,31
мар.16
2
10,9
4,4
0,31
апр.16
2
10,9
4,4
0,31
май.16
2
10,9
4,4
0,31
июн.16
2
10,9
4,3
0,30
июл.16
3
10,9
4,4
0,46


Рис.1.4
     Скважина №32
     Дата проведения мероприятия: 29.07.16-08.08.16 гг.
     Вид мероприятия: ГКО      
      Таблица 1.5
Месяц
Дебит жидкости, м3/сут
Pпл, Мпа
Pзаб, Мпа
К, м3/(МПа·сут)
окт.15
12
10,9
4,2
1,80
ноя.15
2
10,9
4,3
0,30
дек.15
2
10,9
4,4
0,31
янв.16
3
10,9
4,4
0,46
фев.16
2
10,9
4,4
0,31
мар.1.......................