Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 299
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1, принятые для проектирования, составляют 642 376 тыс. т.
Как отмечалось ранее, вся информация по текущему состоянию разработки и выработке запасов по объектам в настоящей главе приводится с учетом перераспределения добычи, выполненного по результатам актуального подсчета запасов 2017 года (глава 2 настоящего отчета).
Основным объектом разработки являются пласты ВК1-3, содержащие 79,4 % начальных и 77,4 % текущих извлекаемых запасов нефти категории АВ1. На объект ЮК2-9 приходится порядка 17,2 % НИЗ и 19,5 % ТИЗ. Доля запасов остальных объектов (АК1-3, ЮК0, ЮК1, П, БГ, БГ2, ДЮК) незначительна – 3,4 % по НИЗ и 3,1 % по ТИЗ.
Распределение начальных и текущих извлекаемых запасов категории АВ1 по объектам разработки представлено на рисунке 3 .4.
Рисунок 3.4 – Распределение извлекаемых запасов нефти категории АВ1
по объектам разработки
По состоянию на 01.01.2017 в разработке участвуют шесть объектов из девяти – ВК1-3, П, ЮК2-9, БГ, БГ2, ДЮК. Объект ЮК0 разрабатывался в период с 2002 по 2008 гг. двумя скважинами № 40001Р, № 550Р. Объекты АК1-3, ЮК1 в разработку не вовлекались.
За весь период разработки на месторождении в пределах Каменного ЛУ добыто 23 977 тыс. т нефти. Отбор от начальных извлекаемых запасов категории АВ1 составляет 12,2 % при текущей обводненности 80,4 %, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,037. Накопленная добыча жидкости составляет 73 049 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор – 2,0.
В 2016 году добыто 1 999 тыс. т нефти (при темпе отбора от НИЗ – 1,0 %) и 10 187 тыс. т жидкости. Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 42,3 т/сут, нефти – 8,3 т/сут.
Закачка воды с целью поддержания пластового давления в пределах Каменного ЛУ осуществляется с 1994 года. По состоянию на 01.01.2017 в продуктивные пласты закачано 80 066 тыс. м3 рабочего агента, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой оценивается величиной 95,6 %.
В 2016 году объем закачанной воды составил 12 558 тыс. м3 воды, текущий отбор жидкости закачкой компенсируется на 113,4 %, средняя приемистость нагнетательных скважин – 124,1 м3/сут.
Динамика основных технологических показателей разработки Каменного лицензионного участка приведена на рисунке 3 .5 и в таблице 3 .2.
Рисунок 3.5 – Динамика основных технологических показателей разработки
Каменного ЛУ
Таблица 3.2 – Технологические показатели разработки Каменного ЛУ
История разработки Каменного лицензионного участка
Освоение Каменного ЛУ начато в 1992 году с Сеульского поднятия. Первые скважины введены в эксплуатацию на объекты ВК1-3, П, ЮК2-9, БГ, ДЮК. Основной объект, определяющий профиль по лицензионному участку в целом, – ВК1-3 (Рисунок 3 .6).
Рисунок 3.6 – Динамика добычи нефти по объектам разработки Каменного ЛУ
До 1998 года добыча нефти безводная, залежи эксплуатировались практически на естественном режиме (Таблица 3 .2). До 2003 года пробная закачка воды организована только на объекте ВК1-3 (в периоды 1994-1996 и 2000-2001 гг.). На данном этапе закачка показала слабую эффективность.
С 2005 года начинается активная фаза освоения лицензионного участка: начато эксплуатационное бурение в пределах Каменного и Поттымского поднятий (участки
Юг-1, 61Р), параллельно велось добуривание центральной и западной частей Сеульского поднятия (бурение на участках Центр и Запад). В связи с интенсивным вовлечением в разработку пластов ВК1-3 и П отмечается рост уровня добычи нефти с 126 тыс. т в 2004 году до 881 тыс. т – в 2007 году. В период с 2004 по 2007 гг. действующий фонд добывающих скважин вырос с 78 до 220 скважин, отобрано 2 393 тыс. т нефти (69,5 % – объект ВК1-3, 25,3 % – объект П, 3,0 % – объект БГ, 1,3 % – объект ЮК2-9, 0,7 % – объект ДЮК и 0,2 % – объект ЮК0).
