Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)

Наименование	Пласт Д1
Эксплуатационный фонд	24
В т.ч. ЭЦН	16
ШГН	8
Действующий фонд	10
В т.ч. ЭЦН	8
ШГН	2
Бездействующий фонд	14
В т.ч. ЭЦН	8
ШГН	6
%бездействующего фонда от эксплуатационного	58

Рис. 2.2

В декабре 2012г. действующий фонд добывающих скважин пласта Д1 составлял 10 скважин. По способам эксплуатации действующий добывающий фонд распределялся следующим образом: 8 скважин или 80% анализируемого фонда были оборудованы УЭЦН (отечественного производства и 2 скважины или 20% фонда были оборудованы ШГНУ .

2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.

Рис 2.3

Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти меньше 1 т/сут. Это связано с высокой обводненостью пласта Д₁.

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воз­действие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбона­тов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термо­кислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового про­странства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные ме­тоды воздействия на забой и их комбинации.

2.4.3 Анализ обводнения залежи.

Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.

1. Текущая обводненость продукции действующих скважин 88,5%.

2. Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.

Рис. 2.4

Из диаграммы видно что все скважины обводнены, средняя обводненость продукции действующих скважин составляет 88,5%.

В настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. ( ГРП).

Прорыв нагнетаемой воды произошел по наиболее проницаемой части пласта со стороны нагнетательных скважин, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.

Разработка пласта Д₁ за рассматриваемый период времени (2008-2012гг.) осуществлялась с изменением годовых отборов нефти как в меньшую, так и в большую сторону от запроектированных величин. В 2008, 2010-2012 г.г., фактические отборы нефти меньше проектных величин, а в 2009 году проектные показатели по добыче нефти ниже фактических, это связано с применением ГТМ на месторождении.

В 2010 г. годовой отбор нефти снизился почти в 2 раза по сравнению с предшествующим годом, а обводнённость выросла на 16,1%, вследствие чего произошло отставание от запроектированного уровня добычи нефти на 40 %. Причиной такого снижения послужила менее благоприятная фактическая динамика обводнения по сравнению с проектной (на 14,9% ниже запроектированной), а также более низкие дебиты скважин по нефти (на 38 % ниже проектных). Особенно сильно выросла обводнённость за последний год в скважинах №№75 (с 16 до 55,4 %), 251 (с 89,1 до 94,7 %), 609( с 68,6 до 87,9 %), 611 (с 62,9 до 79,3 %). Дебит нефти снизился: в скв.75 (с 62 т/сут до 30,6 т/сут), в скв.251 (с 11,3 т/сут до 4,9 т/сут), в скв.609 (с 16,1 т/сут до 6,8 т/сут), в скв.611 (с 47,3 т/сут до 25,1 т/сут).

Фактические годовые отборы жидкости в 2008-2012г.г. были ниже проектных (не превышали 67 - 87% от проектного уровня.)

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки представлено в таблице 2.3. и на рисунках 2.5-2.7

Рис 2.5

Рис 2.6

Рис 2.7

Таблица 2.3