ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 143
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1952 по 2009 год скважиной 14. Накопленная добыча нефти составила 42,0 тыс.т, скважина отработала 55 лет. Дебит скважины по жидкости с 21,9 снизился до 0,2 т/суг, продукция с безводной обводнилась до 33 %. ОИЗ залежи со- ставляют 49,0 тыс. т. По скважине не было замеров пластового давления. Кандидатами для довыработки запасов являются скважина 70, 71 (ввод скважины из действующего и наблюдательного фонда других пластов).
Блок XXI разрабатывался с 1954 по 2014 год скважиной 21. Накопленная добыча нефти составила 33,1 тыс.т, скважина отработала 60 лет. Дебит скважины по жидкости с 6,5 снизился до 0,22 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 50 %. ОИЗ залежи со- ставляют 51,9 тыс. т. Скважина 21 эксплуатировала совместно три пласта: III, IV, V, было проведено четыре замера пластового давления: в 2011 г. (6,2 атм.), 2014 г. (1,2-4,6 атм.) (Рисунок 4.35). По состоянию на 01.01.2015 г., скважина в бездейстующем фонде. Начальное пластовое давление по скважине 21 оценивается в 81 атм. Кандидатом для до- выработки запасов является скважина 66 (перевод скважины после отработки на объект IV)-
100
90
- ° 80
р g щ 70
40
30
10
800
600
500
400 Z
Z
300
6 2
200
100
’
0
1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982
0
1986 1990 1994 1998 2002 2006 20 10 2014
О0водлеіпіость (вес), % Qж. т/c}ц • Рпл. атм. • Ндіпі. м
Рисунок 4.35 — Динамика показателей разработки XXI блока V пласта
ОбъектVI
Установлена одна залежь нефти, и три залежи газа. Залежи пластовые, литологиче- ски экранированные. Площадь нефтеносности составляет 77 тыс.м2, средняя нефтенасы- щенная толщина по залежи 11,3 м. Начальные геологические запасы нефти категории C1 составляют 57 тыс.т, (0,6 % от запасов месторождения категории B+C1).
Разработка залежи нефти не велась.
ОбъектVII
Установлено две залежи нефти. Залежи пластовые, частично литологически экра- нированные. Площадь нефтеносности составляет 136 тыс.м2, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 3,5 — 5,1 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С I составляют 37 тыс.т (доля от В+С I категории запасов месторождения 0,3 %) (Таблица 4.23).
Разработка объекта велась с 1957 по 2009 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Обе залежи были введены в разработку. Залежи разрабатывались единичными скважинами. В эксплуатации перебывали две добывающие скважины. Плотность сетки скважин по блокам 4,6 — 9,1 га/скв, в целом по объекту 6,8 га/скв. В настоящий момент объект не разрабатывается.
Таблица 4.23 — Показатели выработки по блокам объекта VII
z SOO
с90
30
40 60 80 100
ОтбодогВИЗ,%
Рисунок 4.36 — Зависимость «обводненность — отбор от НИЗ» объекта VII
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Таблица 4.24 – Технологические показатели разработки объекта VII
Залежь в блоке XXII разрабатывалась с 1964 по 1981 год скважиной 30. Накоплен- ная добыча нефти составила 1,0 тыс.т, скважина отработала 18 лет. Дебит скважины по жидкости с 0,21 снизился до 0,07 т/сут, продукция с 41,5 % обводнилась до 50 %. Скважи- на ожидает ликвидации. ОИЗ залежи составляют 7,0 тыс. т. По скважине не было замеров пластового давления. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 30 (ввод скважины из ожидания ликвидации).
Залежь в блоке XXIII разрабатывалась с 1957 по 2009 год скважиной 74. Накоп- ленная добыча нефти составила 3,4 тыс.т, скважина отработала 40 лет. Дебит скважины по жидкости с0,26 снизился до 0,46 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 60 %. ОИЗ залежи составляют -0,4 тыс. т. По скважине был замер пластового давления в 1974 г., 26,8 атм. Начальное пластовое давление по скважине 74 оценивается в 82 атм. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 22 (перевод скважины из наблюдательного фонда пласта VIII).
