Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании содержит в своем составе в среднем (%% объемный), азота-23,52 %, метана-0,98%, этана 22,07 %, высших углеводородов-32,65 %. Это говорит о преобладании низших углеводородов над высшими, сероводорода 0 26 % .

По данным анализа 33 поверхностных проб из 24 скважин нефть турнейского яруса тяжелая, плотность колеблется от 0,9069 до 0,9530 г/см3, в среднем составляя 0,9210 г/см3; вязкая - кинематическая вязкость при 50°С изменяется от 23,79 до 94,96 мкм2/сек, в среднем - 44,29 мкм2/сек; сернистая - серы от 1,5 до 4,0 % в среднем составляет 3,45%, парафинистая - парафина 3,5-4,2%, в среднем 3,53 %.

Содержание смол - от 19,9 до 74%, в среднем - 57,1%, указывают на смолистый характер нефти.

Выход светлых фракций до 300° при разгонке по Энглеру составляет 29-46%, в среднем - 31%.

Кыновский горизонт

Нефть кыновского горизонта исследована как в пластовых, так и поверхностных условиях.

По данным анализов 2 пластовых проб, отобранных в разное время из 1-ойскважины, основные физические параметры нефти следующие: давление насыщения изменяется от 35 до 63 МПа, составляя в среднем 49,0 МПа. Объемный коэффициент - от 1,153 до 1,183, в среднем - 1,168; газовый фактор – от 47,1 до 59,2 м3/т, составляя в среднем 53,15 м3/т; плотность пластовой нефти - 0,807 до 0,825 г/см3, в среднем - 0,816 г/см3; сепарированной - от 0,870 до 0,870 г/см3, составляя в среднем - 0,870 г/см3; вязкость пластовой нефти - 5,17 МПа·с.

Растворенный в нефти газ при разгазировании содержит в своем составе в среднем: метана - 41,8%, этана - 22,0%, пропана - 21,2%.

Приведенные данные свидетельствуют о преобладании низших углеводородов над высшими. Азота в газе содержится в среднем 3,5%.

По данным анализов 2 поверхностных роб, отобранных из 2-х скважин, нефть кыновского горизонта имеет следующую характеристику. Плотность нефти изменяется от 0,871 до 0,899 г/см3, составляя в среднем 0,885 г/см3, вязкость при 50°С составляет 17,29мкм2/с; нефть сернистая – содержание серы 1,8%, парафинистая - 4%, при колебании 3,7÷4,3%. Нефть смолистая, смол - 42%, при изменении 40-44%.

Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.

По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.

По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.

Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.

Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут.

ТАБЛИЦА 2. Характеристика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на 1 января 2005 года

Средний дебит для жидкости для фонтанного способа эксплуатации уменьшается, а с использованием электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса дебит жидкости увеличивается на 2,0 т/сут и 0,1 т/сут соответственно.

2.3 Анализ выработки пластов

Основными объектами разработки на Нурлатском месторождении являются терригенные отложения кыновского и бобриковского возрастов, в которых заключено более 65 % извлекаемых запасов нефти по категории В+С1. Они характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, которая создает дополнительные трудности при выработке запасов нефти.

В целом на месторождении добыча нефти велась 181 скважиной и составила на 01.01.2004 4,874 тыс. т или 33,5 % от утвержденных извлекаемых запасов по категории В+С1. Начальные дебиты нефти в скважинах варьируют от 1,0 до 108 т/сут.

Нижним объектом эксплуатации на месторождении являются продуктивные отложения пласта До-б кыновского горизонта верхнего девона, вступившие в промышленную эксплуатацию в 1975 году .

Уже через три месяца после начала разработки, несмотря на небольшой объем извлеченной жидкости, наблюдалось быстрое падение пластового давления. В зоне отбора оно снизилось с 20,0 до 16,5 МПа. Одной из причин могла быть плохая гидродинамическая связь законтурной области с зоной отбора, другой - малый объем (45 тыс.м3) воды, закачанной в пласт.

Это доказывает, что в залежах пластово-сводавого типа на начальной стадии разработки при удалении зоны отбора от краевых вод на расстояние более, чем расстояние сетки скважин, влияние законтурной области практически отсутствует и давление в указанной зоне пласта быстро падает.

С целью оптимизации добычи нефти на залежи с 1976 г. внедрена система ППД с использованием законтурного, внутриконтурного, очагового заводнения. Всего на кыновской залежи были введены в работу 23 нагнетательные скважины. Соотношение их к эксплуатационным составило 1: 3. Объем закачанной в пласт жидкости равен 6624 тыс. м3, что составляет 140 % от отбора жидкости в пластовых условиях.