Презентация (3)

1. Анализ разработки пласта Б-2 Тополевского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения

Выполнил студент 4-22ИНГТ-276/ИС
Никулин Игорь Николаевич
Руководитель ВКР: к.т.н, доцент Новиков В.А.

2. Общие сведения о месторождении

Обзорная карта района работ Бариновско-Лебяжинского месторождения
В
административном
отношении
месторождение
расположено
в
границах
Волжского района Самарской
области в 40 км к юго-востоку от г.
Самара.
2

3. Геологическое строение пласта Б-2

Схематический геолого-литологический профиль
Параметры
Средняя глубина залегания кровли
Абсолютная отметка ВНК
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефте/газоносности
Средняя общая толщина
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
Коэффициент пористости
Коэффициент нефтенасыщенности пласта
Проницаемость
Коэффициент песчанистости
Расчлененность
Начальная пластовая температура
Начальное пластовое давление
Вязкость нефти в пластовых условиях
Плотность нефти в пластовых условиях
Плотность нефти в поверхностных условиях
Объемный коэффициент нефти
Содержание серы в нефти
Содержание парафина в нефти
Относительная плотность газа по воздуху
Давление насыщения нефти газом
Газосодержание
Содержание сероводорода ( в газе теперь)
Вязкость воды в пластовых условиях
Плотность воды в поверхностных условиях
Коэффициент продуктивности
Размерность
м
м
тыс.м2
м
м
доли ед.
доли ед.
мкм2*10-3
доли ед.
ед.
оС
МПа
мПа*с
(кг/м3)*10-3
(кг/м3)*10-3
доли ед.
%
%
б/р
МПа
м3/т
%
мПа*с
(кг/м3)*10-3
м3/сут * МПа
Значение
2207
-2148,7
неполно-пластовая
терриген.
3457
4,9
3,3
0,2
0,86
1446
0,67
2,15
52
22,6
3
0,818
0,837
1,052
1,35
5,69
1,156
4,25
20,2
2,63
0,96
1,1783
1,9
3

4. Геологическое строение части пласта Б-2

Структурная карта по кровле пласта
Карта начальных нефтенасыщенных
толщин пласта
4

5. Подсчет запасов объемным методом пласта Б-2

Qгеол = F·h·m·α·ρпов ·ϴ
F – площадь залежи, тыс.м2;
h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;
m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли ед;
α – коэффициент насыщения пласта нефтью, доли ед;
ρпов – плотность нефти на поверхности, т/м3;
ϴ - пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ϴ=1/b
(b-объёмный коэффициент пластовой нефти).
Расчеты начальных и остаточных на 01.01.2026 г. геологических и извлекаемых запасов
нефти пласта Б-2 составили:
- геологические (начальные/остаточные) – 1561/1097 тыс.т;
- извлекаемые (начальные/остаточные) – 866/402 тыс.т;
5

6. Анализ разработки пласта Б-2

За 2025 год добыча нефти составила 22,2 тыс.т., жидкости 242,5 тыс.т., обводненность
90,8%. Среднесуточный дебит по нефти 13,7 т/сут., 149,5 т/сут. по жидкости. Темп отбора
НИЗ 2,6%. Добывающий фонд пять скважи.
На 01.01.2026 года накопленная добыча нефти составляет 464 тыс.т., жидкости 4698 тыс.т.
Степень выработки НИЗ 53,5%. Накопленная закачка воды составила 0,6 тыс.м3, при
накопленной компенсации отбора закачкой 0,03%. Текущий КИН достиг 0,297 против
утвержденного 0,555.
6

7. Анализ разработки пласта Б-2

Карта текущих отборов жидкости и
закачки воды
Карта накопленных отборов жидкости
и закачки воды
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
-- скважина добывающая, оборудованная ЭЦН
-- скважина добывающая, оборудованная ШГН
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
-- скважина, переведенная на другой пласт
-- скважина добывающая, оборудованная ЭВН
-- скважина добывающая, оборудованная ЭЦН
-- скважина добывающая, оборудованная ШГН
-- скважина нагнетательная
-- скважина пьезометрическая
-- скважина ликвидированная добывающая
-- текущий дебит жидкости
-- скважина нагнетательная
-- скважина пьезометрическая
нефть
-- скважина добывающая, оборудованная ЭВН
вода
-- скважина ликвидированная добывающая
нефть
-- накопленный отбор жидкости
-- текущая закачка
вода
-- внутренний контур нефтеносности
-- накопленная закачка
-- внешний контур нефтеносности
53
--
219 - 95%
номер скважины
дебит жидкости (приемистость), т/сут (м 3 /сут) - обводнённость, %
152
3 -24
-- внешний контур нефтеносности
-- внутренний контур нефтеносности
номер скважины
-Накопленная добыча воды (тыс.т) - нефти (тыс.т)
7