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПPOEKTY РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Блок XXI разрабатывался с 1954 по 2014 год скважиной 21. Накопленная добыча нефти составила 33,1 тыс.т, скважина отработала 60 лет. Дебит скважины по жидкости с 6,5 снизился до 0,22 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 50 %. ОИЗ залежи со- ставляют 51,9 тыс. т. Скважина 21 эксплуатировала совместно три пласта: III, IV, V, было проведено четыре замера пластового давления: в 2011 г. (6,2 атм.), 2014 г. (1,2-4,6 атм.) (Рисунок 4.35). По состоянию на 01.01.2015 г., скважина в бездейстующем фонде. Начальное пластовое давление по скважине 21 оценивается в 81 атм. Кандидатом для до- выработки запасов является скважина 66 (перевод скважины после отработки на объект IV)-
100
90
- ° 80р g щ 70
40
30
10
800
600500
400 Z
Z
300
6 2
200
100
’
0
1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982
0
1986 1990 1994 1998 2002 2006 20 10 2014
О0водлеіпіость (вес), % Qж. т/c}ц • Рпл. атм. • Ндіпі. м
Рисунок 4.35 — Динамика показателей разработки XXI блока V пласта
ОбъектVI
Установлена одна залежь нефти, и три залежи газа. Залежи пластовые, литологиче- ски экранированные. Площадь нефтеносности составляет 77 тыс.м2, средняя нефтенасы- щенная толщина по залежи 11,3 м. Начальные геологические запасы нефти категории C1 составляют 57 тыс.т, (0,6 % от запасов месторождения категории B+C1).
Разработка залежи нефти не велась.
ОбъектVII
Установлено две залежи нефти. Залежи пластовые, частично литологически экра- нированные. Площадь нефтеносности составляет 136 тыс.м2, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 3,5 — 5,1 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С I составляют 37 тыс.т (доля от В+С I категории запасов месторождения 0,3 %) (Таблица 4.23).
Разработка объекта велась с 1957 по 2009 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Обе залежи были введены в разработку. Залежи разрабатывались единичными скважинами. В эксплуатации перебывали две добывающие скважины. Плотность сетки скважин по блокам 4,6 — 9,1 га/скв, в целом по объекту 6,8 га/скв. В настоящий момент объект не разрабатывается.
Таблица 4.23 — Показатели выработки по блокам объекта VII
| Показатель | в целом | XXII | XXIII |
| НГЗ, тыс.т | 37 | 28 | 9 |
| НИЗ, тыс.т | 11 | 8 | 3 |
| НГЗ газа, тыс.т | 0 | 0 | 0 |
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 4,3 | 1,0 | 3,4 |
| Текущий КИН, д.ед. | 0,117 | 0,034 | 0,375 |
| Отбор от НИЗ, % | 39,4 | 11,9 | 100 |
| ОИЗ нефти, тыс. т | 6,7 | 7,0 | 0 |
| Перебывавший добывающий фонд, ед. | 2 | 1 | l |
| Уд. нак. добыча на 1 переб. скв., тыс.т | 2,2 | 1,0 | 3,4 |
| ПCC, га/скв. | 6,8 | 9,0 | 4,6 |
| | | | | | ||||||
| | | | | | ||||||
| |  | | | | ||||||
| | | | | | ||||||
 | | | | | | |||||
| | | | | | | |||||
| | | | | | | |||||
 | | | | | | |||||
| | | | | | | |||||
| | | | | | | | ||||
z SOO
с90
30 40 60 80 100
ОтбодогВИЗ,%Рисунок 4.36 — Зависимость «обводненность — отбор от НИЗ» объекта VII
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ
Таблица 4.24 – Технологические показатели разработки объекта VII
| Годы и периоды | Добыча, тыс.т | Весовая обводнен- ность, % | Коэффиц- иент нефте извлече- ния, доли ед. | Закачка рабочего агента, тыс.м3 | Фонд скважин на конец периода | Дебит, т/сут | Приеми с-тость по воде, м3/сут | |||||||||