В период 2002-2008 гг. в процессе разбуривания основного объекта разработки ВК1-3 проведены работы по доизучению нижележащих горизонтов, в том числе проведена пробная эксплуатация объекта ЮК0.
С целью поддержания пластового давления начинается формирование системы заводнения. Основной объем закачки приходится на объект ВК1-3 (Рисунок 3 .7). Закачка воды с целью ППД осуществляется так же в единичные скважины пластов тюменской свиты, объектов П и ДЮК. С данного периода наблюдается постепенное увеличение объема закачки, но ввиду интенсивного ввода новых скважин объем закачки не позволяет скомпенсировать объемы добычи, текущая компенсация на тот момент держится на уровне 60 %.
Рисунок 3.7 – Динамика объёмов закачки воды по объектам разработки Каменного ЛУ
В 2008 году пробурены первые эксплуатационные скважины на Айторском (участок Айтор), а в 2009 году на Кальмановском (участок Пойма) поднятиях. В последнюю очередь (2011 год) разбурен участок Юг-2 в пределах Поттымского поднятия. Описываемый период (2008-2011 гг.) характеризуется растущим уровнем добычи нефти – в 2011 году. достигнут пик по добыче нефти в 2 866 тыс. т. В описываемый период действующий фонд добывающих скважин вырос с 220 до 614 скважин, отобрано 8 777 тыс. т нефти (98,8 % – добыча с объекта ВК1-3).
Дальнейший период разработки Каменного ЛУ (2012-2016 гг.) характеризуется постепенным снижением годовых отборов нефти (с 2 866 тыс. т в 2011 году до 1 999 тыс. т в 2016 году) и монотонным ростом обводненности продукции (с 61,1 до 80,4 %), что обусловлено процессом естественной выработки запасов в разбуренной зоне основного объекта Каменного ЛУ. Вместе с тем продолжается эксплуатационное бурение скважин, основное бурение сосредоточено на объекте ВК1-3. В этот период (2012-2016 гг.) отобрано 11 598 тыс. т нефти (97 % добыча с объекта ВК1-3).
Распределение основных технологических показателей по эксплуатируемым объектам на 01.01.2017 представлено в таблице 3 .3.
Таблица 3.3 – Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2017 г. Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского месторождения
*Объект выделен впервые в рамках подсчета запасов 2017 г. КИН принят по аналогии с объектом ЮК2-9
Как отмечалось ранее, базовым объектом разработки по вкладу в ежегодные уровни добычи нефти является объект ВК1-3 (93,7 % суммарной накопленной и 94,6 % текущей добычи нефти). Распределение накопленных и текущих объемов добычи нефти по эксплуатационным объектам на 01.01.2017 приведено на рисунке 3 .8.
Рисунок 3.8 – Распределение накопленной и текущей добычи нефти
по объектам разработки Каменного ЛУ
В настоящий момент система ППД организована на объектах ВК1-3, П, ЮК2-9. На объекте ДЮК закачка воды производилась с 2007 по 2014 гг. Основной объем накопленной закачки воды приходится на эксплуатационный объект ВК1-3 – 98,9 %, на объект П приходится 0,7 % закачки, на объект ЮК2-9 – 0,2 %, на объект ДЮК – 0,3 %. Распределение накопленных и текущих объемов закачки воды по эксплуатационным объектам на 01.01.2017 приведено на рисунке 3 .9.
Рисунок 3.9 – Распределение накопленных и текущих объемов закачки
по объектам разработки Каменного ЛУ
Таким образом, основным объектом, определяющим особенности разработки Каменного ЛУ (западная часть), является объект ВК1-3, на долю которого приходится 94 % накопленной добычи нефти. Благодаря активной работе Недропользователя по оптимизации системы ППД на объекте ВК1-3 сокращаются потери по дебиту жидкости. Кроме того, начиная с 2015 года, усиливается работа с трудноизвлекаемыми запасами тюменской свиты: реализуются пилотные работы по поиску экономически рентабельной технологии разработки, выполняются проекты бурения ГС+МГРП.
Показатели выработки запасов
Наибольшей степенью выработки запасов углеводородного сырья характеризуются объекты ВК1-3, П, БГ. В настоящее время по ним отобрано 14,4, 35,7 и 22,5 % начальных извлекаемых запасов соответственно. На рисунке 3 .10 визуально представлено качество выработки запасов.
