Содержание к диссертации
Введение
7 Глава I. Критический анализ литературных данных по коэффициентам нефтеизвлечения . 19
8 1.1. Основные понятия коэффициента нефтеизвлечения. 19
9 1.2. Статистические методы оценки коэффициента извлечения нефти (КИН). 20
10 1.3. Экстаполяционные модели оценки извлекаемых запасов при применении методов повышения нефтеотдачи пластов. 22
И 1.4. Современное состояние и методические вопросы обоснования оптимальных отборов жидкости . 29
12 1.5. Покоэффициентная методика оценки извлекаемых запасов нефти. 32
13 1.6 Методические подходы к прогнозированию КИН при отборе жидкости из пластов. 33
14 1.7. Тенденции оценки отборов жидкости из залежей с различными геолого-промысловыми условиями. 35
15 1.8. Использованная методика прогнозирования КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта 38
16 Выводы 40
17 Глава II. Обобщение и оценка влияния геолого-технических факторов на величину коэффициента нефтеизвлечения . 42
18 2.1. Проблемы оценки величины коэффициента нефтеизвлечения. 42
19 2.2. Оценка влияния режима пластов газонефтяных месторождений на коэффициент нефтеизвлечения 44
20 2.3. Оценка влияния прерывистости продуктивного пласта на величину коэффициента нефтеизвлечения . 21
2.4. Обзор литературных данных об оценках влияния геолого-промысловых условий разработки на КИН. 52
22 2.5. Сравнение коэффициентов извлечения нефти на основе статистических моделей и на основе разработанных характеристик вытеснения 54
23 2.6. Распределение КИН и соответствующих геолого-промысловых параметров при 100 % степени промывки 68
24 Выводы 73
Глава III. Разработка метода определения КИН на различных этапах освоения месторождений . 75
26 3.1. Основополагающие принципы разработки метода. 75
27 3.2. Результаты оценки состояния разработки месторождений и степени промывки. 78
28 3.3. Построение палетки зависимости КИН от степени промывки порового объема пласта. 84
29 3.4. Анализ прироста КИН в различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта 85
ЗО 3.5. Величина степени промывки и соответствующий прирост КИН за период эксплуатации объектов с высокой обводненностью нефти. 89
31 3.6. Сопоставление расчетных значений КИН и степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта с проектными. 91
32 3.7. Годовые темпы промывки порового нефтенасыщенного объема пласта и величины КИН по основным объектам. 96
33 3.8. Потери нефтедобычи вследствии раннего сокращения отборов жидкости. 98
34 Выводы 103
35
Глава IV. Рекомендации по использованию методики при проектировании и анализе текущего состояния разработки. 112
36 4.1. Общие предложения по использованию предложенных характеристик вытеснения. 112
4.2. Примеры использования разработанных характеристик вытеснения.4.2.1. Среднекаменноугольная газонефтяная залежь Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. 113
4.2.2. Прогнозирование КИН Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения на основе новой геологической модели утвержденных запасов углеводородов. 39
4.2.3. Анализ выработки запасов месторождений разрабатываемых ОАО «Сибнефть» на основе построенных характеристик вытеснения 123
40 Выводы к главе 4 135
41 Заключение 139
42 Список использованной литературы 141
- Современное состояние и методические вопросы обоснования оптимальных отборов жидкости
- Оценка влияния прерывистости продуктивного пласта на величину коэффициента нефтеизвлечения
- Анализ прироста КИН в различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта
- Анализ выработки запасов месторождений разрабатываемых ОАО «Сибнефть» на основе построенных характеристик вытеснения
Введение к работе
Актуальность проблемы:
Анализ состояния нефтяной промышленности показал, что большинство крупных и уникальных месторождений обеспечивающих основную добычу нефти в стране вступили в позднюю и завершающую стадии разработки, которые характеризуются значительным снижением уровней добычи нефти при резком увеличении объемов попутно добываемой воды.
