Реферат: Характеристика месторождения

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.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 17,4 тыс. т, средний дебит: по нефти 34,3 т/сут; по жидкости 35,5 т/сут; обводненность продукции 3,6%.Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 5,0 тыс. т, средний дебит по нефти – 29,7 т/сут; по жидкости 30,3 т/сут,: обводненность продукции 1,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи. приводится в таблице 3.2.8.2.Таблица 3.2.8.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ₃ за 2010–2011 гг.

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т		Дебит жидкости, т		Обводнен- ность, %
	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год
Фонтан	19,9	5,0	20,0	5,1	31,1	29,7	31,4	30,3	1,0	1,9
ЭЦН	7,2	17,4	7,3	18,1	19,5	34,3	19,7	35,5	0,7	3,6
Всего	27,1	22,4	27,3	23,2	26,9	33,1	27,1	34,2	0,9	3,2

Всего же с начала разработки фонтанным способом было добыто 169,0 тыс. т. нефти (84,6%), а с помощью механизированной добычи – 30,8 тыс. т нефти, что составляет 15,4%. Таким образом, подавляющая часть общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рис. 3.2.8.1).Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ₃ находится на первой стадии разработки. Все скважины работают практически безводной нефтью, и только одна (№640) имеет обводненность 98,9%. Дебиты по нефти имеют значительный разброс и колеблются в интервалах от 0,4 до 77,5 т/сут.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что 4 скважины имеют накопленную добычу нефти более 20 тыс. т, 3 скважины – менее 10 тыс. т и 2 скважины отобрали менее 1 тыс. т. Практически такая же картина складывается и по жидкости ввиду очень незначительной обводненности на дату анализа. Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти на 2011 г.Существует явная тенденция к снижению забойного давления. По имеющимся данным, за 2011 г. было замерено всего 2 скважины, среднее забойное давление составило 7,4 МПа, а интервал изменения колеблется от 7,2 до 7,5 МПа.