Геологическое

1.5 Запасы нефти

Запасы нефти (балансовые/извлекаемые) в бухарских слоях палеогенах впервые подсчитывались в 1968 году тематической партией при Ферганской ГПК ПО “Узбекнефть” [1] и составили по категории С₁ 5262/2107 тыс. т.
Основные сведения о подсчетных параметрах и запасах нефти по месторождению приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Подсчетные параметры и запасы нефти

Горизонт	Кате-гория запасов	Площадь нефте-носности, тыс. м^2	Нефтенасы-щенная толщина, м	Объем залежи, тыс. м^3	Коэффициенты		Плотность нефти, кг/м^3	Газовый фактор, м^3/т	Пере-счетный коэффи-циент	Запасы нефти, тыс. т		Коэффициент нефтеотдачи
					открытой пористости	нефтенасы-щенности				геологи-ческие	извле-каемые
Утвержденные ГКЗ (1969 г.)
	С1	3256	10,44	34000	0,2	0,8	987,0	5,0	0,98	5262	2107	0,4
Пересчитанные ПО «Узбекнефть» (1992 г.)
Горизонт I	В	3040	10,85	32975	0,1299	0,5678	992,5	5,0	0,9576	3318,900	779,941	0,235
Горизонт II	В	2610	10,52	27450	0,1055	0,6389	984,2	5,0	0,9576	1743,800	713,281	0,237
Горизонт IIIа	А	2455	10,92	26812,5	0,1039	0,6021	984,2	5,0	0,9576	1811,633	471,025	0,260
Горизонт IIIб	А	1980	11,34	22,450	0,1206	0,5000	984,2	5,0	0,9576	1699,810	481,046	0,283
Итого	А+В									8574,143	2145,293

2 Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки

2.1 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

Общие сведения о результатах исследования скважин и пластов, полученные за период пробной эксплуатации месторождения, приводятся в таблице 3.1.
Таблица 3.6 – Результаты исследования скважин и пластов

Наименование	количество		Интервал измерения	Среднее значение по пласту
	скв.	измерений
Начальное пластовое давление, МПа	11	11	10,2-11,4	10,8
Пластовая температура, ^ОС	5	5	53-55	54
Геотермический градиент, ^ОС	-	-	2,66-2,82	2,74
Дебит нефти, т/сут.	4	14	2,5-26,8	14,65
Обводненность вес. %	4	14	0-2,0	1,0
Газовый фактор, м^3/т	3	10	4-6	5
Удельная продуктивность, м^310/м. сут. МПа	2	7	0,216-0,370	0,345
Удельная приемистость, м^310/м. сут. МПа	-	-	-	-
Гидропроводность, м^310^-11/Пас	2	4	7,17-12,33	11,62
Приведенный радиус, м	-	-	-	0,0135
Пъезопроводность 10^4 м^2/с	2	4	0,026-0,044	0,041
Проницаемость, мкм^2	2	4	2,41-4,15	3,911
Дебит газа, тыс. м^3/сут.	-	-	-	-
Содержание стабильного конденсата, г/м^3	-	-	-	-
При расчетах принято:
Средн. депресс. на пласт, мПа	2	7	1,16-7,25	4,20
Средн. дин. вязкость нефти, Па·с	-	-	-	0,35
Сред. плот нефти в пов. ус., г/см^3	4	14	0,984-0,990	0,987
Сред. объем коэф. пл. нефти, м^3	-	-	-	1,027
Сред. глуб. прод. объекта, м	-	-	-
Сред. темпер. на поверх. земли ^оС	-	-	-	20,0

По начальным результатам исследований скважин средние значения продуктивности и проницаемости нефтяной толщи составляют, соответственно 3,6 м³/сут. мПа и 3,9 мкм², текущие величины указанных параметров (оценённые на основании накопленных показателей разработки) составляют 31,6 м³/сут. мПа и 6,7 мкм².

