Файл: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения.docx

Рис.8 Схема пространственного расположения залежей нефти. Объект ЮС_2.

Таблица 10 − Характеристика фонда скважин Западно-Малобалыкского месторождения на 2017 г.. Объект ЮС₂

Наименование	Характеристика фонда скважин	Объекты/Продуктивные пласты
		ЮС2
1	2	3
Фонд добывающих нефтяных скважин	Пробурено	7
	Возвращены с других объектов/продуктивных пластов (приобщение)	1
	Переведены из других категорий	1
	Всего	9
	В том числе:
	Действующие	7
	из них фонтанные
	ЭЦН	7
	ШГН
	газлифт
	Бездействующие	1
	Переведены на другие объекты (приобщение)	1
	Переведены в другие категории
	В ожидании ликвидации
	Ликвидированные

Весь добывающий фонд охвачен операциями по гидравлическому разрыву пласта. Входные показатели по наклонно-направленным скважинам объекта ЮС₂ характеризуются начальными дебитами нефти от 5,1 до 109,5 т/сут, жидкости от 11,1 до 359,0 т/сут (табл.3.7.2). Скважины эксплуатировались фонтанным способом несколько месяцев, затем переводились на механизированную добычу. Единственная горизонтальная скважина № 2213Г введена в работу с показателями: дебит нефти − 48,7 т/сут, дебит жидкости − 359,0 т/сут. В 2015 г. на объекте планировалось бурение двух горизонтальных скважин №№ 2207Г, 2204Г. Однако, в связи с неуспешно проведенными операциями по многостадийному гидравлическому разрыву пласта (скважина

---

№ 2207Г получен приток воды дебитом 60 м³/сут, в скважине № 2204Г приток не получен), было принято решение произвести перевод технических стволов на вышележащий пласт Ач в качестве наклонно-направленных скважин.

Таблица 11 − Входные показатели по скважинам. Объект ЮС₂

№ скв	q нефти, т/сут	q жидкости, т/сут	обводненность, %
12Р	14,0	20,0	30,0
2010	109,5	116,5	6,0
2009	36,5	39,0	6,4
2008	5,1	11,1	54,0
2205	58,6	99,6	41,2
2202	42,7	47,7	10,5
705	29,8	44,5	33,0
707БС	26,1	54,6	52,2
2213Г	48,7	359,0	86,4

В процессе эксплуатации наклонно-направленных скважин Северо-Восточной залежи наблюдается значительное снижение дебитов жидкости с 50 до 20 т/сут, в связи с окончанием эффекта от гидро разрыва пласта и снижением пластового давления в условиях отсутствия системы поддержания пластового давления. Текущее пластовое давление в зоне отбора снизилось с 30,0 МПа до 25,9 МПа. Скважины 2008, 2009, 2205, 2202 работают с накоплением, текущий коэффициент эксплуатации ниже 0,5. На скважине 2010 в августе 2015 г. проведен повторный гидро разрыв пласта, что позволило поднять дебит жидкости с 25 до 50 т/сут, при этом стартовый дебит жидкости по составлял

140 т/сут. Снижение продуктивности скважин вследствие падения пластового давления свидетельствует о необходимости организации системы поддержания пластового давления.

По горизонтальной скважине дебит жидкости стартовав с 359 т/сут стабилизировался на уровне 90 т/сут. Высокая входная и текущая обводненность скважины порядка 89 % связана с тем, что скважина пробурена в подошвенной части пласта, характеризующейся пониженной насыщенностью согласно Геофизическим исследованиям соседних скважин (рис.11).

---

---

Рис.10. Геологический разрез параметра насыщения по профилю скважин №№ 2205, 2010, 2202, 2213Г. Объект ЮС_2.

Скважины № 705, 707БС работают со стабильным дебитом жидкости на уровне 50-70 т/сут, что, вероятно, обусловлено активностью законтурной области.

Максимальные уровни добычи нефти и жидкости, 48,3 и 70,2 тыс.т соответственно, достигнуты в 2016 г. Средняя обводненность продукции составила 47,1 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,4 %, от текущих – 1,5 %. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти составил 37,2 т/сут, по жидкости – 70,2 т/сут.

С начала разработки на объекте 185 тыс.т. нефти и 255 тыс.т. жидкости. От начальных извлекаемых запасов отобрано 3,2 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,007. Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 5 590 тыс.т.

Динамика технологических показателей разработки объекта ЮС₂ представлена на рисунке 11 и в таблице 12. Карты накопленных и текущих отборов представлены на рисунке 12-14.

Таблица 12 − Технологические показатели разработки. Западно-Малобалыкское месторождение. Объект ЮС₂

Годы	Фонд скважин с начала разработки	Действующий фонд скважин	Добыча нефти, тыс.т		КИН, доли ед.	Добыча жидкости, тыс.т		Дебит, т/сут		Обвод-ненность, %	Добыча растворенного газа, млн.м3
		Добывающих нефтяных	годовая	накоплен.		годовая	накоплен.	нефти	жидкости		годовая	накоплен.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2010	4	4	27.2	27.2	0.001	29.1	29.1	50.7	54.2	6.4	1.9	1.9
2011	4	4	31.2	58.4	0.002	34.6	63.7	22.3	24.8	9.9	2.2	4.1
2012	4	4	22.5	80.9	0.003	25.1	88.8	16.1	18.0	10.6	1.6	5.7
2013	4	4	14.6	95.5	0.003	18.9	107.7	13.4	17.3	22.5	1.0	6.7
2014	4	3	15.4	110.9	0.004	22.0	129.7	12.0	17.1	29.9	1.1	7.8
2015	7	3	25.9	136.8	0.005	34.3	164	26.9	35.7	24.5	1.8	9.6
2016	9	5	48.3	185.1	0.007	91.3	255.3	37.2	70.2	47.1	3.4	13

---

---