Файл: Общие сведения о месторождении.docx

- в добывающем фонде числятся 379 нефтяных (378 действующих, 1 – в освоении после бурения) и 21 газовая скважина (16 действующих, 5 – в бездействии);

- в нагнетательном фонде – 120 (118 действующих, 2 – в освоении);

- консервации – 55 (43 нефтяных, 3 газовые, 6 нагнетательных, 3 поглощающие);

- в контрольном фонде – 39 (в т.ч. 7 наблюдательных, 32 пьезометрические);

- в специальном фонде – 1 водозаборная;

- в ожидании ликвидации – 4,

- ликвидированных – 174 (в т.ч. 72 – после бурения по геологическим причинам, 102 – после эксплуатации).

Добывающий фонд

Всего за период разработки месторождения под добычей нефти пребывали 602 скважины. В среднем на одну добывающую скважину, пребывавшую в эксплуатации, отобрано 64,8 тыс. т нефти.

В начальный период разработки месторождения (с 1959 по 1968 гг.) при освоении высокопродуктивного объекта C₁v (Тл-Бб-Мл) добывающие скважины в основном вводились в эксплуатацию фонтанным способом с начальными дебитами безводной нефти от 10 до 110 т/сут (при среднем значении 29 т/сут). С началом освоения системы ППД (1964 г.) наблюдался рост дебитов скважин по нефти в 3,5 раза, по жидкости – в 6,8 раз относительно начальных значений. Максимальные среднегодовые дебиты жидкости (от 70 до 106 т/сут) и нефти (от 34 до 41 т/сут) по месторождению достигнуты в период активного заводнения визейского объекта.

В период с 1985 по 1995 гг. с переходом на низкопродуктивные объекты C₁t (Т) и C₂b (Бш) начальные дебиты нефти вводимых скважин в основном не превышали 5 т/сут, что в совокупности с проведением мероприятий по ограничению водопритока на объекте C₁v (Тл-Бб-Мл) обусловило снижение среднегодовых дебитов жидкости и нефти по месторождению до 21 т/сут и 5 т/сут соответственно.


Рисунок 3. Динамика среднегодовых дебитов жидкости и нефти по месторождению

По состоянию на 01.01.2019 г. действующий добывающий фонд составляют 378  нефтяных (в т.ч. 338 наклонно-направленных, 39 горизонтальных, 1 многозабойная) и 21 газовая скважина.



Рисунок 3. Распределение действующего фонда нефтяных добывающих скважин по объектам

По состоянию на 01.01.2019 г. средний текущий дебит скважин по жидкости составляет 12,5 т/сут, по нефти – 5,6 т/сут при средней обводненности добываемой продукции 55,1 %.

---

Все скважины эксплуатируются механизированным способом при помощи ШГН (315 скважин или 83 % действующего фонда) и ЭЦН (63 скважины или 17 % действующего фонда). Коэффициент эксплуатации добывающих скважин в 2018 г. составил 0,937.



Рисунок 4. Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводнённости.

Таблица 4. Распределение фонда скважин по дебитам нефти

Интервал изменения дебитов нефти, т/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
до 2	120	32%
2 - 5	122	32%
5 - 10	78	21%
10 - 50	55	14%
> 50	3	1%
Общее число	378	100%

По данным таблицы наиболее распространены скважины с дебитом до 50 т/сут
Таблица 5. Распределение фонда скважин по дебитам жидкости

Интервал изменения дебитов жидкости, т/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
до 5	145	38%
5 - 10	109	29%
10 – 50	111	29%
50 - 100	6	2%
> 100	7	2%
Общее число	378	100%

Из таблицы следует, что наибольшее количество скважин работают с дебитом по жидкости до 5 т/сут.
Таблица 6. Распределение скважин по обводненности

Интервал изменения обводненности, %	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
до 20	110	29%
20 - 50	145	39%
50 – 70	54	14%
70 – 90	42	11%
> 90	27	7%
Общее число	378	100%

---

Судя по таблице можно сказать, что в большинстве случаев скважины в своей продукции содержат не более 50% воды.
Таблица 7. Распределение скважин по накопленной добыче жидкости

Интервал изменения накопленной добычи жидкости, тыс.т	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
до 10	144	24%
10 - 50	245	41%
50 – 100	77	13%
100 – 500	86	14%
500 - 1000	18	3%
> 1000	32	5%

По таблице можно сделать вывод, что скважины в большинстве случаев имеют интервал изменения накопленной добычи жидкости до 50 тыс.т.
Таблица 8. Распределение скважин по накопленной добыче нефти

Интервал изменения накопленной добычи жидкости, тыс.т	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
до 10	209	35%
10 - 50	243	40%
50 – 100	53	9%
100 – 500	85	14%
500 - 1000	11	2%
> 1000	1	0%

По данным таблицы следует, что скважины в большинстве случаев имеют интервал изменения накопленной добычи нефти до 50 тыс.т., а скважин с накопленной добычей нефти более 1000 практически нет.

