По скважинам центрального и северо-западного участков наблюдается быстрый рост обводнения продукции. За 10-25 месяцев обводненность увеличивалась до 70%, скорости продвижения контура нагнетаемой воды 270 м/год. По скв.19,63 восточного участка темп обводнения значительно ниже, скорость продвижения 140м/год. При достижении 70% обводненности, темп обводнения скважин снизился. Скважины характеризуются длительным водным периодом эксплуатации.
С 1987 года разработка ведётся согласно дополнения к проекту разработки. К этому времени залежь находилась на четвертой стадии разработки с постоянным снижением отборов нефти (1,7- 0,5% от НИЗ) и высокой обводненностью – 80 - 85% (табл. 2.1.3, рис.2.1.1).
Проектом предусматривалась продолжить разработку залежи с поддержанием пластового давления методом приконтурного заводнения. Планировалось пробурить 10 добывающих и 4 резервных скважин.
Разбуривание проектных скважин началось с 1991 г. Из пробуренных проектных скважин введены в эксплуатацию 2 скважины (скв.231, 232), остальные скважины вскрыли VIII пачку. В перспективе планируется возврат этих скважин после отработки VIII пачки на IV пачку.
В 2000 - 2001г.г. бурением II ствола введены в эксплуатацию скв.94, 24, скв.99 переведена в добывающие с VIII пачки, скв.97 переведена под закачку на VIII пачку.
За период 1996 – 2001 г.г. фактическая разработка залежи не соответствует проектной. Фактическая добыча нефти превышает проектную на 11 – 47%.
С вводом в 1995 г. высокодебитной скв.232 (80 т/сут) добыча нефти выросла в два раза по сравнению с 1994 г. и в течение 1995 – 1997 г.г. была на уровне 50 тыс.т. Увеличение добычи нефти с 1998 г. (до 53 – 64 тыс.т) связано с проведением ГТМ по переводу фонтанных скважин (16, 98) на мех.добычу, по оптимизации и интенсификации. В результате улучшили работу добывающие скв. 16, 19, 63, 98. В целом по залежи дебит нефти 12 – 13 т/сут в два раза выше проектного.
Фактическая обводненность (37 – 62%) ниже проектной (86,8 – 88,5%) в результате ограничения отборов жидкости по скважинам и выбытия из действующего фонда высокообводненных скважин.
Фактический добывающий фонд ниже проектного (13 –15 скважин вместо 21), в связи с выбытием скважин из-за обводнения и переноса проектного бурения скважин IVпачки на залежь VIII + IX пачки (скв.224, 229, 228).
Следует отметить, что проектные технологические показатели разработки были составлены до пересчета запасов (пересчитанные запасы на 20,7% уменьшены). Так же в 1995 г. (год принятия пересчитанных запасов на баланс) скв.41, находившаяся в эксплуатации с IV пачки (с января 1970 г.), была переведена в добывающий фонд залежи VIII + IX пачек и в дальнейшем ликвидирована по техническим причинам. При этом суммарная добыча нефти (496,354 тыс.т) и жидкости (1946 тыс.т) скв.41 была вычтена из добычи IV пачки и отнесена к добыче VIII + IX пачек. Хотя характер обводнения и поведения пластового давления скв.41 больше соответствовал работе скважин IV пачки.
Сравнение проектных и фактических показателей за 1996 – 2001 г.г. приведено в таблице 2.1.4.
По состоянию на 01.01.2002 г. эксплуатационный фонд составляет 15 скважин, нагнетательный – 5. Всего из залежи отобрано 3613,7 тыс.т нефти (94,6% от НИЗ – 3818 тыс.т), темп отбора от НИЗ – 1,6%. Остаточные извлекаемые запасы составляют 204,3 тыс.т, на одну скважину существующего фонда приходится 13,6 тыс.т остаточных извлекаемых запасов нефти. Основная доля добычи приходится на скв.16, 40, 227, 232 –70,8%.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.