Было произведено 3 измерения пластового давления в скважине №1172, которое в среднем составляет 10,9 мпа, забойное - 10,3 мпа.

Объект ПК₁₉. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 61524 тыс. т., что составляет 16,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 12304 тыс. т или 13,1% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₁₉ эксплуатируется с февраля 2011 года фонтанной скважиной №4003.

Накопленная добыча нефти составляет 2,496 тыс. т, жидкости - 2,526 тыс. т и газа -0,228 млн. м³. Среднесуточный дебит нефти с начала разработки - 14,1 т/сут, жидкости - 14,3 т/сут, средний газовый фактор - 91,3 м³/т, средняя обводненность -1,2%.

Было произведено 2 измерения пластового давления, которое в среднем составляет 13,2 МПа, забойное - 11,3 МПа. В транзитной скважине №439 проводились исследования на остаточное нефтенасыщение, которое показало, что оно не изменилось.

Объект ПК₂₀¹. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 17155 тыс. т, что составляет 4,6% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 3431 тыс. т или 3,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₂₀¹ эксплуатируется с 2004 года.

За весь период эксплуатации переведено с других объектов 21 скважина. Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 21 скважина. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде на объекте числятся 22 скважины из них 21 добывающая и 1 нагнетательная. Действующий добывающий фонд составляет 21 скважину, под закачкой скважин нет. На дату анализа совместных скважин на объекте нет. В таблице 3.2.5.1 приводится состояние фонда на 2011 год.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.5.1. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 33,6 тыс. т нефти, 69,2 тыс. т жидкости и 3,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,4%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,5 т/сут, по жидкости - 44,2 т/сут. Средний газовый фактор - 116,2 м³/т. Накопленный объем закачки воды - 1,6 тыс. м³, приемистость нагнетательной скважины - 106,3 м³/сут.

 

Таблица 3.2.5.1. Состояние фонда скважин объекта ПК₂₀¹ на 2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	21
	Всего	21
	в т.ч. действующие	21
	из них: фонтанные	3
	ЭЦН	18
	бездействующие	0
	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	1
	Переведено из добывающих	1
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда	1
	Всего	1
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	1
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	14
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		22

 

На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (85,7%) эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок. Из 21 скважин установками ЭЦН борудовано 18, и только 3 скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 29,5 тыс. т, средний дебит: по нефти 25,4 т/сут; по жидкости 50,9 т/сут; обводненность продукции 50,2%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 4,1 тыс. т или 12,3%, средний дебит по нефти - 10,3 т/сут; по жидкости 24,9 т/сут, обводненность продукции 58,6%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи приводится в таблице 3.2.5.2 и на рисунке 3.2.5.3.

 

Таблица 3.2.5.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ПК₂₀¹

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т		Дебит жидкости, Т		Обводненность, %
	2010	2011	2010	2011	2010	2011	2010	2011	2010	2011
Фонтан	-	4.1	-	10.0	-	10.3	-	24.9	-	58.6
ЭЦН	-	29.5	-	59.3	-	25.4	-	50.9	-	50.2
Всего	-	33.6	-	69.3	-	21.5	-	44.2	-	51.4

 

Как уже отмечалось ранее, объект ПК₂₀¹ находится на первой стадии разработки, но тем не менее, из 21 скважины 8 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5.1. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 5 т/сут. работает 4 скважины, что составляет 19%, с дебитом от 5 до 20 т/сут - 9 скважин (42,8%) и с дебитом от 20 до 50 т/сут. - 8 скважин (38%).

 

Таблица 3.2.5.3. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10-30	30-50	50-70	70-90	90-95	>95	Итого
0-5				1	1	1	1	4
5-10			1		2	1		4
10-20		1	1	1	2			5
20-30		1	1	1				3
30-40	2							2
40-50		1	2					3
Итого	2	3	5	3	5	2	1	21

 

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 50% работает почти половина скважин, с высокой обводненностью более 90% отмечены 3 скважины или 14,2%.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что более половины имеют накопленную добычу нефти менее 1 тыс. т и только 2 скважины отобрали чуть больше 5 тыс. т ввиду очень непродолжительного срока эксплуатации.

Информации по гидродинамическим исследованиям практически нет ввиду того, что 90% действующего фонда оборудовано электроцентробежными насосами. За время работы замеры пластового давления были проведены в четырех скважинах, а среднее значение составило 11,2 МПа. Забойное давление было замерено в пяти скважинах и оценивается величиной 9,3 МПа.

Объект БВ₁₀. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 39748 тыс. т, что составляет 10,7% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 9750 тыс. т или 10,4% от всех извлекаемых запасов. Пласт БВ₁₀ эксплуатируется с 2003 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 2 скважины (1035, 1039), которые до возврата с находились под нагнетанием на ЮВ₁. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 1 добывающая скважина, которая в настоящее время находится в простаивающем фонде. Нагнетательных скважин на объекте нет.

На дату анализа на объекте было добыто 1,025 тыс. т нефти, 20,9 тыс. т жидкости и 0,203 млн. м³ газа при средней обводненности 95,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины с начала разработки по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости - 58,6 т/сут. Средний газовый фактор - 198 м³/т.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила 0,553 тыс. т, средний дебит: по нефти 2,3 т/сут; по жидкости 68,4 т/сут; обводненность продукции 96,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 0,472 тыс. т, средний дебит по нефти - 3,9 т/сут; по жидкости 39,4 т/сут, обводненность продукции 90,1%.

Пластовое давление было замерено только в скважине №1035 в октябре 2003 г. и составило 20,1 МПа, коэффициент продуктивности - 3,6 т/сут/МПа.

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 эксплуатационном фонде 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 эксплуатационном фонде (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 ЮВ₃ 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.

Объект ЮВ₈. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 5419 тыс. т, что составляет 1,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 1084 тыс. т или 1,2% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₈ эксплуатировался двумя скважинами очень непродолжительное время в течение 1999-2000 гг.

По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 5,8 тыс. т нефти, 5,9 тыс. т жидкости и 1,3 млн. м³ газа при средней обводненности 1,3%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 14,4 т/сут, по жидкости - 14,6 т/сут. Средний газовый фактор - 227,8 м³/т.

На дату анализа действующих добывающих скважин на объекте нет.

Никаких гидродинамических и промыслово-геофизических исследований за время эксплуатации проведено не было.