а) по состоянию на 01.01.1991 г., б) по состоянию на 01.01.2001 г., в) по состоянию на 01.01.2006 г., г) по состоянию на 01.01.2011 г., д) по состоянию

на 01.01.2021 г.

Рисунок 2.1 – Карта разработки N-ого месторождения

Наиболее активно месторождение разбуривалось в 1990-1992 гг., в ра- боту вводилось по 4-7 скважин. Поэтому добыча нефти увеличивалась быст- рыми темпами и достигла в 1993 г. 262,8 тыс. т. С 1994 г. наблюдается сниже-

ние годовых отборов нефти из-за прекращения бурения. С 2010 г., после воз- обновления бурения и ввода новых скважин, добыча нефти вновь начала расти и достигла в 2021 г. максимального уровня 1018,3 тыс. т, или 5,9 % от НИЗ.

Динамика основных технологических показателей разработки место- рождения приведена на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 – График показателей разработки N-ого месторождения

В 2021 г. добыча нефти по месторождению составила 1018,3 тыс. т, что на 111,4 тыс. т, или 12,3 % больше, чем в 2010 г. Темпы отбора составляют 5,9 % от НИЗ и 10,4 % от ТИЗ. Жидкости отобрано 1341,6 тыс. т, что на 259,5 тыс. т больше, чем в прошлом году.

В таблице 2.1 приведены основные технологические показатели разра- ботки N-ого месторождения.

Таблице 2.1 – Основные технологические показатели разработки N-ого месторождения

Показатель	Объект			В це- лом
	D2ef	D2st	D3dzr
Год ввода в разработку	1998	1988	1990	1988
Максимальный уровень добычи нефти, тыс. т	48,9	980,7	4,7	1018,3
Год достижения максимального уровня	2009	2011	2008	2011
Годовая добыча нефти, тыс. т	37,2	980,7	0,3	1018,3
Доля в общей добыче, %	3,7	96,3	0,0	-
Накопленная добыча нефти, тыс. т	198	8169	13	8381
Доля в общей добыче, %	2,4	97,5	0,2	-
Начальные извлекаемые запасы нефти (кат.С1), тыс. т.	2855	14315	55	17225
Доля НИЗ объекта в общем объёме запасов, %	16,6	83,1	0,3	-
Отбор от НИЗ, %	6,9	57,1	24,4	48,7
Остаточные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.	2657	6146	42	8844
Доля ОИЗ объекта в общем объёме запасов, %	30,0	69,5	0,5	-
Темп отбора от ОИЗ, %	1,4	13,8	0,8	10,3
Текущий КИН, доли ед.	0,014	0,203	0,085	0,153
Утверждённый КИН, доли ед.	0,200	0,355	0,350	0,315
Начальные геологические запасы нефти (кат.С1), тыс. т.	14277	40324	157	54758
Доля НГЗ объекта в общем объёме запасов, %	26,1	73,6	0,3	-
Годовая добыча жидкости, тыс. т	38	1302	2	1342
Годовая добыча воды, тыс. т	0,8	321	1	323
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	200	9320	17	9537
Накопленная добыча воды, тыс. т	1	1151	3	1156
Среднегодовая обводнённость, %	2,0	24,7	77,2	24,1
Накопленый водонефтяной фактор, т/т	0,007	0,141	0,248	0,138
Действующий фонд добыв.скважин на конец года	6	72	1	74
Фонд скважин, перебывавших в эксплуатации	7	104	2	106
Средний дебит нефти, т/сут	20,7	45,5	2,8	46,7
Средний дебит жидкости, т/сут	21,1	60,4	0,6	61,5
Годовая закачка воды, тыс. м3	-	2151,7	-	2152
Накопленная закачка воды, тыс. м3	-	5784	-	5784
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой, %	-	102	-	-
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой, %	-	35	-	-

---

Закачка воды на месторождении организована в 2001 г. За прошедший период в пласт D₂st закачано 5784 тыс. м³ рабочего агента.

Объемы закачиваемой воды в 2021 г. выросли на 50,5 % по сравнению с предыдущим годом и составили 2151,7 тыс. м³.

В разработке месторождения участвовало 106 скважин, добыча нефти осу- ществлялась из 101 скважины. Под закачкой воды перебывало 23, из которых 18 отработало на нефть.

2. 
   Анализ структуры фонда и показателей эксплуатации скважин
   

Таблица 2.2 – Характеристика фонда скважин N-ого месторождения

Наименование	Характеристика фонда скважин	D2ef	D2st	D3dzr	Всего
Фонд добываю- щих скважин	Пробурено	1	89	1	91
	Возвращено с других горизонтов	6	-	1	-
	Нагнетательные в отработке	-	7	-	7
	Всего	7	96	2	98
	В том числе:
	действующие, из них:	6	72	1	74
	фонтанные	-	9	-	9
	ЭЦН	6	60	-	61
	ШГН	-	3	1	4
	бездействующие	1	9	1	9
	в освоении после бурения	-	2	-	2
	в консервации	-	3	-	3
	переведены под закачку	-	3	-	3
	ликвидированные	-	7	-	7
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено		30	-	30
	Переведены из добывающих	-	3	-	3
	Всего	-	33	-	33
	В том числе:
	под закачкой	-	21	-	21
	бездействующие	-	2	-	2
	в освоении после бурения	-	-	-
	в консервации	-	3	-	3
	в отработке на нефть	-	7	-	7
Фонд специаль- ных скважин	Всего				8
	В том числе:	-	-	-	-
	контрольные и пьезометрические	-	-	-	-
	водозаборные	-	-	-	8
	поглощающие	-	-	-	-

---

Распределение пробуренного фонда по участию в добыче и закачке по объектам за весь период разработки показано в таблице 2.3, при этом сква- жины, одновременно или поочередно эксплуатировавшие несколько объектов, учтены по каждому из них.