Резкий рост обводненности продукции таких месторождений привел к остановке значительного числа добывающих скважин, что в свою очередь привело к нарушению процессов вытеснения нефти водой и снижению текущих значений коэффициента извлечения нефти (КИН). Такая ситуация может привести к потере извлекаемых запасов нефти, а значит к потере добычи нефти на месторождениях. Как следствие, возникает необходимость в прогнозной оценке возможной величины потери добычи нефти и оценки эффективности реализуемой системы разработки на конкретном объекте.
Кроме того, такая оценка позволит решить вопрос обоснования прогноза добычи нефти и оценить возможность достижения утвержденных значений КИН.
Цель работы:
Прогнозирование КИН в процессе реализации принятых систем разработки месторождений на основе выявления закономерностей его изменения в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при вытеснении нефти водой.
Основные задачи исследования:
1. Обобщение опыта научных исследований в области прогнозирования КИН и оценки эффективности реализуемых систем разработки.
2. Выявление закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов для месторождений с различными геолого-промысловыми условиями их разработки.
3. Исследование влияния особенностей геологического строения продуктивных горизонтов на коэффициент нефтеизвлечения при различных степенях промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при заводнении.
4. Оценка эффективности процессов вытеснения нефти водой на разрабатываемых месторождениях и возможности достижения или необходимость корректировки утвержденных по ним значений КИН.
Объекты исследования:
Для проведения системного исследования выбраны основные, длительно разрабатываемые месторождения, расположенные в Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях.
Научная новизна:
Выявлены закономерности изменения значений КИН при различных степенях промывки порового нефтенасыщенного объема пластов на основе обобщения фактических геолого-промысловых характеристик процессов вытеснения нефти водой по основным длительно разрабатываемым месторождениям Российской Федерации.
Анализ используемых методов прогнозирования КИН показал, что полученные в разное время разными методами значения коэффициентов извлечения нефти, могут отличаться друг от друга до двух раз. Установлено, что причиной расхождений, в числе прочих, является неопределенность значений степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при заводнении.
С помощью регрессивного анализа определены изменения величины КИН при различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта. Установлено, что примерно половина начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) отбирается при степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта до 50% (44 - 54% НИЗ), в диапазоне промывки 50 - 100% (26 - 34% НИЗ), в диапазоне от 100 до 150% (8,5 - 15,5% НИЗ), в диапазоне 150 - 200% (6 - 11% НИЗ).
Оценена эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки рассматриваемых месторождений. На основе выявленных закономерностей определена величина возможных потерь нефтеотдачи, связанных со снижением темпов промывки порового нефтенасыщенного объема пластов и ухудшением процессов вытеснения нефти водой при заводнении.
Использование выявленных закономерностей позволило уточнить прогнозные значения КИН для реализуемых систем разработки рассмотренных месторождений с оценкой достигаемой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.
Основные защищаемые положения:
-
Метод оценки эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки месторождений на основе выявленных закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта при заводнении.
-
Новый способ выделения поздней стадии разработки нефтяного эксплуатационного объекта в зависимости от темпа промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при закачке воды.
-
Методика экспертной оценки качества проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений с использованием установленных зависимостей между значением КИН и степенью промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.
-
Определение основных геолого-физических характеристик залежей, оказывающих наибольшее влияние на величину КИН при 100 % степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта.
Практическая ценность работы:
Использование выявленных закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов повышает надежность прогнозирования КИН при реализуемых системах разработки. Предложенный метод оценки эффективности процессов вытеснения нефти водой реализуемых систем разработки позволяет недропользователям и проектным организациям прогнозировать величину КИН в процессе разработки месторождений и разрабатывать, в случае необходимости, мероприятия по внесению изменений в системы разработки.
Результаты исследований могут быть использованы при формировании технической политики органов исполнительной власти и пользователей недр по обеспечению требований законодательства о недропользовании о наиболее полном и рациональном использовании недр.