8. Анализ выполненных ГТМ пласта Б-2

КРС; 7.3; 25%
ДП; 2.7; 9%
ВБД; 4.2; 14%
Наиболее эффективные ГТМ – переводы
и приобщения, и интенсификация добычи
нефти
ОПЗ; 6.9; 23%
ИДН; 2.5; 9%
ПиП; 5.9; 20%
40
35.3
30
25
21.3
20
19.4
17.1
15
14.3
11.2
10
5
ВБД
ДП
КРС
ОПЗ
ИДН
0
ПиП
Всего за последние пять лет проведено 9
геолого-технических
мероприятий. По
итогам проведенных ГТМ суммарная
добыча составила 29,5 тыс.т нефти. В
среднем на одну скважинно-операцию
пришлось
3,3
тыс.т
дополнительно
добытой нефти.
Удельный прирост дебита
нефти, т/сут./скв*опер
35
8

9. Энергетическое состояние пласта Б-2

Годовая добыча жидкости, тыс. т,
Закачка воды, тыс. куб. м
450
30
Рнач=24.6 МПа
25
400
350
300
250
20
Рнас=4.25 МПа
15
200
10
150
100
5
Пластовое давление, МПа
500
50
0
0
200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025
Добыча нефти, тыс.т.
Закачка воды, тыс.м^3
Начальное пластовое давление. МПа
Годы
Добыча жидкости, тыс.т
Пластовое давление, МПа
Давление насыщения, МПа
На всем протяжении разработки наблюдается плавное снижение пластового давления.
По состоянию на 01.01.2026 г. в связи с низкими отборами пластовое давление по залежи
стабилизировалось. Текущее пластовое давление по залежи фиксируется в среднем на
уровне на уровне 20,0 МПа, что ниже начального на 4,6 МПа (на 18,7%).
Таким образом, можно сделать вывод, что залежь характеризуется отличной связью с
законтурной областью.
Энергетическое состояние залежи удовлетворительное.
Дальнейшая разработка залежи может продолжаться без поддержания пластового
9
давления.

10. Анализ фонда скважин пласта Д-I

На 01.01.2025 г. всего пять действующих добывающих скважин, все пять оборудованы
ЭЦН.
В нагнетательном фонде нет действующих скважин
Распределение по дебитам нефти
Распределение по обводненности
2
2
1
Количесвто скважин
3
1
1
1
2
2
1
1
1
1
85-90
90,1-91
>91
0
0
0-5
5,1-15
15-40
0-85
>40
Дебит нефти, т/сут.
Обводненность, %
Распределение по дебитам жидкости
3
Количесвто скважин
Количество скважин
3
2
2
1
1
1
1
100-500
>500
0
0-50
50-100
Дебит жидкости, м3/сут.
10

11.

Сравнительный анализ проектных и
фактических показателей пласта Б-2
22.2
25
20
17.7
15
11.5
16.4
15.2
10.4
14.2
11.4
13.3
8.6
10
5
0
2021
2022
2023
2024
проект
т/сут
16
14
12
10
8
6
4
2
0
6.3
6.4
6.2
2021
2022
5.2
2023
проект
ед.
8
7
6
5
4
3
2
1
0
308.5
135.3
142.6
158.3
2021
2022
2023
проект
160
140
120
100
80
60
40
20
0
5.5
6.7
2024
2025
7
127.1
75.7
2021
7
7
5
2025
факт
127.6
128.1
85.1
2022
149.5
128.8
118.7
128.8
2024
2025
95.6
2023
факт
120
80
5
312.7
Обводненность
100
5
2024
проект
факт
7
312.7
Дебиты жидкости
Добывающий фонд скважин
7
310.8
242.5
т/сут
5.9
309.7
203.1
факт
13.7
6.7
350
300
250
200
150
100
50
0
2025
Дебиты нефти
7.3
Добыча жидкости
тыс.т
Добыча нефти
тыс.т
5
4
94.3
94.7
95.1
95.4
95.7
91.5
92.7
94.6
94.4
90.8
2021
2022
2023
2024
2025
60
40
Превышение проектных показателей
наблюдается в 2025 г., фактическая добыча
была больше на 8,9 тыс.т. (на 66,8%).
Недостижение проектных показателей
объясняется в 2021-2024 гг.: в 2021 г.
добыча нефти была меньше на 6,2 тыс.т.
(на 35,0%), в 2022 г. – на 6,0 тыс.т. (на
36,8%), в 2023 г. – на 6,6 тыс.т. (на 43,6%), в
2024 г. – на 2,8 тыс.т. (на 19,6%).
Превышение в 2025 г. объясняется
выполнение
дополнительного
ГТМ,
который по проекту предусматривался к
выполнению в более поздние года,
фактическими
большими
дебитами
жидкости скважин, более благоприятной
динамикой обводнения скважин.
Добыча жидкости меньше на всем
рассматриваемом периоде на -22,5-56,1%.
20
0
2021
2022
проект
2023
2024
факт
2025
проект
факт
11