Таблица 2.3 – Распределение пробуренного фонда скважин

Объект	Добывающие	Нагнетательные	Всего
D2st	99	23	104
D3dzr	2	-	2
D2ef	7	-	7
Всего	101	23	106

Практически все скважины используются в соответствие со своим про- ектным назначением, кроме добывающих скв. 216, 475, 351, которые переве- дены под закачку. Скважина 475 переведена под закачку после ее обводнения до 100%, скважина 351 – для формирования нагнетательного ряда, скважина 216 – для увеличения компенсации в блоке. Кроме того, еще семь нагнетатель- ных скважин находятся в отработке на нефть.

На месторождении совместно эксплуатируется семь скважин, шесть по пластам D₂st+D₂ef, как и предусматривалось проектным документом, и одна скважина по пластам D₂st+D₂dzr.

3. 
   Анализ текущего пластового давления
   

Начальные пластовое давление и давление насыщения нефти газом по старооскольской залежи равны 27,4 МПа.

Разработка старооскольской газоконденсатнонефтяной залежи сопро- вождается снижением пластового давления, которое не наблюдалось только в начальный период разработки. Данный факт подтверждает, что разработка

---

залежи ведется в условиях проявления газонапорного режима и режима рас- творенного газа. Снижение пластового давления при низкой обводненности продукции скважин указывает на слабую активность законтурной области.

По динамике изменения пластового давления разработку залежи можно разделить на три периода:

• 
  в период с 1988 г. по 1995 г. стабилизация пластового давления на уровне 26-27 МПа;
  
• 
  в период 1996-2009 гг. наблюдается снижение пластового давле- ния до 20,8 МПа;
  
• 
  в последние годы (2009-2021 гг.) пластовое давление стабилизиро- валось на уровне 23,6-23,9 МПа.
  

В 2021 г. замеры пластового давления глубинным манометром (КВД, КПД) были выполнены в 34 скважинах (38 замеров). Замеры статических уров- ней в эксплуатационных скважинах с пересчетом в пластовые давления про- ведены в 5 скважинах (5 замеров).

По состоянию на 01.01.2021 г. средневзвешенное пластовое давление по залежи составило 23,8 МПа.

Наиболее низкие значения текущего пластового давления наблюдаются в западной части II блока и в восточной части III блока. В августе 2021 г. во II блоке был организован очаг заводнения в скважине 216.

4. 
   Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D₂st
   

Залежь эксплуатируется с 1988 г. В ее разработке участвовало 104 сква- жины, в том числе добыча нефти осуществлялась из 99 скважин. Под закачкой воды перебывало 23, из которых 18 отработало на нефть.

На дату анализа добывающий фонд насчитывает 83 скважины, из них в действующем фонде находятся 72, в бездействии – девять скважин, в освое-

---

нии после бурения – две. В консервации находятся три скважины, две из кото- рых вскрыли водонасыщенные коллектора. Коэффициент эксплуатации дей- ствующих добывающих скважин в 2021 г. составил 0,914, коэффициент ис- пользования фонда – 0,753.

На 01.01.2012 г. 88 % фонда скважин эксплуатируются механизирован- ным способом. Фонтанным способом из залежи добыто 45,9 % от накоплен- ного отбора нефти.

В нагнетательном фонде числятся 23 скважины, из которых две в без- действии. Из 30 пробуренных по проекту нагнетательных скважин три закон- сервированы, семь находятся в отработке на нефть. В 2021 г. под закачку вве- дено восемь скважин, три из бурения, пять переведены из добывающего фонда. Коэффициент эксплуатации по нагнетательным скважинам составил 0,960.

Характеристика фонда скважин по залежи представлена (таблица 2.2). За декабрь 2021 г. средние дебиты нефти и жидкости составили

51,2 и 70,0 т/сут при диапазоне изменений 0,1-161,5 т/сут и 4,1-168,0 т/сут, со- ответственно. С дебитом нефти менее 10 т/сут работало 14 % скважин.

Добывающие скважины характеризуются как среднепродуктивные и малообводненные.

Распределение действующего добывающего фонда скважин по основ- ным текущим показателям их работы представлено в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Показатели работы скважин добывающего фонда

Диапазоны дебитов нефти, т/сут	Количество скважин		Диапазоны дебитов жидкости, т/сут	Количество скважин		Обводнен- ность, %	Количество скважин
	ед.	%		ед.	%		ед.	%
До 10	10	14	До 10	2	3	До 1	19	26
10 – 30	16	22	10 – 30	10	14	1 – 10	21	29
30 – 50	11	15	30 – 50	14	19	10 – 50	17	24
50 – 70	16	22	50 – 70	16	22	50 – 70	2	3
70 – 90	7	10	70 – 90	10	14	70 – 90	8	11
>90	12	17	>90	20	28	90 – 99	5	7
Всего	72	100		72	100		72	100

---

Смотрите также файлы

• тойота мотор.docx

• Инструкция по установке в теме по эмулятору на 4pda ru. Образы.odt

• 37удк 338. 23 351. 746Проблемы обеспечения финансовой безопасности россии в современных условиях.pdf

• Оценка сформированности компетенций обучающегося.docx

• Задача Определить величину и направление реакций связей для схемы. Дано q 20 кН 35 55 n сх 4.docx