Как видно из этого сравнения, продуктивность пласта в первом случае почти в 9 раз меньше по сравнению со вторым.
Это связано с наличием притока из пласта почти безводной нефти на начальном этапе эксплуатации скважин, при котором средняя депрессия на пласт достигала 4,2 мПа.
В последующем, в связи с резким ростом обводненности (уменьшение средней вязкости жидкости), продуктивность пласта стала возрастать до 31,6 м³/сут. мПа.
Повышение значений средней проницаемости пласта во втором случае указывает на то, что продуктивный коллектор в целом по залежи обладает высокой трещиноватостью, как вертикально, так и по горизонтали. Это в основном создаёт благоприятные условия для проникновения к забоям скважин как пропластковых, так и подошвенных вод. При этом основной напор пластовых вод расходуется по указанным выше каналам, сравнительно менее затрачиваясь на вытеснение запасов нефти, сосредоточенных в матрице.

2.2Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения

2.2.1Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Глубокое разведочное бурение на площади Амударья началось в декабре 1964 г. Разведка площади проводилась по профильной системе расположения скважин. Профили размещались вкрест простирания складки. Всего было пробурено три профиля, каждый из них имеет по три скважины. Расстояние между профилями определялось в 3 км, а между скважинами каждого профиля 500 м. Кроме этих профилей на северном погружении складки пробурено 3 скважины на расстоянии 1,1 км от первого профиля, а также 2 скважины в своде. Расстояние между скважинами определялось в 500-750 метров.
Эксплуатационное бурение скважин начато в 1968 г. Учитывая небольшие размеры нефтяной залежи, природные режимы дренирования и средние величины проницаемости, была принята двухрядная система размещения скважин (один центральный осевой и один внешний кольцевой ряды). Размещение скважин в пределах площади нефтеносности производилось по треугольной сетке.
Основной фонд скважин (42 ед.) был пробурен в период с 1964 по 1973 г. По состоянию на 01.05.2012 г. на месторождении пробурено 65 скважин различного назначения, из которых в эксплуатации были задействованы 58 скважин. Сведения о текущем состоянии фонда скважин приведены в таблице 3.2. Сведения о скважинах пробуренных на месторождении Амударья приведены в таблице 3.3.
Весь фонд добывающих скважин эксплуатируется глубинно-насосным способом.
Нефтяное месторождение Амударья является многопластовым. В пределах бухарских слоев палеогена выявлены 4 нефтяные залежи (горизонты I, II, IIIа, IIIб) пластово-сводового типа. Ввиду отсутствия полных данных добычи отдельно по горизонтам в данной работе анализ основных технологических показателей разработки выполнен по месторождению в целом.
Месторождение Амударья разрабатывается с 1966 г. (в т. ч. находилось в пробной эксплуатации до 1968 г., а в промышленной с 1969 г.).
Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным (ШГН) способом.
Рассмотрим динамику основных технологических показателей разработки по месторождению в целом (таблица 3.4, рисунок 3.1).
Таблица 3.7 – Состояние фонда скважин месторождения Амударья (на 01.05.2012 г.)

Фонд скважин	Категория скважин	Количество скважин	Номера скважин
Общий фонд скважин	Всего пробурено:	65	1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65
Фонд добывающих скважин	Всего в т. ч. глубинно-насосных в простое из-за планового технического ремонта в простое по причине отсутствия оборудования	44 40 3 1	1, 9, 11, 13, 15, 16, 17, 18, 22, 23, 24, 25, 27, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 46, 47, 48, 49, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 63, 64, 65 1, 9, 13, 16, 17, 18, 22, 23, 24, 25, 27, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 38, 39, 40, 41, 42, 46, 47, 48, 49, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 63, 65 15, 43, 64 11
Фонд скважин, не дающих продукцию	Нагнетательные Контрольные Ликвидированные в т.ч. после эксплуатации в т.ч. после бурения по геологическим причинам в т.ч. после бурения, выполнившие свое назначение	1 7 13 6 2 5	21 10, 28, 37, 44, 45, 60, 62 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 12, 14, 19, 20, 26, 50 8, 12, 19, 20, 26, 50 2, 3 4, 5, 6, 7, 14

Таблица 3.8 – Сведения о скважинах, пробуренных на месторождении Амударья

№№ скв.

Назначение

Альти-туда, м

Начало бурения

Окончание бурения

Глубина, м

Конструкция скважин

Состояние скважин на 01.05.2012 г.

проект-ная

факти-ческая

направление

кондуктор

техническая колонна

зксплуатацион-ная колонна