Апробация работы:
Основные положения и результаты диссертационной работы рассматривались на Всероссийском совещании по разработке месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (г. Альметьевск, 2000г.), научно-практической конференции «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005г.г.» (г. Ноябрьск, 1998 г.), научно-практической конференции посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г. Лениногорск, 1998 г.), VI и VII Международной конференциях по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001, 2002 г.г.), заседаниях ЦКР Роснедра и ее территориальных отделений.
Публикации: Основное содержание диссертационной работы изложено в 7 печатных статьях, в том числе 1 статье в издании, входящим в «Перечень…» ВАК Минобрнауки РФ.
Объем работы: Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит 103 страницы машинописного текста, 29 графических приложений, 11 табличных приложений. Библиографический список включает 57 наименований.
Современное состояние и методические вопросы обоснования оптимальных отборов жидкости
Применение обычных технологий заводнения - основного метода разработки месторождений страны - уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Кроме того, постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, доразработка которых традиционными технологиями также малоэффективна.
Развитие нефтяной промышленности России постоянно сопровождалось последовательным совершенствованием технологий нефтеизвлечения. Наиболее значительный прогресс в этой области связан с переходом от технологии разработки нефтяных месторождений с использованием только естественной энергии пласта к заводнению. Это позволило существенно повысить нефтеотдачу пластов и темпы их разработки. Успешность данного перехода во многом связана с критерием комплексного использования фундаментальных достижений российских ученых и специалистов в области геологии, гидродинамики и экономике. Широкое применение заводнения обеспечило значительный рост эффективности разработки нефтяных месторождений и повышение коэффициента в несколько раз по сравнению с разработкой пластов на естественном режиме.
В работе оценены предложения ряда исследователей (42, стр.66) о целесообразности разделения КИН на составляющие в зависимости от режима работы залежей.
В последние десятилетия наблюдается постоянное снижение среднего проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) в стране (рис.2.). Не останавливаясь на других причинах, отметим, что это снижение тем значительнее (особенно в последние годы), чем в меньшей степени существующие методы определения и технологии нефтеизвлечения пригодны для разработки новых категорий ухудшенных запасов. В связи с этим отметим, что в ведущих нефтедобывающих странах объемы применения МУН в последние годы в основном увеличиваются, несмотря на то, что нефть, добываемая за счет данных методов, как правило, имеет большую стоимость.
Изменение среднего КИН по годам с учетом (1) и без учета (2) применения МУН (С.А. Жданов). Такое повышение добычи, с одной стороны, стимулируется правительствами некоторых стран введением специальных налоговых льгот для применения этих методов, а с другой стороны, обеспечивается желанием крупных нефтедобывающих компаний иметь в своем арсенале отработанные технологии применения МУН, использование которых может начаться с появлением соответствующих условий на мировом рынке. Так, если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составила в мире 77 млн.т, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн.т (в т.ч. в США - до 39 млн.т). В России в связи с отсутствием единой методики оценки технологической эффективности методов и величины прироста КИН, добыча за счет МУН оценивается различными исследователями величиной 13-41 млн.т.
