© 2000, Гимназия №4....
ПОКРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность связана с отложениями ка- ширского (пласт Ад ), верейского (А,, А;,, Аз) горизонтов, башкирского яруса (Ад), окского надгоризонта (Од), бобриковского горизонта (Б^) и турнейского яруса (Т,). Кроме этого, в отложениях пермской системы выявле- на газонефтяная залежь в арти иском и газовая залежь в уфимском ярусах (рис. 71). Месторождение введено в промышленную разработку в 1963 г. Проектом разработки предусмотрено выделение четырех самостоятельных объектов: пласты А, + А2 + Аз, А4, Б2 и Т1 пласты А0 иО3 определены как возвратные объекты. Основными по запасам нефти являются пласты бобриковского и верейского горизонтов.
Объект 1 (пласты А1 + А2 + А3) представлен терригенными породами. Залежь плстового типа. Пористость пласта составляет 22%, проницаемость - 0,152 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 3,88 мПас. Залежь содержит 26,0% извлекаемых запасов нефти месторождения. Из объекта добыто 9678,3 тыс. т нефти, что соответствует коэффициенту извлечения нефти 0,272; степень выработки извлекаемых запасов составляет 54,4%, обводненность равна 23,1%. Текущий темп отбора начальных извлекаемых запасов - 0,94%, компенсация отбора жидкости закачкой за 1994 г. 4,4%, суммарная - 89,0%. Пластовое давление с начального значения 18,7 мПа снизилось по участкам до величины 0,2 - 11,0 мПа. За последние три года отборы нефти превышали проектные уровни. Основной причиной этого является больший, чем по проекту, дебит добывающих скважин по нефти при близких значениях проэктного фактического дебита по жидкости, что привело к более благоприятной текущей динамике обводнения: 23,5% при проектном значении - 61,1%. По проекту к 1995 г. на объекте должны были быть введены в эксплуатацию 130 добывающих и 41 нагнетательных скважин, фактически действует 67 добывающих скважин, нагнетательные практически не работают, так как закачка воды Сведена к минимуму.
Объект 2 (пласт А4) сложен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 16%, проницаемость - 0,162 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 3,32 мПа.с. Запасы нефти объекта составляют 19% от общих запасов месторождения. Из пласта извлечено 11837,2 тыс. т нефти, что составляет 93,4% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,467 при обводненности 71,1%. В 1994 г. добыто 140,8 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил 1,11%. Пластовое давление в залежи равно 15,4 мПа при начальном - 18,8 мПа. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 153,4%, суммарная - 138,7%. Последние годы фактическая добыча нефти была ниже проектной на 7-15%. Основной причиной невыполнения проектных уровней добычи нефти является заниженный фонд добывающих скважин - менее проектного на 17 единиц, а также тот факт, что дебиты скважин по жидкости ниже пред полагаемых на 7-14%.
Объект 3 (пласт Б2) представлен терригенными отложениями. Залежь пластового типа. Пористость пласта составляет 20%, проницаемость - 0,834 мкм2 , вязкость нефти в пластовых условиях - 2,93 мПа.с. Нефтяная залежь пласта Б2 является основным объектом разработки Покровского месторождения, в ней заключено 42,5% извлекаемых запасов. Из пласта Б^ добыто 21573,7 тыс. т нефти, текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,455, степень выработки извлекаемых запасов - 76%. Обводненность добываемой продукции достигла 79,1%. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,68%. Компенсация отбора жидкости закачкой в 1994 г. составила 91,8%, суммарная - 117,1%. Пластовое давление в среднем по пласту - 19,6 мПа, при начальном - 26,0 мПа. Достигнута стабилизация пластового давления. За последние 3 года отмечается превышение фактических годовых отборов нефти над проектными. Причем, это достигнуто меньшим фондом добывающих скважин, дефицит категории которых составил 69 единиц. Основной причиной получения более высоких уровней добычи нефти явилась большая продуктивность скважин, по сравнению с проектной. Фактический дебит нефти превышал ожидаемый в 1,8-2,5 раза. В действующем нагнетательном фонде находится на 30-47 скважин меньше проекта (55- 73%), однако за счет большей (в 1,7-2,5 раза) премистости компенсация отбора жидкости находится на достаточно высоком уровне.
Объект 4 (пласт Т,) сложен карбонатными породами. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 11%, проницаемость - 0,019 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,86 мПа.с. Запасы нефти турнсйского яруса составляют 6,2% общих извлекаемых запасов месторождения. Из пласта извлечено 3189 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,309, степень выработки извлекаемых запасов - 77,2% при обводненности продукции - 74,8%. Темп отбора в 1994 г. составил 0,78% от начальных извлекаемых запасов. Текущая компенсация отбора жидкости равна 234,7%, накопленная - 115,9%. Пластовое давление, в среднем по залежи, находится на уровне 20,4 мПа, при начальном - 26,0 мПа. В настоящее время уровни добычи нефти при меньшем количестве добывающих и нагнетательных скважин превышают проектные значения на 35-14,6%. Связано это, в основном, с большей, по сравнению с проектной, продуктивностью скважин как по нефти, так и по жидкости. Кроме того, отмечается более благоприятная динамика обводнения добываемой продукции. В целом по месторождению в 1992-1994 гг. отборы нефти превышали проектные значения на 6,7-11,1%, при этом обводненность продукции была ниже проектной на 7,7-11,6%.
В АО «Оренбургнефть» применяются методы увеличения нефтеотдачи, основу которых составляют гидродинамические. Максимальный эффект от гидровоздейсгвня на Покровском месторождении составил около 88 тыс. т. В перспективе намечается комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи: щелочное заводненис (пласт А4) и гидроразрыв пластов.
На главную