Как отмечалось ранее, вся информация по текущему состоянию разработки и выработке запасов по объектам в настоящей главе приводится с учетом перераспределения добычи, выполненного по результатам актуального подсчета запасов 2017 года (глава 2 настоящего отчета).
Основным объектом разработки являются пласты ВК1-3, содержащие 79,4 % начальных и 77,4 % текущих извлекаемых запасов нефти категории АВ1. На объект ЮК2-9 приходится порядка 17,2 % НИЗ и 19,5 % ТИЗ. Доля запасов остальных объектов (АК1-3, ЮК0, ЮК1, П, БГ, БГ2, ДЮК) незначительна – 3,4 % по НИЗ и 3,1 % по ТИЗ.
Распределение начальных и текущих извлекаемых запасов категории АВ1 по объектам разработки представлено на рисунке 3 .4.
Рисунок 3.4 – Распределение извлекаемых запасов нефти категории АВ1
по объектам разработки
По состоянию на 01.01.2017 в разработке участвуют шесть объектов из девяти – ВК1-3, П, ЮК2-9, БГ, БГ2, ДЮК. Объект ЮК0 разрабатывался в период с 2002 по 2008 гг. двумя скважинами № 40001Р, № 550Р. Объекты АК1-3, ЮК1 в разработку не вовлекались.
За весь период разработки на месторождении в пределах Каменного ЛУ добыто 23 977 тыс. т нефти. Отбор от начальных извлекаемых запасов категории АВ1 составляет 12,2 % при текущей обводненности 80,4 %, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,037. Накопленная добыча жидкости составляет 73 049 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор – 2,0.
В 2016 году добыто 1 999 тыс. т нефти (при темпе отбора от НИЗ – 1,0 %) и 10 187 тыс. т жидкости. Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 42,3 т/сут, нефти – 8,3 т/сут.
Закачка воды с целью поддержания пластового давления в пределах Каменного ЛУ осуществляется с 1994 года. По состоянию на 01.01.2017 в продуктивные пласты закачано 80 066 тыс. м3 рабочего агента, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой оценивается величиной 95,6 %.
В 2016 году объем закачанной воды составил 12 558 тыс. м3 воды, текущий отбор жидкости закачкой компенсируется на 113,4 %, средняя приемистость нагнетательных скважин – 124,1 м3/сут.
Динамика основных технологических показателей разработки Каменного лицензионного участка приведена на рисунке 3 .5 и в таблице 3 .2.
Рисунок 3.5 – Динамика основных технологических показателей разработки
Каменного ЛУ
Таблица 3.2 – Технологические показатели разработки Каменного ЛУ
| Годы | Фонд скважин с начала разработки (эксплуат.) | Действующий фонд скважин на конец года | Добыча нефти, тыс. т | Коэффициент извлечения нефти, доли.ед. | Добыча жидкости, тыс. т | Обводненность, % | Закачка рабочих агентов, тыс. м3 | Добыча растворенного газа, млн м3 | |||||
| Доб. | Нагн. | Годовая | Накопленная | Годовая | Накопленная | Годовая | Накопленная | Годовая | Накопленная | ||||
| 1992 | 10 | 4 | | 13 | 13 | 0.000 | 14 | 14 | 4.1 | | | 3 | 3 |
| 1993 | 99 | 70 | | 171 | 184 | 0.000 | 185 | 199 | 7.9 | | | 36 | 39 |
| 1994 | 156 | 92 | 19 | 160 | 344 | 0.001 | 185 | 384 | 13.5 | 295 | 295 | 30 | 69 |
| 1995 | 196 | 108 | | 143 | 487 | 0.001 | 155 | 538 | 7.3 | 167 | 462 | 27 | 96 |
| 1996 | 196 | 81 | | 106 | 593 | 0.001 | 118 | 656 | 10.4 | | 462 | 19 | 115 |
| 1997 | 197 | 96 | | 64 | 657 | 0.001 | 71 | 727 | 9.8 | | 462 | 12 | 127 |