В Ханты-Мансийском автономном округе - основном нефтегазодобывающем регионе страны также проведен анализ текущего состояния разработки месторождений. Основные выводы исследователей можно свести к низкой дисциплине выполнения технологических решений: 1. Не выполнение показателей по вводу новых скважин. 2. Выборочная отработка запасов. 3. Низкое использование эксплуатационного фонда скважин. 4. Высокая обводненность продукции и значительные малоэффективные отборы жидкости является следствием чрезмерного безудержного заводнения пластов. Компенсация отборов закачкой воды на отдельных месторождениях достигла 250 - 300 %%. Указанные результаты исследователей позволяют оценить эффективность разработки, при которой при отборе 53 % от НИЗ обводненность составила 81 %. Экспертная оценка, проведенная по результатам исследования показывает, что в России при условии продолжения разработки уже введенных в разработку запасов, без ввода новых месторождений, при достижении средней обводненности продукции 95-98 % потребуется на существующей нефтепромысловой инфраструктуре ежегодно отбирать 3 3,5 млрд.м3 жидкости, что достаточно проблематично и потребует значительных капитальных вложений на реконструкцию внутрипромысловых систем сбора. На добычу одной тонны нефти в 1977 году в России в среднем закачивалось 2 м воды, в год достижения максимальной добычи -5м, при этом компенсация отбора жидкости закачиваемой водой составляла в среднем 120%, после чего началось неуклонное снижение объема закачки до уровня порядка 90 % от отбора жидкости.
Определяющими критериями для сохранения пластовой энергии и поддержания активного процесса вытеснения нефти вытесняющим агентом, параллельно с регулируемым ростом отборов жидкости должно стать увеличение регулируемого объема закачиваемой воды в целях увеличения воздействия и соответствующее увеличение количества добываемой воды с 1 т нефти.
С целью поддержания добычи нефти, на достигнутом в 2004 году уровне, необходим постоянный регулируемый рост добычи жидкости на введенных в разработку месторождениях, увеличение закачки воды, требуется постоянная работа по реконструкции и поддержанию на технически и экологически безопасном уровне систем сбора и подготовки нефти и воды, реализация научно-обоснованных рекомендаций по регулированию процесса производительной закачки и оптимального отбора жидкости.
Оценка влияния прерывистости продуктивного пласта на величину коэффициента нефтеизвлечения
Ведущими научно-исследовательскими и проектными институтами нефтяной промышленности России на основе современных теоретических исследований и обобщения опыта разработки газонефтяных месторождений в различных регионах созданы детальные двумерные и трехмерные геолого-технологические модели для расчетов процессов извлечения нефти из различных типов коллекторов.
Выбор методики обоснования прогноза добычи нефти и определение оптимального отбора жидкости определяется исходя из степени изученности месторождения, геологического строения пластов, типа коллекторов, их фильтрационных характеристик, неоднородности, режимов эксплуатации залежей, стадий и возможных вариантов разработки, размеров залежей, физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов, накопленного опыта разработки месторождений подобного типа.
Несмотря на сложность методик, их следует рассматривать как приближенно отражающие действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Результаты исследований по прогнозу добычи нефти и основным технико-экономическим показателям разработки месторождений показывают, что наиболее достоверна методика определения динамики добычи нефти. Прогноз добычи жидкости и определение объемов закачки осуществляется с большой долей неопределенности.
Причинами несоответствия проектных и фактических показателей разработки эксплуатационных объектов (или их суммы), могут быть не только проблемы связанные с применяемыми методики определения динамики отборов жидкости, отсутствие надежной исходной геолого-физической характеристики месторождений, но и невыполнение пользователями недр рекомендаций проектной документации.
Своевременное выявление правильности определения обоснования отбора жидкости, динамики добычи нефти и состояния разработки месторождения связано с необходимостью организации постоянного научного сопровождения процесса разработки. Результаты научного сопровождения и контроля за разработкой месторождений могут оформляться в виде авторских надзоров за разработкой, анализов разработки и других научных работ. При выполнении такого рода работ используются многочисленные методы геолого-промыслового анализа и математического моделирования. Результатам таких работ должны быть - определение причин отклонения от расчетных величин отборов жидкости и предложения по регулирования процесса разработки с целью выхода на расчетные показатели как по динамике добычи так и по достижению утвержденных значений КИН.
