ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 150
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 2009 20 l3
Обводненность (вес). % • Рпл. атм. • Qж. т/c}'т • Ндіот. м
Рисунок 4.19 — Динамика показателей разработки XVI блока III пласта
Залежь в блоке XVIII разрабатывалась 1956 по 1982 г., скважинами 61 и 79 сов- местно с объектами I и И. Накопленная добыча нефти составила 19,0 тыс.т, скважины от- работали 27 лет. Дебит скважины по жидкости с 1,4-10,4 снизился до 0,3-0,4 т/сут, про- дукция с безводной обводнилась до 49-92 %. Все скважины, вскрывшие залежь, ликвиди- рованы. ОИЗ залежи составляют 7,0 тыс. т. Начальное давление по скважине 61 оценива- ется в 70 атм. За время разработки было проведено два замера пластового давления (19,0-
22,1 атм.), оба по скважине 61. Кандидатом для довыработки запасов являются скважины 68, 69 (ввод из ликвидации).
1956 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008 TO Н
Обводненность (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.20 Динамика показателей разработки XVIII блока III пласта
Залежь в блоке XIX разрабатывалась 1955 по 2014 г., скважинами 62 и 82 совмест- но с объектами I и И. За 60 лет работы добыто 33,2 тыс.т нефти, достигнут КИН 0,245 при утвержденном 0,265. Дебит скважин по жидкости с 3,7-9,1 в первый год работы снизился до 0,5 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 62-94 %. Скважина 62 ликвидирована,
82 находится в наблюдательном фонде. ОИЗ залежи незначительны, и составляют 2,0 тыс. т. За время разработки было проведено шесть замеров пластового давления (19,0- 21,9 атм.), все по скважине 82 (Рисунок 4.21). Начальное пластовое давление по скважине 82
оценивается в 59 атм. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 82 (ввод скважины из наблюдательного фонда).
1955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 TO11
Обвоg Dось{всј.% •Qж.mqz •Pmi.ыm •lLны.ш
Рисунок 4.21 — Динамика показателей разработки XIX блока III пласта
Залежь в XX блоке разрабатывалась 1955 по 2009 г., скважинами 71 и 91. Накоп- ленная добыча нефти составила 7,9 тыс.т. Скважина 71 отработала 50 лет, добыла 7,3 тыс. т нефти. Дебит скважины по жидкости с 4,8 снизился до 0,5 т/сут, продукция с
безводной обводнилась до 68 %. Скважина 91 отработала незначительное время, запу- щенная в работу в 1958 г. совместно по объектам III и IV, проработала четыре года и в 1961 г. была ликвидирована, с теми же параметрами, что были при запуске: 0,7 т/сут без- водной нефти.
За время разработки залежи было проведено два замера пластового давления (8,4- 11,9 атм.), оба по скважине 71, начальное пластовое давление оценивается в 70 атм. ОИЗ залежи составляют 4,1 тыс. т. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 71 (ввод скважины из наблюдательного фонда).
1955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 TO11
Обводненность (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.22 Динамика показателей разработки XX блока III пласта
Залежь в XXI блоке разрабатывалась с 1955 по 2014 г., скважинами 21 и 73. За 45 лет разработки было добыто 9,3 тыс. т нефти, ОИЗ составили 1,7 тыс. т.
Скважина 73 отработала 27 лет, добыла 6,8 тыс. т нефти. Дебит скважины по жид- кости с 1,2 снизился до 0,2 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 50 %, однако к 1982 г. снизилась до 15 Обо.Скважина 21 эксплуатировала совместно три объекта: III, IV,
V. Скважина отработала 17 лет, добыла 2,6 тыс. т нефти. Объект III был подключен позд- нее, чем основной объект V, вследствие чего скважина вошла с обводненностью 41 %. При дальнейшей эксплуатации наблюдалась значительные колебания обводненности от 10 до 90 %, связанные с одновременной работой трех объектов. На 01.01.2015 г. скважина находится в бездействующем фонде, обводненность перед остановкой составляла 50 %. Проведено четыре замера пластового давления (1,2-6,2 атм.) (Рисунок 4.23), все по сква- жине 21. Начальное пластовое давление по скважине 21 оценивается в 66 атм. Давление сильно снижено относительно начального. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 21 (ввод из наблюдательного фонда).
19
°. 8н
4
3
1
1956 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 203 2008 20 Н
Обводненность (вес). % • Qж. т/еще • Рпл. атм. • Ндіоі. м
Рисунок 4.23 — Динамика показателей разработки XXI блока III пласта
ОбъектIV
Установлено десять залежей нефти (в т.ч три с газовой шапкой). Залежи пласто- вые, частично литологически экранированные. Площадь нефтеносности составляет 1321 тыс.м2, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 8,9 — 22,7 м. Начальные гео- логические запасы нефти категории B+C1 составляют 1866 тыс.т (доля от B+CI категории запасов месторождения 18,2 %).
Разработка объекта ведется с 1953 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Восемь залежей нефти введены в разработку, в настоящий момент в разработке одна за- лежь. Залежи разрабатывались единичными скважинами. В эксплуатации перебывали пятнадцать добывающих скважин, в настоящее время действующий фонд состоит из трех скважин. Плотность сетки скважин по залежам пласта составила от 2,3 до 11,3 га/скв, в целом по объекту 8,8 га/скв.
Таблица 4.19 — Показатели выработки по блокам объекта IV
| Показатель | В е ^ лом | xIVa | XVI6 | XVI | XVII | XVIII | XIX | XX | XXI | XXXI 116 | XXXI На |
| НГЗ, тыс.т | 1862 | 116 | 71 | 79 | 61 | 98 | 251 | 71 | 75 | 52 | 988 |
| НИЗ, тыс.т | 560 | 32 | 26 | 29 | 16 | 36 | 70 | 35 | 49 | 13 | 254 |
| HF3 газа, тыс.т | 28 | 0 | 13 | 8 | 7 | 0 | t) | 0 | tJ | 0 | tJ |
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 177,0 | 2,3 | 20,8 | 21,1 | 4,3 | 9,0 | 39,9 | 32,4 | 45,7 | 1,4 | () |
| Текущий КИН, д.ед. | 0,095 | 0,020 | 0,294 | 0,267 | 0,070 | 0,092 | 0,159 | 0,456 | 0,610 | 0,028 | (J |
| Отбор от НИЗ, % | 31,6 | 7,2 | 80,2 | 72,6 | 26,9 | 25,1 | 57,0 | 92,5 | 93,3 | 11,0 | |
| ОИЗ нефти, тыс. т | 383,0 | 29,7 | 5,2 | 7,9 | l 1,7 | 27,0 | 30,1 | 2,6 | 3,3 | 11,6 | 254,0 |
| Перебывавший добы- вающий фонд, ед. | 18 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 2 | 1 | t) |
| Уд. нак. добыча на 1 переб. скв., тыс.т | 9,8 | 1,2 | 10,4 | 10,5 | 2,1 | 4,5 | 19,9 | 10,8 | 22,9 | 1,4 | |
| ПCC, га/скв. | 7,3 | 6,4 | 4,9 | 3,9 | 3,1 | 3,3 | 9,6 | 2,6 | 3,6 | 5,5 | |