| 1998 | 197 | 118 | | 111 | 767 | 0.001 | 124 | 851 | 10.4 | | 462 | 19 | 146 |
| 1999 | 213 | 139 | | 118 | 885 | 0.001 | 183 | 1 034 | 35.6 | | 462 | 21 | 167 |
| 2000 | 213 | 132 | 11 | 101 | 986 | 0.002 | 186 | 1 219 | 45.7 | 174 | 636 | 19 | 186 |
| 2001 | 216 | 123 | | 83 | 1 069 | 0.002 | 157 | 1 376 | 47.1 | 158 | 794 | 15 | 201 |
| 2002 | 234 | 90 | | 68 | 1 137 | 0.002 | 129 | 1 505 | 47.2 | | 794 | 12 | 213 |
| 2003 | 340 | 75 | 15 | 71 | 1 208 | 0.002 | 150 | 1 655 | 52.4 | 522 | 1 315 | 13 | 226 |
| 2004 | 341 | 78 | 20 | 126 | 1 334 | 0.002 | 268 | 1 923 | 53.1 | 478 | 1 793 | 21 | 247 |
| 2005 | 414 | 123 | 30 | 566 | 1 901 | 0.003 | 970 | 2 893 | 41.6 | 741 | 2 534 | 137 | 384 |
| 2006 | 469 | 175 | 35 | 820 | 2 720 | 0.004 | 1 745 | 4 638 | 53.0 | 1 303 | 3 836 | 242 | 626 |
| 2007 | 518 | 220 | 43 | 881 | 3 602 | 0.006 | 2 110 | 6 748 | 58.2 | 1 388 | 5 224 | 191 | 817 |
| 2008 | 613 | 290 | 86 | 1 276 | 4 878 | 0.008 | 3 423 | 10 172 | 62.7 | 3 013 | 8 237 | 225 | 1 042 |
| 2009 | 740 | 375 | 118 | 1 896 | 6 773 | 0.011 | 4 624 | 14 795 | 59.0 | 4 264 | 12 501 | 185 | 1 227 |
| 2010 | 934 | 508 | 167 | 2 739 | 9 512 | 0.015 | 6 112 | 20 907 | 55.2 | 5 831 | 18 332 | 257 | 1 484 |
| 2011 | 1080 | 614 | 226 | 2 866 | 12 378 | 0.019 | 7 366 | 28 273 | 61.1 | 7 293 | 25 625 | 203 | 1 687 |
| 2012 | 1070 | 593 | 250 | 2 762 | 15 140 | 0.024 | 7 966 | 36 239 | 65.3 | 9 415 | 35 040 | 156 | 1 843 |
| 2013 | 1093 | 619 | 255 | 2 471 | 17 611 | 0.027 | 8 189 | 44 429 | 69.8 | 9 593 | 44 633 | 208 | 2 051 |
| 2014 | 1109 | 629 | 258 | 2 263 | 19 874 | 0.031 | 8 862 | 53 291 | 74.5 | 10 591 | 55 224 | 197 | 2 248 |
| 2015 | 1131 | 647 | 275 | 2 104 | 21 978 | 0.034 | 9 572 | 62 862 | 78.0 | 12 284 | 67 508 | 197 | 2 445 |
| 2016 | 1144 | 657 | 277 | 1 999 | 23 977 | 0.037 | 10 187 | 73 049 | 80.4 | 12 558 | 80 066 | 180 | 2 625 |
История разработки Каменного лицензионного участка
Освоение Каменного ЛУ начато в 1992 году с Сеульского поднятия. Первые скважины введены в эксплуатацию на объекты ВК1-3, П, ЮК2-9, БГ, ДЮК. Основной объект, определяющий профиль по лицензионному участку в целом, – ВК1-3 (Рисунок 3 .6).
Рисунок 3.6 – Динамика добычи нефти по объектам разработки Каменного ЛУ
До 1998 года добыча нефти безводная, залежи эксплуатировались практически на естественном режиме (Таблица 3 .2). До 2003 года пробная закачка воды организована только на объекте ВК1-3 (в периоды 1994-1996 и 2000-2001 гг.). На данном этапе закачка показала слабую эффективность.
С 2005 года начинается активная фаза освоения лицензионного участка: начато эксплуатационное бурение в пределах Каменного и Поттымского поднятий (участки
Юг-1, 61Р), параллельно велось добуривание центральной и западной частей Сеульского поднятия (бурение на участках Центр и Запад). В связи с интенсивным вовлечением в разработку пластов ВК1-3 и П отмечается рост уровня добычи нефти с 126 тыс. т в 2004 году до 881 тыс. т – в 2007 году. В период с 2004 по 2007 гг. действующий фонд добывающих скважин вырос с 78 до 220 скважин, отобрано 2 393 тыс. т нефти (69,5 % – объект ВК1-3, 25,3 % – объект П, 3,0 % – объект БГ, 1,3 % – объект ЮК2-9, 0,7 % – объект ДЮК и 0,2 % – объект ЮК0).