Обоснование оптимальных отборов жидкости с целью достижения (повышения) КИН во многом связано с ростом обводнения добываемой продукции. Характер обводнения также зависит от большого количества факторов, влияющих на рост обводнения продукции: неоднородность пласта по проницаемости, вязкость нефти и вытесняющего агента, система расположения эксплуатационного фонда скважин и режим их работы. Для определения динамики обводнения продукции и связанной с ней динамикой отборов жидкости и нефти обычно применяют статистические методы. На начальном этапе проектирования возможно использование статистических данных полученных по другим месторождениям, сходных по своим характеристикам с проектируемым месторождением. Статистический метод может быть использован, когда имеется возможность построить кривую обводнения за начальный период разработки залежи. Для прогноза темпа обводнения на перспективу эта кривая экстраполируется, что как показывает практика не всегда обоснованно.
Коэффициент нефтеизвлечения неразрывно связан с динамикой добычи нефти напрямую связанной с динамикой добычи жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости Тж , % Тж= (q«/Q„«) 100, где, Тж - темп отбора жидкости; q j - годовой отбор жидкости; QH„3 начальный извлекаемый запас нефти объекта.
Как приведено в работе [ 2 ], для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки.
Обобщение опыта разработки разработки таких залежей позволяет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течении III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение годовых отборов на II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии 1,5-2 раза.
Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 3 а) характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокий максимальный темп добычи нефти (8-Ю % и выше) и низкая обводненность продукции (40-50 %) к концу основного периода.
Такой же характер кривой отборов нефти и жидкости характерен и для крупных залежей, нефти, на которых массированно внедряются новейшие методы контроля и регулирования процессов разработки.
Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 3 б) присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше - обычно составляет 50 -70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6 7 % НИЗ.
Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис.3 в) характерно для залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площадей нефтеносности и ВНЗ. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70-80 % и более).
Анализ прироста КИН в различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта
Это не удивительно, поскольку в явном виде в модель введены лишь представления о коэффициенте вытеснения, через фазовые проницаемости и коэффициенте заводнения, через геометрию фильтрационных потоков, а весь объем запасов нефти считается охваченный воздействием (Кохв = 1).
В решении задачи определения объемов пласта, охваченного процессом фильтрации, можно очень условно выделить два подхода, обозначив их как детерминированный и статистический.
Детерминированный подход развивался в работах Борисова Ю.П., Сазонова Б.Ф. и других авторов. Коэффициент охвата определялся на основе анализа зональных карт или геолого-литологических профилей.
В рамках статистического подхода к решению этой задачи были предложены методики, связанные с именами Бадьянова В.А., Швидлера М.И., Юрьева А.Н., в основе которых лежал метод математического эксперимента (48,49, 50).
В настоящее время, для нефтяных месторождений Западной Сибири наибольшее распространение получила методика определения коэффициента охвата пласта процессом фильтрации Юрьева А.Н.
Данная методика позволяет путем статистического анализа имеющейся информации по распределению пропластков в пробуренных скважинах установить зависимость коэффициента охвата от плотности сетки скважин для проектируемой системы разработки.
Непосредственно в систему исходных дифференциальных уравнений функция охвата введена только в гидродинамические модели автоматизированной системы проектирования разработки «Техсхема» (авт. Батурин Ю.Е., Майер В.П.).
Это позволяет динамически пересчитывать запасы нефти, охваченные процессом фильтрации, всякий раз, когда вводится в разработку, останавливается или переводится под нагнетание хотя бы одна из скважин, а также в тех случаях, когда хотя бы у одной из скважин, изменяется положение интервала перфорации.
В гидродинамических симуляторах Eclipse, MORE, VIP и т.д. использование подобных процедур не предусмотрено. Поэтому, в данном случае, учет фактора неполного охвата запасов вытеснением в коллекторе прерывистого строения при заданной плотности сетки скважин возможен лишь путем модификации исходной геологической модели.
Это можно сделать, например, умножением коэффициента песчанистости (эффективной толщины) на коэффициент охвата, что в силу пропорциональности толщины и дебитов, эквивалентно умножению на значение Кохв результирующих показателей по добыче.
