Для аналізу ефективності нафтогазовилучення, пошуку і оцінки резервів його підвищення обрано Струтинське нафтове родовище.

В наступному підрозділі буде проведено аналіз динаміки показників, що характеризують ефективність нафтовилучення на Струтинському родовищі.

3.2. Стан розробки Струтинського родовища

протягом 2001 – 2005 років.

Видобуток нафти із Струтинського родовища розпочато в 1962 році. Основні запаси нафти тут пов’язані із Струтинським і Північно-Струтинським блоками, де промислово-нафтоносними є вигодські, нижньоменілітові та верхньо-середньоменілітові відклади, які розробляються із заводненням. На інших блоках промислово-нафтоносними є лише верхньо-середньоменілітові відклади, які через низькі фільтраційні властивості колекторів розробляються на режимі виснаження.

В 1976 –1991 роках у покладах Струтинського і Північно-Струтинського блоків була створена 30% облямівка водних розчинів ПАР, яка з серпня 1991 року просувається по пластах шляхом нагнітання води.

Струтинський і Північно-Струтинський блоки забезпечують від 92% до 93% поточного видобутку нафти із родовища, а накопичений видобуток нафти із них перевищує 96,9% від загального. В названих блоках 80% початкових видобувних запасів нафти менілітового покладу пов’язані із нижньоменілітовими відкладами і 20% - з верхньо-середньоменілітовими.

В регіональному тектонічному плані Струтинське родовище розташоване в центральній частині Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину. Родовище пов’язане з Верхньо-Струтинською складкою, яка належить до 1-го ярусу структур. В структурному плані ця складка представляє собою асиметричну лінійну антикліналь з відносно похилим південно-західним крилом, яке занурюється під Спаську складку і Берегову скибу, та крутим підвернутим північно-східним крилом. Довжина складки – 18,5 км., ширина – від 1,4 до 3,5 км.

Поперечними тектонічними порушеннями типу скиду – зсуву Верхньо-Струтинська складка розбита на сім блоків: Північно-Оболонський, Оболонський, Нижньо-Струтинський, Спаський, Північно-Струтинський, Струтинський і Вільхівський, причому перші чотири блоки є складовою частиною Підборівської ділянки.

Промислова нафтоносність пов’язана з вигодськими відкладами еоцену і менілітовими відкладами олігоцену. У менілітових відкладах основним об'єктом розробки є нижньоменілітовий поклад. Нафтонасичені пісковики середньо і верхньоменілітових відкладів є низькопродуктивними, характеризуються низькими колекторськими властивостями.

Нафтові поклади родовища відносяться до пластових, склепінних, тектонічно екранованих. Поклад нафти, виявлений у відкладах верхньо-середньоменілітової підсвіт знаходиться в межах всіх блоків, а поклад нафти, виявлений у відкладах нижньоменілітової підсвіти знаходиться в межах Струтинського і Північно-Струтинського блоків. Вигодський нафтовий поклад поширений як нижньоменілітовий в межах Струтинського і Північно-Струтинського блоків.

Як і інші Струтинське родовище відноситьтся до категорії родовищ з важковидобувними запасами.

В таблиці 3.3. проводиться динаміка технологічних показників розробки Струтинського родовища за період 2001-2005 років.

Відсоток виконання плану по видобутку нафти і газу – в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2. – Виконання плану по видобутку нафти і газу.

Показники | % виконання плану по роках у порівнянні з проектним

2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005

1.Видобуток нафти | 97,95 | 103,87 | 102,88 | 125,46 | 133,88

2.Видобуток нафтого газу | 206,89 | 195,08 | 175,41 | 258,00 | 195,24

3.Коефіцієнт нафтовилучення | 99,88 | 99,87 | 99,94 | 100,18 | 100,71

Дані таблиці 3.3. свідчать, що фактичні рівні видобутку нафти протягом 2001 –2005 років практично відповідають проектним. Однак досягнуто це за рахунок високої ефективності розробки Струтинського і Північно-Струтинського блоків при низькій продуктивності решти ділянок.

З таблиці 3.3. видно, що протягом аналізованого періоду розробка родовища відбувалась практично незмінним фондом видобувних свердловин 51, дебіти нафти яких коливались в межах 1,8-2,8 тони на добу при обводненні продукції від 65,2% до 71,1%. Сверловина 7 – Струтинська через низьку продуктивність у 2004 році переведена у контрольні.

Видобуток нафти за 2001-2005 роки збільшився від 33,6 до 41,1 тис. тонн, при стабільному дебіті свердловини дві тони на добу. Лише у 2001 році спостерігається перевищення середнього планового дебіту над фактичним, що призвело до зменшення видобутку нафти і недовиконання плану по видобутку на 2,05%.

З 2002 року спостерігається повільне зростання дебіту з 2,1 до 2,32 тони на добу (2005 р.) і протягом цих чотирьох років ми бачимо перевищення фактичного середнього дебіту над плановим у кожному році. За цей період ( 2002-2005 роки) план по видобутку нафти було перевиконано на 3,87% - у 2002році, 2,88 % - у 2003 році, 25,46% - у 2004 році і 33,88% - у 2005 році, що означає, що понад план було видобуто відповідно 1,4 тис. тонн, 1 тис. тонн, 8,3 тис. тонн, 10,4 тис. тонн.

Таблиця 3.3. – Динаміка технологічних показників розробки Струтинського родовища за період 2001 –2005 років.

Показники | РОКИ

2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005

Про-ект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт | проект | факт

1. Видобуток нафти, тис.тонн.

-річний

-накопиче-ний |

34,3

3225,1 |

33,6

3221,6 |

36,2

3261,3 |

37,6

3259,2 |

34,7

3296 |

35,7

3294,9 |

32,6

3328,6 |

40,9

3335,8 |

30,7

3359,2 |

41,1

3376,9

2. Видобуток нафтового газу, млн.м3 | 5,8 | 12 | 6,1 | 11,9 | 6,1 | 10,7 | 5 | 12,9 | 6,3 | 12,3

3. Видобуток рідини, тис. тонн. | 106,6 | 112,9 | 106,7 | 118,2 | 102,5 | 123,4 | 98,2 | 117,7 | 94,5 | 119,9

4. Коефіцієнт нафтовилучення, долі одиниці. | 0,1620 | 0,1618 | 0,1639 | 0,1637 | 0,1656 | 0,1655 | 0,1672 | 0,1675 | 0,1688 | 0,1700

5. Відсоток відбору від початкових видобувних запасів. | 0,6 | 1 | 0,54 | 1,15 | 0,49 | 1,08 | 0,44 | 1,24 | 0,4 | 1,19

6. Середньорічна обводненість продукції,% | 68 | 70,2 | 66 | 68 | 66 | 71,1 | 67 | 65,2 |