Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Игровское месторождение открыто в 1961 г. и введено в промышленную разработку в 1964 г.

На 2018 г. по месторождению добыто 28 355,0 тыс.т нефти и 112 891 тыс.т жидкости, текущий КИН составил 0,290, накопленный ВНФ 3 т/т.

 Накопленная закачка воды составила 136 265 тыс. м³, накопленная компенсация отбора закачкой 120,4 %.

В 2017г. добыто 255,8 тыс. т нефти и 2 484,1 тыс.т жидкости, закачано 2 728,0 м³ воды.

Среднегодовой дебит одной добывающей скважины составил 1,7 т/сут
по нефти и 16,6 т/сут по жидкости при обводненности 89,7 %. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины составила 84,5 м³/сут.

Использования растворенного газа на месторождении –на уровне 89%.

Основными объектами разработки на месторождении являются пласты терригенной толщи нижнего карбона ТТНК (ТТНК) и пачки СвЗ, Св4, Сбш нижней карбонатной толщи среднего карбона (СКН). Эти объекты полностью разбурены, системы разработки с заводнением по ним сформированы.

Выделены также объекты: пачки Скш2-3, Скш4, Св1 верхней карбонатной толщи среднего карбона (СКВ) и пачки СТкз и СТчр+уп+мл турнейского яруса (СТ).

Объект TTHK.

Пробурено всего 495 скважин, из них 251 действующих добывающих, под закачкой 68.

На 2018 г. добыто 20 078,0 тыс.т нефти и 86 427,6 тыс.т жидкости, текущий КИН составил 0,330, накопленный ВНФ 3,3 т/т.

Объект обеспечивает основную добычу нефти по месторождению как текущую, так и накопленную. Накопленная закачка воды составила
10 1455,6 тыс. м³ при компенсации отбора 121,1 %.

Сформирована комбинированная система заводнения: сочетание рядного, очагового внутриконтурного и законтурного заводнения.

Плотность сетки скважин в контуре нефтеносности составляет 14,4 га.

В 2017 г. добыто 153,4 тыс.т нефти и 1 844,7 тыс.т жидкости, закачано 1 948,0 тыс.м³ воды.

Среднегодовой дебит одной добывающей скважины составил 1,7 т/сут по нефти и 20,1 т/сут по жидкости при обводненности 91,7 %.

Среднегодовая приемистость нагнетательной скважины - 91,2 м³/сут.

За время разработки пластовое давление снизилось в начальный период до 9 - 10 МПа при малых объемах закачки с последующим ростом до 12 - 13 МПа при увеличении объемов закачиваемой воды.

Среднее пластовое давление за 2017 г. составило 13,8 МПа. Разработка объекта производится на упруго- водонапорном режиме.

Объект СКН

Пробурено всего 219 скважин, из них 145 действующих добывающих, под закачкой 34.

На 2018 г. добыто 7 438,0 тыс. т нефти и 26 209,0 тыс.т жидкости, текущий КИН составил 0,309, накопленный ВНФ 2,5 т/т.

Накопленная закачка воды составила 34442,7 тыс. м³, накопленная компенсация отбора закачкой 125,8 %.

Сформирована очаговая внутриконтурная система заводнения. Плотность сетки скважин в контуре нефтеносности составляет 14,4 га/скв.

В 2017 г. добыто тыс.т нефти и 606,6 тыс.т жидкости, закачано 764,0 м³ воды. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины составил 1,7 т/сут по нефти и 11,8 т/сут по жидкости при обводненности 85,4 %.

Среднегодовая приемистость нагнетательной скважины - 66,3 м³/сут.

За время разработки пластовое давление снизилось в начальный период до 5 - 6 МПа при малых объемах закачки с последующим ростом до 8 - 9 МПа при увеличении объемов закачиваемой воды. Разработка объекта производится на упруго- водонапорном режиме.

Объект СКВ

Пробурено всего 4 добывающие скважины и переведены с других объектов 58, действующих добывающих - 44, под закачкой - 4.

На 2018 г. из объекта добыто 755,0 тыс. т нефти и 1 850,8 тыс.т жидкости, текущий КИН составил 0,066, накопленный ВНФ 1,5 т/т.

Накопленная закачка воды составила 370,4 тыс. м³, накопленная компенсация отбора закачкой 18,2 %.

 Сетка скважин и система заводнения не сформированы.

В 2017 г. добыто тыс.т нефти и 29,0 тыс.т жидкости, закачано 15,0 тыс.м³ воды.

Среднегодовой дебит одной добывающей скважины составил 1,2 т/сут по нефти и 4,0 т/сут по жидкости при обводненности 63,0 %.

Среднегодовая приемистость нагнетательной скважины - 14,6 м7сут.

За время разработки пластовое давление снизилось до 7 - 8 МПа. Разработка объекта производится на упругом и упруго-водонапорном режиме.

Объект С Т

Пробурено всего 16 скважин, из них 10 действующих добывающих.

На 2018 г. добыто 84,0 тыс. т нефти и 95,7 тыс.т жидкости, текущий КИН составил 0,067, накопленный ВНФ 0,1 т/т.

В 2017 г. добыто 3,1 тыс.т нефти и 3,7 тыс.т жидкости.

 Среднегодовой дебит одной добывающей скважины составил 0,9 т/сут по нефти и 1,1 т/сут по жидкости при обводненности 18,4 %.

Вовлечены в разработку четыре из восьми залежей. Закачка воды не производится. За время разработки пластовое давление на разрабатываемых залежах снизилось до 7 - 11 МПа. Разработка объекта производится на упругом и естественном упруго-водонапорном режиме.