Правда при этом, в разработку будут вовлечены в одинаковой степени как монолитные, выдержанные коллектора, так и тонкослоистые чередования песчаников и глин, что может быть не совсем справедливо.
В связи с этим, возможен вариант перевода в разряд неактивных, ячеек с песчанистостью ниже некоторого порога, обеспечивающего заданное интегральное значение коэффициента охвата.
Для рассматриваемого примера прогнозируемые значения коэффициента охвата по плотностям сетки для расстояний между скважинами 500, 600 и 700 м, составили соответственно: 0.76; 0.68 и 0.60. При этом пороговые значения песчанистости были оценены на уровне: 0.27, 0.36 и 0.44.
Полученная зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин характерна для пласта с высокой степенью прерывистости, что подтверждается средними значениями его показателей неоднородности (Кпес = 0.29, Крас = 3.7).
Третий вариант связан с необходимостью определения расстояний от каждой ячейки сетки до зон отбора и нагнетания, т.е. оценкой длин линий фильтрационных потоков, проходящих через ячейки области моделирования.
При этом необходимо также перейти от функции охвата, определенной для плотности сетки скважин (площадной характеристики), к функции охвата от длины линии фильтрационного потока (линейной характеристике).
Общий недостаток предлагаемых «приемов» состоит в том, что реализуется лишь статическая модель охвата пласта процессом фильтрации. В то время как сам по себе этот процесс динамический. Плотность сетки скважин в течение разработки месторождения может изменяться весьма существенно.
Теперь несколько слов о значениях коэффициента вытеснения, которые закладываются в гидродинамические модели и условиях, при которых эти значения экспериментально определяются.
Известно, что для керна с абсолютной проницаемостью около 20 мД в лабораторных условиях поддерживается перепад давлений в пределах 10 - 20 кПа. Длина образца составляет 3 см. Таким образом, средний градиент давлений оценивается на уровне 5 атм/м. Выполненные расчеты технологических показателей позволяют оценить распределения градиентов пластовых давлений, которые реально достигаются на эксплуатируемых месторождениях.
При этом необходимо отметить, что в данном случае использовались значения пластовых давлений только в зоне активной разработки, т.е. в пределах трехметровой изопахиты нефтенасыщенных толщин.
Средние значения приложенных градиентов давлений при различных плотностях сеток скважин составили соответственно: 0.13, 0.10, 0.08 атм/м, т.е. в 40 - 60 раз меньше чем при проведении лабораторных экспериментов.
Таким образом, отсутствие модельных представлений о прерывистости пласта особенно на начальной стадии проектирования в условиях недостаточного объема промысловой информации объективно смещает выбор рациональной системы разработки в сторону более редких сеток скважин.
Анализ выработки запасов месторождений разрабатываемых ОАО «Сибнефть» на основе построенных характеристик вытеснения
Полученные значения КИН при отборе жидкости в 100, 150 и 200% от объема порового пространства пласта сопоставлялись с проектными. При отборе жидкости до 100% от объема порового пространства проектная нефтеотдача достигается по залежи верхнего мела Малгобек Вознесенского месторождения, по Коробковскому, Анастасиевско-Троицкому месторождениям, Чишминской и Сармановским площадям Ромашкинского месторождения (гор. Д1+Д0).
При отборе жидкости в интервале 100-150% от объема порового пространства проектная нефтеотдача достигается по большинству площадей Ромашкинского (Д1+Д0) месторождения.
При отборе жидкости от 150 до 200% от порового объема проектная нефтеотдача достигается в целом по Ромашкинскому (Д1+Д0) месторождению, кроме площадей Южно-Ромашкинская и Восточно-Лениногорская.
По месторождениям и объектам Западной Сибири проектная нефтеотдача при отборе 150 % от порового объема достигается по Самотлорскому (БВ10), Федоровскому (БС10), Ватинскому (БВ8).