При анализе технологического режима работы добывающих скважин фонда Павловского месторождения были сделаны следующие выводы:

• 
  В добывающем фонде числятся 379 нефтяных и 21 газовая скважина
  
• 
  Все скважины эксплуатируются механизированным способом при помощи ШГН и ЭЦН
  
• 
  Скважины работают со средним дебитом по нефти меньше 5,6 т/сут
  
• 
  Обводненность продукции в большинсвте случаев составляет до 50% при средней обводненности 55,1%
  

---

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

---

Анализ остаточных запасов месторождения и энергетического состояния

С начала разработки, по состоянию на 01.01.2022 г., на месторождении добыто 40992,8 тыс.т нефти, 119241,9 тыс.т жидкости. Накопленная эффективная закачка воды в продуктивные пласты составила 154832,0 тыс.м3. Отбор от утвержденных НИЗ (кат. АВ1) составил 58,2%, текущий КИН – 0,238 при проектном 0,409 (кат. АВ1).

В период с 2007 по 2019 гг. на Павловском месторождении наблюдается рост добычи нефти более чем в 2 раза – с 345,9 до 736,4 тыс.т при снижении обводненности добываемой продукции с 76,3 до 52-56%, что связано с активным проведением ГТМ на существующем фонде скважин (бурение БС, применение технологий ГРП, КГРП и радиального бурения, новых методов перфорации и обработок ПЗП, приобщение объектов с внедрением ОРЭ, ОРЗ) и бурением новых скважин на объекты Т, Тл-Бб-Мл и Фм-Фр.

В 2020-2021 г. произошло значительное снижение годовой добычи нефти по месторождению, более 15% относительно уровней 2017-2019 гг. Снижение связано в основном с организационными причинами – ограничение добычи нефти по соглашению с ОРЕС+. С целью выполнения условий договора на Павловском месторождении с 01.05.2020 останавливалось более 100 добывающих скважин.

Разработка объектов в разрезе месторождения велась с разной степенью интенсивности. Основная доля накопленной добычи нефти (79,7%) приходится на визейский объект, находящийся на 4 стадии разработки и характеризующийся наибольшей выработкой извлекаемых запасов (82,3% от НИЗ кат. АВ1). Наименьшей выработкой (1,7% от НИЗ кат. АВ1) характеризуется нефтяная оторочка верейского объекта, не разбуренного эксплуатационным фондом. В 2020 г. основная часть текущей добычи нефти равномерно распределена между визейским (47%) и турнейским (41%) объектами. Суммарная доля объектов В3В4, Бш и Фм-Фр в годовой добыче нефти по месторождению не превышает 12%.
Таблица 9. Состояние запасов нефти на 01.01.22г. Павловское месторождение.

Объект	Начальные запасы нефти, тыс.т.						Текущие запасы нефти, тыс.т.
	геологические		извлекаемые		КИН		геологические		извлекаемые		Текущий КИН	Накопленная добыча на 01.01.22 г	Степень выработки от НИЗ, %	Темп отбора от НИЗ, %
	А+В1	В2	А+В2	В2	А+В1	В2	А+В1	В2	А+В1	В2
Фм+Фр	2958	-	975	-	0,330	-	2851	0	868	0	0,036	107,2	11	1,6
Т	48411	1152	17283	411	0,357	0,357	42321	1152	11184	411	0,126	6099	35,3	1,4
Тл+Бб+Мл	72200	559	39690	308	0,550	0,550	39519	559	7009	308	0,453	32681,4	82,3	0,7
Бш	25076	2361	7574	710	0,302	0,302	23052	2361	5550	710	0,081	2024,4	26,7	0,6
В3В4	23837	10460	4887	2144	0,205	0,205	23756	10460	4806	2144	0,003	80,8	1,7	0,1
По месторождению	172482	14532	70409	3573	0,409	0,246	131489	4072	29416	1429	0,238	40992,8	58,2	0,8
	187014		73982		-		135561		30845		0,219	40992,8	55,4	0,8

---