ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 146
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
| | | | | |
| | |  | | |
| | |  | | |
| | |  | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| |  | | | |
| | | | | |
| | | | | |
70
40 
20
10
20 40 60 80 100Отбор от B8З, %
Рисунок 4.15 Зависимость «обводненность — отбор от НИЯ» объекта II
Залежь в блоке XIV разрабатывалась
скважинами 11 и 33 с 1951 по 1987 г. Замеров пластового давления нет.
За 34 года разработки добыто 30,8 тыс. т нефти (Таблица 4.14), текущий КИН со- ставляет 0,094, угвержденный 0,309. ОИЗ составляют 70,2 тыс. т. Стартовые дебиты по жидкости составляли 1,5-10,7, конечные 0,4-1,6 т/сут, обводненность повысилась с 6 % до 70-79 %. Обе скважины эксплуатировались совместно с объектом Ia, после эксплуатации ликвидированы. Замеров пластового давления не было. Кандидат для довыработки запа- сов - ввод скважины 11 из ликвидации, совместно с пластом Ia.
Залежь в блоке XVI разрабатывалась скважинами 83, 86, 89, 100 с 1953 по 2000 г. За 46 лет разработки накопленная добыча составила 32,6 тыс. т, извлекаемые запасы пол- ностью выработаны. Скважины начинали работать на объекте с дебитами жидости 2,5- 14,8 т/сут, заканчивали работу с дебитом 0,5-2,4 т/сут. Обводненность по скважинам за- метно разнится: от нулевой старотовой до 20-95 % конечной, перед выбытием. Скважины 86 и 100, расположенные у северной границы залежи, обводнились быстрее.
В 1981 г. по скважине 100 был произведен замер пластового давления, оно соста- вило 18 атм. (Рисунок 4.16). Начальное пластовое давление по скважине 100 оценивается в 53 атм.
1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 2009 2013
Обводненностъ (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.16 — Динамика показателей скважины 100 XVI блока II пласта
Залежь в блоке XVII разрабатывалась скважиной 40 с 1957 по 1976 г.,
совместно с пластом И. За шесть лет работы скважины было добыто 1,3 тыс. т нефти. Залежь находит- ся на начальной стадии разработки. Через 14 лет после остановки скважины, она была за- пущена на два месяца как нагнетательная, закачала 215 В действующем и во всех предыдущих проектных документах не разъясняется цель данной закачки. Исходя из со- стояния фонда и разработки на тот момент, можно сделать вывод об оценке приемистости, о возможности внедрения закачки на объекте. Скважина 40 начала работать с дебитом жидкости 3,6 т/сут и обводненностью 20 %, при остановке её дебит составлял 0,6 т/сут жидкости и 43 % обводненности. Скважина была ликвидирована. ОИЗ по залежи состав- ляют 10,7 тыс. т. Замеров пластового давления нет. Кандидат для довыработки запасов - скважина 7 (перевод из наблюдательного фонда объекта V).
Залежь в блоке XVIII разрабатывалась скважинами 69, 43, 95 с 1954 по 2010 г. За 39 лет разработки было добыто 18,2 тыс. т нефти, достигнут КИН 0,245, утвержденный КИН 0,419. ОИЗ составляют 12,8 тыс. т. Накопленная добыча по скважинам составила 2,7- 11,2 тыс. т. Дебиты скважин по жидкости в первый год после запуска составляли 2,0- 9,9 т/сут, скважины были запущены с безводным дебитом. При выбытия дебит жидкости составил 0,3-1,1 т/сут., обводненность 36-63 %.
Имеется один замер пластового давления по скважине 96 в 2010 г., 30,8 атм. (Рисунок 4.17). Начальное пластовое давление по скважине 100 оценивается в 49 атм. Данный замер говорит о работе аквифера. Для довыработки запасов имеются два кандида- та: 96 и 43 (запуск скважин из бездействия), они находятся в наблюдательном фонде.