Не достигается проектная нефтеотдача даже при 200% отборе жидкости в целом по Самотлорскому и Федоровскому месторождениям.
Таким образом, достижение числящейся на государственном балансе нефтеотдачи при реализуемой системе разработки и состоянии разработки на таких крупных месторождениях Западной Сибири, как Самотлорское, Федоровское, Аганское, Правдинское, Мамонтовское не обеспечивается.
На Самотлорском месторождении при существующей системе разработки и создавшейся ситуации по ее реализации обеспечить нефтеотдачу можно на уровне 0,353. При этом отбор жидкости из пласта должен быть увеличен по сравнению с накопленным в 1,9 раза. Извлекаемые запасы нефти при этом будут ниже числящихся на балансе 976,8 млн.т. Для выработки указанных запасов и достижения нефтеотдачи на уровне 0.5 потребуется отобрать не менее 14-16 млрд. т воды.
По Аганскому месторождению нефтеотдача при сложившейся тенденции достигается лишь при отборе жидкости в 200%) от порового объема, т.е. накопленный отбор жидкости на сегодняшний день должен быть увеличен в 2,46 раза.
По Федоровскому месторождению при сложившейся динамике отборов жидкости достижение проектной нефтеотдачи намечается при увеличении накопленного отбора жидкости примерно в 4 раза, по Правдинскому - в 4 раза, по Аганскому - в 2,4 раза, по Западно-Сургутскому - в 2,8 раза, по Лянторскому - в 4 раза и т.д.
Необходимо иметь в виду, что рассматриваемые месторождения Западной Сибири находятся в поздней стадии разработки и текущие отборы жидкости ниже ранее достигнутых в 3 и более раза, поэтому такое увеличение отбора жидкости при существующей системе и состоянии разработки осуществить трудно как по технологическим, так и по экономическим соображениям. Нужны новые проектные решения по совершенствованию реализуемых систем разработки.
Из рассматриваемых месторождений Республики Татарстан по Ташлиярской и Сармановской площадям Ромашкинского (Д1+Д0) месторождения обеспечивается проектная нефтеотдача при отборе жидкости до 100 % от порового пространства. По этим площадям реально обеспечить нефтеотдачу выше проектной.
По Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Ташлиярской, Холмовской и Карамалинской площадям проектная нефтеотдача может быть достигнута при отборе жидкости не превышающим 150% от порового пространства.
На Абдрахмановской площади потребуется отобрать 200% жидкости к поровому пространству и увеличить отбор по сравнению с накопленным на дату рассмотрения в 1,8 раза (текущий отбор жидкости в два раза ниже максимально достигнутого). При существующей системе задача эта практически не реальна.
По Южно-Ромашкинской и Восточно-Лениногорской площадям достижение проектной нефтеотдачи выходит за рамки 200% отбора жидкости. В целом по гор. Д1+Д0 Ромашкинского месторождения проектная нефтеотдача наступает при отборе жидкости 155 - 160% от порового пространства.
Характеристики вытеснения для Ромашкинского месторождения и его площадей расположены в виде пучка при сравнительно небольшом разбросе значений нефтеотдачи.
В верхней части пучка располагаются Чишминская и Ташлиярская площади, затем Алькеевская, Березовская, продуктивный горизонт в которых представлен 1-2 пластами в отличии от центральных площадей, где в разрезе продуктивного горизонта выделяются до 7 и более сравнительно однородных пластов.
В нижней части пучка располагаются Карамалинская, Зай-Каратайская, Куакбашская - худшие объекты по геологическому строению (неоднородность коллекторов).
Угол наклона кривых к оси отбора жидкости свидетельствует о достаточно высоком потенциале площадей Ромашкинского (Д1+Д0) месторождения, за исключением Абдрахмановской и Зай-Каратайской, где отмечается заметное стремление кривых занять положение, близкое к паралельному оси отборов жидкости.