| нефти | воды | жидкости | всего | добыва ющих | нагн.н | ефти | жид- кости | |||||||||
| текущая | накоп- ленная | текущая | накоп- ленная | текущая | накоп- ленная | годовая | накоп- ленная | |||||||||
| 1957 | 0,1 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,1 | 0,1 | 7,4 | 0,001 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,3 | 0 |
| 1958 | 0,1 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,1 | 0,2 | 20,5 | 0,004 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,3 | 0,3 | 0 |
| 1959 | 0,2 | 0,3 | 0,1 | 0,1 | 0,3 | 0,4 | 22,3 | 0,009 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,6 | 0,7 | 0 |
| 1960 | 0,2 | 0,5 | 0 | 0,1 | 0,2 | 0,6 | 0 | 0,014 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,6 | 0,6 | 0 |
| 1961 | 0,1 | 0,6 | 0 | 0,1 | 0,1 | 0,7 | 0 | 0,017 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,3 | 0,3 | 0 |
| 1962 | 0,0 | 0,7 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 0,8 | 3,0 | 0,018 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,1 | 0,1 | 0 |
| 1963 | 0,0 | 0,7 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 0,8 | 3,4 | 0,019 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,1 | 0,1 | 0 |
| 1964 | 0,1 | 0,7 | 0,0 | 0,1 | 0,1 | 0,8 | 13,9 | 0,020 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,1 | 0,2 | 0 |
| 1965 | 0,1 | 0,8 | 0,0 | 0,1 | 0,1 | 0,9 | 12,1 | 0,023 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,2 | 0 |
| 1966 | 0,1 | 0,9 | 0,1 | 0,2 | 0,2 | 1,1 | 42,1 | 0,025 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,3 | 0 |
| 1967 | 0,2 | 1,1 | 0,1 | 0,3 | 0,3 | 1,4 | 42,4 | 0,030 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,4 | 0 |
| 1968 | 0,1 | 1,2 | 0,1 | 0,4 | 0,2 | 1,6 | 42,3 | 0,034 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,3 | 0 |
| 1969 | 0,1 | 1,4 | 0,1 | 0,5 | 0,2 | 1,9 | 43,4 | 0,037 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,3 | 0 |
| 1970 | 0,1 | 1,5 | 0,1 | 0,6 | 0,2 | 2,1 | 43,3 | 0,041 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,3 | 0 |
| 1971 | 0,1 | 1,7 | 0,1 | 0,7 | 0,3 | 2,4 | 47,3 | 0,045 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,4 | 0 |
| 1972 | 0,1 | 1,8 | 0,2 | 0,9 | 0,3 | 2,7 | 53,7 | 0,048 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,4 | 0 |
| 1973 | 0,2 | 2,0 | 0,1 | 1,0 | 0,3 | 3,0 | 44,4 | 0,053 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,2 | 0,4 | 0 |
| 1974 | 0,2 | 2,1 | 0,1 | 1,1 | 0,3 | 3,3 | 36,4 | 0,058 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,5 | 0,7 | 0 |
| 1975 | 0,0 | 2,1 | 0,0 | 1,1 | 0,0 | 3,3 | 33,3 | 0,058 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 1,0 | 1,5 | 0 |
| 1976 | 0,1 | 2,2 | 0,0 | 1,2 | 0,1 | 3,4 | 22,9 | 0,061 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,1 | 0,2 | 0 |
| 1977 | 0,0 | 2,3 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 3,4 | 25,9 | 0,061 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 |
| 1978 | 0,0 | 2,3 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 3,5 | 33,3 | 0,062 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 |
| 1979 | 0,0 | 2,3 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 3,5 | 33,3 | 0,063 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 |