В период 2002-2008 гг. в процессе разбуривания основного объекта разработки ВК1-3 проведены работы по доизучению нижележащих горизонтов, в том числе проведена пробная эксплуатация объекта ЮК0.
С целью поддержания пластового давления начинается формирование системы заводнения. Основной объем закачки приходится на объект ВК1-3 (Рисунок 3 .7). Закачка воды с целью ППД осуществляется так же в единичные скважины пластов тюменской свиты, объектов П и ДЮК. С данного периода наблюдается постепенное увеличение объема закачки, но ввиду интенсивного ввода новых скважин объем закачки не позволяет скомпенсировать объемы добычи, текущая компенсация на тот момент держится на уровне 60 %.
Рисунок 3.7 – Динамика объёмов закачки воды по объектам разработки Каменного ЛУ
В 2008 году пробурены первые эксплуатационные скважины на Айторском (участок Айтор), а в 2009 году на Кальмановском (участок Пойма) поднятиях. В последнюю очередь (2011 год) разбурен участок Юг-2 в пределах Поттымского поднятия. Описываемый период (2008-2011 гг.) характеризуется растущим уровнем добычи нефти – в 2011 году. достигнут пик по добыче нефти в 2 866 тыс. т. В описываемый период действующий фонд добывающих скважин вырос с 220 до 614 скважин, отобрано 8 777 тыс. т нефти (98,8 % – добыча с объекта ВК1-3).
Дальнейший период разработки Каменного ЛУ (2012-2016 гг.) характеризуется постепенным снижением годовых отборов нефти (с 2 866 тыс. т в 2011 году до 1 999 тыс. т в 2016 году) и монотонным ростом обводненности продукции (с 61,1 до 80,4 %), что обусловлено процессом естественной выработки запасов в разбуренной зоне основного объекта Каменного ЛУ. Вместе с тем продолжается эксплуатационное бурение скважин, основное бурение сосредоточено на объекте ВК1-3. В этот период (2012-2016 гг.) отобрано 11 598 тыс. т нефти (97 % добыча с объекта ВК1-3).
Распределение основных технологических показателей по эксплуатируемым объектам на 01.01.2017 представлено в таблице 3 .3.
Таблица 3.3 – Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2017 г. Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского месторождения
| Номер п/ п | Основные показатели разработки | ВК1-3 | АК1-3 | ЮК0 | ЮК1 | П | ЮК2-9 | БГ | БГ2 | ДЮК | ЛУ |
| 1 | Год ввода в разработку | 1992 | - | 2002 | - | 1992 | 1992 | 1992 | 2016 | 1992 | 1992 |
| 2 | Текущая добыча нефти, тыс.т/год | 1 891 | - | - | - | 45 | 23 | 11 | 2 | 27 | 1 999 |
| 3 | Накопленная добыча нефти, тыс. т | 22 465 | - | 13 | - | 1 059 | 142 | 235 | 2 | 61 | 23 977 |
| 4 | Текущий КИН, д.ед. | 0,048 | - | 0,003 | - | 0,086 | 0,001 | 0,063 | 0,001 | 0,005 | 0,037 |
| Утвержденный КИН (кат. ВС1) , д.ед. | 0,335 | 0,239 | 0,100 | 0,100 | 0,241 | 0,240 | 0,280 | 0,240* | 0,112 | 0,323 | |
| 5 | Годовая добыча жидкости, тыс. т | 10 024 | - | - | - | 74 | 28 | 13 | 12 | 36 | 10 187 |
| Накопленная добыча жидкости, тыс. т | 71 317 | - | 14 | - | 1225 | 159 | 249 | 12 | 73 | 73 049 | |
| Обводненность, % | 81,1 | - | - | - | 38,8 | 19,4 | 20,5 | 83,6 | 23,2 | 80,4 | |
| Водонефтяной фактор, т/т | 4,3 | - | - | - | 0,6 | 0,2 | 0,2 | 5,1 | 0,3 | 4,1 | |
| Накопленный водонефтяной фактор, т/т | 2,2 | - | 0,1 | - | 0,2 | 0,1 | 0,1 | 5,1 | 0,2 | 2,0 | |
| 6 | Фонд добывающих скважин | 654 | - | 1 | - | 20 | 28 | 8 | 1 | 11 | 705 |
| Действующий фонд добывающих скважин | 627 | - | - | - | 15 | 12 | 2 | 1 | 6 | 657 | |
| Действующий фонд нагнетательных скважин | 276 | - | - | - | 1 | 1 | - | - | - | 277 | |