1954 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014
Обводненность (вес). % • Рпл. атм. Qж. т/еще
Рисунок 4.17 — Динамика показателей разработки XVIII блока II пласта
Залежь в блоке XIX разрабатывалась скважиной 93 с 1953 по 1981 г. Накопленная добыча нефти составила 3,5 тыс.т, скважина отработала 29 лет. Дебит скважины по жид- кости с 0,6 снизился до 0,03 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 50 %. Замеров пластового давления нет. ОИЗ залежи составляют 3,8 тыс. т. Кадидат для довыработки за- пасов - скважина 50 (ввод из консервации и перевод на пласт II).
Залежь в блоке XX разрабатывалась скважиной 81 с 1955 по 1961 г. Накопленная добыча нефти составила 4,1 тыс.т, скважина отработала шесть лет. Дебит скважины по жидкости с 1,8 снизился до 0,3 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 47 %. Заме- ров пластового давления нет. Скважина ликвидирована. ОИЗ залежи составляют 9,9 тыс. т. Кандидатом для довыработки запасов является скважина 71 (ввод скважины из наблюдательного фонда пласта III).
Залежь в блоке XXI разрабатывалась скважиной 63 с 1955 по 1962 г. Накопленная добыча нефти составила 1,2 тыс.т, скважина отработала восемь лет. Дебит скважины по жидкости с 2,1 т/сут снизился до
0,4 т/сут, продукция с безводной обводнилась до 90 %. Замеров пластового давления нет. Скважина ликвидирована. ОИЗ залежи составляют 3,8 тыс. т. Кандидаты для довыработки запасов - скважины 21 и 66 (ввод после отработки по текущим объектам).
ОбъектIII
Установлено семь залежей нефти и две залежи газа. Залежи пластовые, частично литологически экранированные. Площадь нефтеносности составляет 795 тыс.м2, средняя нефтенасыщенная толщина по залежам 5,9 — 11,5 м. Начальные геологические запасы нефти категории В+С i составляют 541 тыс.т (5,3 % от запасов месторождения категории
в+Сі).
Разработка объекта ведется с 1954 г. на естественном упруговодонапорном режиме. Шесть залежей нефти введены в разработку, в эксплуатации перебывали одиннадцать до-
бывающих скважин. По состоянию на 01.01.2015 г. эксплуатационный фонд объекта со- стоит из одной бездействующей скважины 21 в блоке XXI. Плотность сетки скважин по залежам варьируется от 1,9 до 11,2 га/скв, в целом по объекту 7,2 га/скв. В настоящий мо- мент в разработке одна залежь.
Таблица 4.17 — Показатели выработки по блокам объекта III
| Показатель | В °e | xII | xv | xvII | XVI6 | XVI | XVIII | XIX | XX | XXI |
| НFЗ,тыс.т | 541 | t) | 143 | () | 83 | 56 | 108 | 102 | 33 | 16 |
| НИЗ,тыс.т | 149 | 0 | 50 | 0 | 18 | 5 | 26 | 27 | 12 | ll |
| НГЗгаза,тыс.т | 4 | 2 | () | 2 | () | () | () | (J | (J | (J |
| Накопленная добыча нефти, TЬIC.T | 67›6 | (J | (› | (J | 2›2 | 4›2 | 19›0 | 25›0 | 7: 9 | 9›3 |
| ТекущийКИН, д.ед. | 0,125 | | t) | | 0,027 | 0,075 | 0,176 | 0,245 | 0,241 | 0,584 |
| ОтборотНИЗ, % | 45,4 | | | | 12,3 | 83,5 | 73,0 | 92,4 | 66,2 | 85,0 |
| ОИЗнефти,тыс.т | 81,4 | | 50,0 | | 15,8 | 0,8 | 7,0 | 2,0 | 4,1 | 1,7 |
| Перебывавший добываю- щий фонд, ед. | 1 l | (J | () | (J | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Уд. нак. добыча на 1 переб. CKB. , ТЫС.Т | 6 1 ’ | | | | 2,2 | 2,1 | 9,5 | 12,5 | 4,0 | 4,7 |
| ПCC, га/скв. | 7,2 | | | | l 5,4 | 5,6 | 8,2 | 6,8 | 3,1 | 2,0 |