Анализ текущего состояния разработки месторождения

На 01.01.2016 г. пробуренный фонд составляет 35 скважин (табл. 25.3.3). Сначала освоения месторождения в разработке участвовали 32 скважины (91% пробуренных), в том числе добыча нефти осуществлялась из 29, под закачкой воды перебывало 10 скважин, из которых 7 отработали на нефть. Одна скважина находится в консервации (скв. 47), одна ликвидирована (скв. 44), 2 скважины водозаборные.

Действующий фонд добывающих скважин равен 22, в бездействии находится одна скважина (скв. 201), Действующий фонд нагнетательных – 7 скважин. За прошедший год фонд нагнетательных скважин уменьшился на 2 за счет перевода в добычу на средний объект скв. 7 и 12. В бездействующем фонде находится одна нагнетательная скважина (скв.6).

Таблица 2.3- Характеристика фонда скважин за два последних года

Категория скважин	Состояние фонда скважин	2014 г.	2015 г.
Добывающие	Эксплуатационные
Действующие
Бездействующие	-
В консервации
Нагнетательные	Эксплуатационные
Действующие
	Бездействующие
	Ликвидированные
Водозаборные	Действующие

Таблица 2.4- Сведения о простаивающем фонде скважин

№ скв.	Дата ввода из бурения	Дата остановки	Причина простоя	Режим на дату остановки
дебит	обвод-ненность, %
нефти, т/сут	жидкости, м3/сут
	13.05.1982	01.06.1982	Консервация, отсутствие дорог	7,3	7,9	0,0
	07.07.2006	25.02.2015	В бездействие из-за аварии, ожидание ЗБС	59,7		64,0
6н	01.10.2001	30.11.2014	В бездействие из-за низкой приемистости		5,0

Весь фонд эксплуатируется механизированным способом, три скважины(скв. 209, 210, 215) оборудованы ШГН, одна (скв. 4) – ВНН, остальные – ЭЦН различной модификации. Характеристика глубинно-насосного оборудования действующих скважин и параметры их работы в декабре 2015 г. приведены в таблице ниже:

Таблица 2.5- Характеристика оборудования

№ скв.	К прод., м3/сут /атм	Тип насоса	Глубина спуска насоса, м	Уровень, м
статический	динамический
		1,88	ВНН-59-1900
		0,04	ЭЦН5-30/50-1900		-
		0,61	ЭЦН5-50-1800
		1,41	ЭЦН5-45/50-1850
		0,16	ЭЦН-30-1850		-
		0,77	ЭЦН5-50/80-1900
		0,34	ЭЦН5-60/80-2000
		0,78	ЭЦН5-50-2150
		0,23	ЭЦНД5-50-1600
		0,33	ЭЦН-30-1800
		0,03	ТНМ-44
		0,32	НН2Б44		-
		0,04	ЭЦНД5-30-2180		-
		0,02	ЭЦНД5-30-1800		-
		0,05	ТНМ-32		-
		0,56	ЭЦН-80-1900		-
		0,35	ЭЦН-50-2000
		0,09	ЭЦН5-25-1950		-
		0,36	ЭЦНД5-30-2000		-
		0,34	ЭЦН5-50-2000		-
		3,44	ЭЦНД5-30-2000		-

Согласно технологическим режимам скважины эксплуатируются при среднем забойном давлении 6,0 МПа и депрессии на пласт 9,8 МПа.

В 2015 г. среднегодовой дебит жидкости по месторождению уменьшился на 12,8 т/сут и составил 33,4 т/сут (рис. 25.3.3), что обусловлено выбытием высокодебитной скв. 201 (с qж – 212 т/сут) и проведением РИР в скв. 206, в которой среднегодовой дебит жидкости уменьшился на 41 т/сут с одновременным увеличением дебита нефти с 7,3 до 24,5 т/сут.

Таблица 2.6- Распределение действующего добывающего фонда скважин по основным текущим показателям их работы

Диапазоны дебитов нефти, т/сут	Количество скважин	Диапазоны дебитов жидкости, т/сут	Количество скважин	Обводнен - ность, %	Количество скважин
ед.	%	ед.	%	ед.	%
До 5			До 10			До 10
5 – 10			10 – 20			10 – 20
10 – 20			20 – 30			20 – 40
20 – 30			30 – 40			40 – 60
30 – 40			40 – 50			60 – 80
>40			>50			80 – 98
Всего

В декабре 2015 г. средние дебиты нефти и жидкости составили 22,6 и 31,7 т/сут при диапазоне изменений 2,5–58,8 и 2,5–104,2 т/сут, соответственно.

С высокой обводненностью (более 60%) работает одна скважина (скв. 206). Скв. 206 вступила в эксплуатацию с безводной продукцией. Резкий рост обводненности начался спустя год эксплуатации, что было связано с прорывом приконтурной воды по нижним продуктивным интервалам (рис. 25.3.4). Влияние нагнетательных скважин на работу скв. 206 не отмечается. Последние данные от 19.10.2013 г. (плотность 1,12 г/см3, содержание хлорид-ионов 118 г/л), указывают на поступление высокоминерализованных пластовых вод. В декабре 2014 г. после проведения мероприятия по изоляции нижней части пласта D₂dz и перфорации пласта D₃jar обводненность по скважине снизилась с 93,9 до 56,5%. За 2015 г. обводненность вновь выросла до 83,3%. Рекомендуется по скважине выполнить ОПП, возможно не герметичен забой, по результатам РИР.

Рисунок 2. 1 - Разрез по скв. 206 из фильтрационной модели по кубу нефтенасыщенности

За 2015 г. добыто 171,2 тыс. т нефти, что на 8,4 тыс.т меньше, чем в предыдущем году, жидкости – 238,4 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти по месторождению составил 24,0 т/сут, что меньше прошлогоднего на 5,7 т/сут. Обводненность продукции за год уменьшилась на 7,6%. В основном эти изменения связаны с выбытием высокодебитной скв. 201 (qн – 59,9 т/сут, qж – 212 т/сут) и РИР в скв. 206, проведенным в конце 2014 г. (среднегодовая обводненность снизилась на 20% при qж – 97 т/сут).

С начала разработки добыто 2338 тыс.т нефти или 41,2% от НИЗ при текущей обводненности продукции 28,2 %. Текущий КИН равен 0,159 при утвержденном 0,385.

Средний отбор, приходящийся на 1 скважину равен 80,6 тыс.т. При этом 30% скважин добыли свыше 100 тыс. т нефти. Максимальный отбор – 327 тыс. т, или 14% от накопленной добычи нефти получен из скв. 4, которая расположена в центральной части залежи и работает с мая 2000 г.

Месторождение с 2004 г. разрабатывается с ППД (нижний объект с 2004 г., средний – с 2012 г.). Закачка воды в 2015 г. составила 370,1 тыс. м³, накопленная – 3259 тыс. м³. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за 2015 г. – 136 м³/сут. Забойное давление по скважинам варьирует от 32 до 39 МПа.

Таблица 2.7- распределение накопленной добычи нефти по объектам разработки.

Объект	Накопленная добыча нефти, тыс. т	Доля в накопленной добыче нефти	Количество скважин
D2dz	2174,5	0,93
D3dzr+jar	163,7	0,07
По месторождению	2338,2	1,00

Нижний объект (D₂dz) является базовым объектом месторождения и определяет основные показатели разработки по месторождению.