| 7 | Средний дебит нефти, т/сут | 8,3 | - | - | - | 9,6 | 7,2 | 9,8 | 13,1 | 23,2 | 8,3 |
| Средний дебит жидкости, т/сут | 44,2 | - | - | - | 15,7 | 9,0 | 12,3 | 79,9 | 30,2 | 42,3 | |
| Средняя приемистость скважины, м3/сут | 127,4 | - | - | - | 302,7 | 33,0 | - | - | - | 124,1 | |
| 8 | Годовая закачка воды, тыс.м3 | 12 426 | - | - | - | 120 | 12 | - | - | - | 12 558 |
| Накопленная закачка воды, тыс.м3 | 79 150 | - | - | - | 582 | 133 | - | - | 200 | 80 066 | |
| Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, % | 115,4 | - | - | - | 126,8 | 24,9 | - | - | - | 113,4 | |
| Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, % | 98,6 | - | - | - | 33,8 | 46,6 | - | - | 153,6 | 95,6 | |
| 9 | Добыча попутного газа, млн.м3/сут | 132 | - | - | - | 33 | 5 | 3 | 1 | 6 | 180 |
| Добыча свободного газа, млн.м3/сут | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Добыча конденсата (стабильного), тыс.т | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| 10 | Фонд добывающих газовых скважин | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Действующий фонд газовых скважин | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Действ. фонд газонагнетательных скв. | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| 11 | Средний дебит газа, тыс.м3/сут | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Средняя прием. по газу, тыс.м3/сут | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Средний дебит конденсата, т/сут | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
*Объект выделен впервые в рамках подсчета запасов 2017 г. КИН принят по аналогии с объектом ЮК2-9
Как отмечалось ранее, базовым объектом разработки по вкладу в ежегодные уровни добычи нефти является объект ВК1-3 (93,7 % суммарной накопленной и 94,6 % текущей добычи нефти). Распределение накопленных и текущих объемов добычи нефти по эксплуатационным объектам на 01.01.2017 приведено на рисунке 3 .8.
Рисунок 3.8 – Распределение накопленной и текущей добычи нефти
по объектам разработки Каменного ЛУ
В настоящий момент система ППД организована на объектах ВК1-3, П, ЮК2-9. На объекте ДЮК закачка воды производилась с 2007 по 2014 гг. Основной объем накопленной закачки воды приходится на эксплуатационный объект ВК1-3 – 98,9 %, на объект П приходится 0,7 % закачки, на объект ЮК2-9 – 0,2 %, на объект ДЮК – 0,3 %. Распределение накопленных и текущих объемов закачки воды по эксплуатационным объектам на 01.01.2017 приведено на рисунке 3 .9.
Рисунок 3.9 – Распределение накопленных и текущих объемов закачки
по объектам разработки Каменного ЛУ
Таким образом, основным объектом, определяющим особенности разработки Каменного ЛУ (западная часть), является объект ВК1-3, на долю которого приходится 94 % накопленной добычи нефти. Благодаря активной работе Недропользователя по оптимизации системы ППД на объекте ВК1-3 сокращаются потери по дебиту жидкости. Кроме того, начиная с 2015 года, усиливается работа с трудноизвлекаемыми запасами тюменской свиты: реализуются пилотные работы по поиску экономически рентабельной технологии разработки, выполняются проекты бурения ГС+МГРП.
Показатели выработки запасов
Наибольшей степенью выработки запасов углеводородного сырья характеризуются объекты ВК1-3, П, БГ. В настоящее время по ним отобрано 14,4, 35,7 и 22,5 % начальных извлекаемых запасов соответственно. На рисунке 3 .10 визуально представлено качество выработки запасов.