| 1980 | 0,0 | 2,3 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 3,6 | 33,3 | 0,063 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,0 | 0,0 | 0 |
| 1981 | 0,0 | 2,4 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 3,6 | 34,8 | 0,064 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | 0,0 | 0,1 | 0 |
| 1994 | 0,1 | 2,4 | 0,0 | 1,3 | 0,1 | 3,7 | 43,2 | 0,065 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1,4 | 2,4 | 0 |
| 1995 | 0,3 | 2,7 | 0,2 | 1,5 | 0,5 | 4,2 | 42,0 | 0,074 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1,2 | 2,0 | 0 |
| 1996 | 0,2 | 2,9 | 0,1 | 1,5 | 0,2 | 4,4 | 28,9 | 0,078 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1,3 | 1,8 | 0 |
| 1997 | 0,3 | 3,2 | 0,3 | 1,8 | 0,6 | 5,0 | 44,3 | 0,087 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1,3 | 2,3 | 0 |
| 1999 | 0,2 | 3,4 | 0,2 | 2,0 | 0,4 | 5,4 | 55,6 | 0,091 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,5 | 1,1 | 0 |
| 2000 | 0,2 | 3,5 | 0,2 | 2,2 | 0,4 | 5,7 | 58,9 | 0,095 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,5 | 1,1 | 0 |
| 2001 | 0,1 | 3,6 | 0,2 | 2,4 | 0,3 | 6,0 | 58,9 | 0,098 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,3 | 0,7 | 0 |
| 2002 | 0,2 | 3,8 | 0,1 | 2,4 | 0,2 | 6,2 | 30,1 | 0,102 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,4 | 0,6 | 0 |
| 2003 | 0,1 | 3,9 | 0,2 | 2,6 | 0,3 | 6,5 | 59,3 | 0,105 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,3 | 0,7 | 0 |
| 2004 | 0,1 | 3,9 | 0,2 | 2,7 | 0,2 | 6,7 | 70,8 | 0,106 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,6 | 0 |
| 2005 | 0,1 | 4,0 | 0,2 | 2,9 | 0,2 | 6,9 | 73,9 | 0,108 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,7 | 0 |
| 2006 | 0,1 | 4,1 | 0,1 | 3,1 | 0,2 | 7,1 | 66,5 | 0,110 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,6 | 0 |
| 2007 | 0,1 | 4,2 | 0,1 | 3,1 | 0,2 | 7,3 | 52,8 | 0,112 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,5 | 0 |
| 2008 | 0,1 | 4,3 | 0,1 | 3,3 | 0,3 | 7,6 | 50,0 | 0,116 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,4 | 0,8 | 0 |
| 2009 | 0,0 | 4,3 | 0,1 | 3,3 | 0,1 | 7,7 | 52,5 | 0,117 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0,2 | 0,5 | 0 |
Залежь в блоке XXII разрабатывалась с 1964 по 1981 год скважиной 30. Накоплен- ная добыча нефти составила 1,0 тыс.т, скважина отработала 18 лет. Дебит скважины по жидкости с 0,21 снизился до 0,07 т/сут, продукция с 41,5 % обводнилась до 50 %. Скважи- на ожидает ликвидации. ОИЗ залежи составляют 7,0 тыс. т. По скважине не было замеров пластового давления. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 30 (ввод скважины из ожидания ликвидации).
Залежь в блоке XXIII разрабатывалась с 1957 по 2009 год скважиной 74. Накоп- ленная добыча нефти составила 3,4 тыс.т, скважина отработала 40 лет. Дебит скважины по жидкости с0,26 снизился до 0,46 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 60 %. ОИЗ залежи составляют -0,4 тыс. т. По скважине был замер пластового давления в 1974 г., 26,8 атм. Начальное пластовое давление по скважине 74 оценивается в 82 атм. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 22 (перевод скважины из наблюдательного фонда пласта VIII).
ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПPOEKTY РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОМАЙ