Пласт в3в4

Добыча нефти по объекту началась в 1961 г. вводом в эксплуатацию скв.№ 2 с начальным среднесуточным дебитом 7,9 т/сут. и обводненностью 20,6 %.

В промышленную эксплуатацию залежь вступила с 1966 г. До 1987 г. разрабатывалась на естественном упруго-водонапорном режиме.

Фактический уровень добычи нефти соответствовал проектному только в 2006 г. Дальнейшее его увеличение в 2007-2008 г.г. на 7 % явилось результатом проведенных геолого-технических мероприятий: ГРП по трем добывающим скважинам, по 9 скважинам работы по интенсификации добычи нефти, в результате чего прослеживается незначительное превышение средних дебитов по нефти 2,7-2,8 т/сут и по жидкости 4,2-4,9 т/сут над проектными значениями 2,2 – 2,4 т/сут и 3,5- 3,6 т/сут, соответственно.

Фонд действующих добывающих скважин не соответствовал проектному (79,5, 80,2, и 77 %, соответственно по годам).

Действующий фонд нагнетательных скважин соответствует проектным значениям за 2008 г. (за 2006-2007 г.г. был ниже на 2 ед. от проектных значений), объемы закачиваемой воды были значительно ниже и составили 55 и 36 % относительно проектных уровней.

Степень выработки от утвержденных извлекаемых запасов, также как коэффициент нефтеизвлечения превышают за период 2007-2008 г.г. на 0,6 %, КИН соответствует проектным решениям.

На данный момент в добывающем фонде числятся 97 скважин .

Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 2010 г. и составил 105,1 тыс.т, при темпе отбора он начальных извлекаемых запасов 49,3 % и обводненности добываемой продукции37,7 %.

За 2009 г. добыча нефти была на уровне 89,6 тыс.т, жидкости – 168,8 тыс.т, среднесуточный дебит по нефти – 3,2 т/сут, по жидкости – 4,9 т/сут. На 01.01.2011 г. из залежей добыто 27,2 тыс.т нефти, 35,8 тыс.т жидкости, степень выработки начальных извлекаемых запасов 49,3%, при обводненности добываемой продукции 37,7 %. Текущий КИН – 0,078. Залежи разрабатываются на естественном режиме без поддержания пластового давления.

Начальное пластовое давление принято равным 10,6-10,7 МПа, давление насыщения нефти газом – 7,44 МПа. В период с 1991 г. по 1997 г. замеры пластовых давлений по залежи отсутствуют. С 1998 г. пластовое давление было на уровне 9 МПа. Максимальное пластовое давление 17,4 Мпа. Минимальное достигает 7.3 Мпа.

4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сопоставляя проектные и фактические значения показателей разработки (представленные в таблице 4) за 2010 г., наблюдается понижение фактических показателей годовой добычи нефти и жидкости над проектными. Обводненность составляет 37,7%, что ниже на 8,6% проектного значения.

На 2010 г. фонд добывающих скважин составил 97, что ниже проектного на 39. Обводненность продукции 37,7%, что ниже проектного на 1,3%.

За 2009 г. добыча нефти составила 86,4 тыс.т., что больше проектного на 5,8 тыс.т., а добыча жидкости составила 166 тыс.т., что больше проектного на 33,9 тыс.т. Фонд добывающих скважин составляет 97, что на 39 скважину больше чем проектный. Фонд нагнетательных скважин составляет 37, что на 3 больше проектного.

Сопоставляя проектные и фактические значения показателей разработки за 2006-10 г., можно заметить, что фактические показатели годовой добычи нефти и жидкости опережают проектные в 2007-2009 годах, это связано с тем, что текущая добыча жидкости на много превышает проектную на протяжении 5 лет, а обводнённость продукции уменьшилась. Что касается показателей 2006 и 2010 года фактические показатели годовой добычи нефти и жидкости отстают от проектных на 2,2 тыс. тон.. Это связано с тем, что фонд скважин меньше проектного, вследствие выбытия скважин и приостановке разбуривания пласта. Обводненность составляет 37,7%, что ниже на 8,6% проектного значения. Разработка пласта В₃В₄ ведется с отставанием от проектных уровней. Скважины работают с несколько низкими дебитами, чем предполагалось.

Таблица 4