12. Составление прогноза показателей разработки на перспективный период

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проведем
соответствующие расчеты. Для обводненности больше 70% применяется расчет
перспективного плана добычи нефти по методу Камбарова Г. А.
Прогнозный расчет произведен с 2026 по 2040 годы, до достижения предельной
обводненности 98%. Расчетное значение извлекаемых запасов составило 591 тыс.т при
утвержденном значении 866 тыс.т. За анализируемый период утвержденное значение КИН,
равное 0,555 д.ед. не будет достигнуто. К 2040 году КИН составит 0,379 д.ед. Обводненность
добываемой продукции достигнет 98,0%, степень выработки 68,3%.
Годы
2026
2027
2028
2029
2030
…
2036
2037
2038
2039
2040
Прогнозная годовая
добыча, тыс. т
нефти
воды
жидкости
14.3
13.0
11.8
10.8
9.9
…
6.4
6.0
5.6
5.2
4.9
232.3
234.3
236.0
237.6
238.9
…
244.4
245.0
245.5
246.0
246.5
246.6
247.3
247.9
248.4
248.9
…
250.7
250.9
251.1
251.3
251.4
Обводненность, %
94.2
94.7
95.2
95.6
96.0
…
97.5
97.6
97.8
97.9
98.0
Прогнозная накопленная
добыча, тыс. т
нефти
воды
477.9
490.9
502.8
513.6
523.5
…
569.5
575.4
581.0
586.2
591.2
4466.5
4700.8
4936.8
5174.4
5413.3
…
6867.6
7112.5
7358.1
7604.1
7850.6
Темп
Темп
Текущий
отбора отбора
КИН, д.
жидкост нефти,
жидкости
ед
и, %
%
4944.4
19.4
1.7
0.306
5191.7
19.4
1.5
0.314
5439.6
19.4
1.4
0.322
5688.0
19.4
1.3
0.329
5936.8
19.4
1.1
0.335
…
…
…
…
7437.0
19.4
0.7
0.365
7687.9
19.4
0.7
0.369
7939.0
19.4
0.6
0.372
8190.3
19.4
0.6
0.376
8441.7
19.4
0.6
0.379
12

13. Оценка эффективности сложившейся системы разработки и рекомендации по ее регулированию

Рассмотренный анализ геологического строения залежи, оценка текущего
состояния разработки, сравнение проектных и фактических показателей
разработки показали, что:
- объект находится на третьей стадии разработки;
- по результатам анализа работы скважин пласт в основном промыт, остаточные
запасы сосредоточены в северо-западной части залежи;
- результаты эксплуатации залежи и поведения пластового давления
доказывают отличную активность законтурной водонапорной области, и
дальнейшую разработку можно продолжать без ППД;
- действующих добывающих скважин – пять;
- за последние пять лет четыре раза фактические показатели были ниже
проектных;
На основании проведенного анализа (значение обводненности 90,8% больше
значения степени выработки 53,5% на 37,3%), и недостижения проектных
показателей разработки при расчете прогнозных показателей, я делаю о
неэффективности сложившейся системы разработки.
13

14. Выводы и рекомендации

2286
2
4
В1
6
201
8
А6р.206
2285
2
Б2+В1
А6р.206
205
Б2+В1+ДЛ
--скважина добывающая, оборудованная ЭЦН,
добывающая совместная
--скважина добывающая, СВАБ
206
204
Б2+В1+ДЛ
--скважина пьезометрическая добывающие/нагнетательные
2286_2
201_2
-- скважина добывающая,
переведенная на другой объект
-- скважина, рекомендуемая к переводу
на другой объект
-- скважина добывающая,
рекомендуемая к переводу с другого объекта
-- скважина, рекомендуемая к переводу
в пьезометры
-- скважина добывающая проектная,
совместная
203_2
В1 203
4
А6р.206
200_2
Б2+В1
2290
200
10
8
6
4
2
2
2284
В1+ДЛ
-- нагнетательные, добывающие скважины ликвидированные,
в ожидании ликвидации
-- бурение бокового ствола
2276
2
Тополевское поднятие
-- внешний контур нефтеносности
2291
Б2+В1
В1
2282
Разработка ведется недостаточно эффективно, с учетом проведенного анализа, а
также проектных рекомендаций считаю необходимым реализацию следующих
мероприятий х:
- бурение БС – одна скв.-операция;
- перевод скважин с других объектов – три добывающих;
- внедрение оборудования ОРД – одна скв.-операция.
14