Реферат: Характеристика месторождения

Как уже отмечалось ранее, объект ПК₂₀¹ находится на первой стадии разработки, но тем не менее, из 21 скважины 8 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5.1. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 5 т/сут. работает 4 скважины, что составляет 19%, с дебитом от 5 до 20 т/сут – 9 скважин (42,8%) и с дебитом от 20 до 50 т/сут. – 8 скважин (38%).
Таблица 3.2.5.3. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
0–5				1	1	1	1	4
5–10			1		2	1		4
10–20		1	1	1	2			5
20–30		1	1	1				3
30–40	2							2
40–50		1	2					3
Итого	2	3	5	3	5	2	1	21

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 50% работает почти половина скважин, с высокой обводненностью более 90% отмечены 3 скважины или 14,2%.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что более половины имеют накопленную добычу нефти менее 1 тыс. т и только 2 скважины отобрали чуть больше 5 тыс. т ввиду очень непродолжительного срока эксплуатации.

Информации по гидродинамическим исследованиям практически нет ввиду того, что 90% действующего фонда оборудовано электроцентробежными насосами. За время работы замеры пластового давления были проведены в четырех скважинах, а среднее значение составило 11,2 МПа. Забойное давление было замерено в пяти скважинах и оценивается величиной 9,3 МПа.

Объект БВ₁₀. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 39748 тыс. т, что составляет 10,7% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 9750 тыс. т или 10,4% от всех извлекаемых запасов. Пласт БВ₁₀ эксплуатируется с 2003 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 2 скважины (1035, 1039), которые до возврата с находились под нагнетанием на ЮВ₁. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде на объекте числится 1 добывающая скважина, которая в настоящее время находится в простаивающем фонде. Нагнетательных скважин на объекте нет.

На дату анализа на объекте было добыто 1,025 тыс. т нефти, 20,9 тыс. т жидкости и 0,203 млн. м³ газа при средней обводненности 95,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины с начала разработки по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости – 58,6 т/сут. Средний газовый фактор – 198 м³/т.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила 0,553 тыс. т, средний дебит: по нефти 2,3 т/сут; по жидкости 68,4 т/сут; обводненность продукции 96,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 0,472 тыс. т, средний дебит по нефти – 3,9 т/сут; по жидкости 39,4 т/сут, обводненность продукции 90,1%.

Пластовое давление было замерено только в скважине №1035 в октябре 2003 г. и составило 20,1 МПа, коэффициент продуктивности – 3,6 т/сут/МПа.

Объект БВ₁₁. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 28811 тыс. т, что составляет 7,7% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 5712 тыс. т или 6,1% от всех извлекаемых запасов. Пласт БВ₁₁ эксплуатируется с 2001 года.

За весь период эксплуатации переведено с других объектов 9 скважин. Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 13 скважин. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде на объекте числятся 8 добывающих скважин и одна пьезометрическая. Нагнетательных скважин нет. Действующий добывающий фонд составляет 3 скважины. На дату анализа ни добывающих, ни нагнетательных совместных скважин на объекте нет. В таблице 3.2.7.1 приводится состояние фонда на 2011 г.
Таблица 3.2.7.1 Состояние фонда скважин объекта БВ₁₁ на 2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	9
	Всего	9
	в т.ч. действующие	3
	из них: фонтанные	0
	ЭЦН	3
	бездействующие	5
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	1
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	0
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведено из добывающих	0
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда
	Всего	0
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	1
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		9

По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 38,5 тыс. т нефти, 365,2 тыс. т жидкости и 5,65 млн. м³ газа при средней обводненности 90%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 5,7 т/сут, по жидкости – 53,6 т/сут. Средний газовый фактор – 146,8 м³/т.

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 11,5 тыс. т, средний дебит: по нефти – 5 т/сут; по жидкости – 61 т/сут; обводненность продукции – 91,8%. За семь месяцев 2004 г. добыто 3,6 тыс. т нефти и 61,7 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти – 4,3 т/сут, по жидкости – 73,9 т/сут, обводненность – 94,2%.

Всего с начала разработки с помощью электроцентробежных установок было добыто 32,5 тыс. т нефти, 358,8 тыс. т жидкости и 4832 млн. м³ газа. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 6 тыс. т, жидкости – 6,4 тыс. т и газа – 0,818 млн. м³ газа.

Информации по гидродинамическим исследованиям очень мало. За время работы замеры пластового давления были проведены в шести скважинах, а среднее значение на 2010 г. составило 20,8 МПа. Забойное давление было замерено в двух скважинах и оценивается величиной 19,3 МПа. В целом по залежи построить кондиционную карту равных пластовых давлений не представляется возможным, ввиду малочисленности исследований.

Объект ЮВ₃. Начальные геологические запасы по категории С₁ оцениваются в размере 2816 тыс. т, что составляет 0,8% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 704 тыс. т или 0,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₃ эксплуатируется с 1999 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 9 скважин. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде (совместно с пластами ачимовской толщи) на объекте числятся 5 добывающих скважин. Действующий добывающий фонд составляет 4 скважины, под закачкой скважин нет. В таблице 3.2.8.1 приводится состояние фонда на 2011 г.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.8.1 и таблице 3.2.8.2. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 199,8 тыс. т нефти, 210,5 тыс. т жидкости и 42,9 млн. м³ газа при средней обводненности 5,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,0 т/сут, по жидкости – 22,1 т/сут. Средний газовый фактор – 214,7 м³/т.
Таблица 3.2.8.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ

₃ на 2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	5
	Всего	5
	в т.ч. действующие	4
	из них: фонтанные	0
	ЭЦН	4
	бездействующие	1
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	0
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведено из добывающих	0
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда
	Всего	0
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	0
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		5

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок, хотя в 2011 г. еще присутствовал фонтанный способ эксплуатации.