2.Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

Залежь была введена в эксплуатацию в 1978 г. пуском разведочных скважин №№ 17 и 28. Разбуривание залежи проектным фондом скважин по “Технологической схеме” осуществлялось с 1985 г. Темпы бурения невысокие - в среднем вводилось по 2-5 новых скважин в год. Максимальное количество новых добывающих скважин введено в 1991 г. - 6 скважин. Фактически бурение продолжалось до 1998 г.

Первые два года разработка визейской залежи велась на естественном режиме. За этот период происходило резкое снижение пластового давления от начального, принятого равным 22,2 МПа до 16,7 МПа к концу 1982 г. Закачка в приконтурные скважины была организована в 1980 г. В 1983 г. освоены под закачку внутриконтурные скважины в южной части Северного поднятия (скв. №№ 215, 216, 218). В результате внедрения системы ППД в 1980 г. пластовое давление начинает расти и, как следствие, происходит замедление темпов снижения дебитов.

Динамика обводнения визейского объекта является характерной для аналогичных залежей северной группы месторождений Пермской области (Уньвинское, Чашкинское, Сибирское). В первые несколько лет скважины давали безводную продукцию. Затем в течение 11 лет разработки обводнённость не превышала 10%. Следующие 10 лет разработки характеризуются постепенным ростом обводнённости до 30%.

Уровни добычи нефти в течение первых 30 лет разработки оставались высокими. Темпы годовых отборов изменялись в небольшом диапазоне: 2,3-3,2% от утверждённых НИЗ, что было связано с поэтапным вводом новых скважин сначала в южной части и центральной части Северного поднятия, затем в восточной и северной части.

Максимальный уровень добычи получен в 2001 г. и составил 299,5 тыс. т при фонде добывающих скважин 37 единиц. С 2007 г. наблюдается тенденция интенсивного снижения годовых уровней добычи нефти.

По состоянию на 01.01.2013 г. объект находится на 3 стадии разработки. Всего пробурено 68 скважин (рис. 4.2.1). Действующий добывающий фонд составляет 44 скважин, 8 – пьезометрических, действующий нагнетательный фонд – 8 скважин (в т.ч. 3 в простое), 3 – бездействующие, 3 – в консервации; 1 – ликвидированная, 1 – в ожидании ликвидации.

В 2012 г. добыча нефти составила 178,8 тыс. т., жидкости – 425,0 тыс. т., среднегодовая обводнённость – 57,9 %. Годовой объем закачки воды – 295,2 тыс. м³.

Всего с начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2013 г. из визейского объекта эксплуатации отобрано 8560,1 тыс. т. нефти (75,9 % от НИЗ), жидкости – 10867,7 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,453 д.ед. Темп отбора от НИЗ – 1,6 %. В продуктивную толщу закачано 14258,7 тыс. м³ воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 94,1 %. При выработке запасов 75,9 % обводненность составляет 57,9 %, что свидетельствует о потенциале залежи.

По состоянию на 01.01.2013 г. 8 скважин работают с дебитами по жидкости до 5 т/сут, 17 скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируются с дебитами жидкости от 5 до 25 т/сут. 11 скважин имеют дебит от 25 до 50 т/сут, 6 скважин – от 50 до 70 т/сут. Скважины №№ 1, 17, 736 работают с дебитами по жидкости 77,3, 71,3 и 82,5 т/сут соответственно.

19 скважин (43,2 % действующего фонда) по состоянию на 01.01.2013 г. работают с дебитами нефти до 5 т/сут, 16 скважин – от 5 до 20 т/сут, 5 скважин (№№ 2, 41, 742, 757 882) – от 20 до 35 т/сут. Пять скважин (№№ 1. 17. 208, 610, 732) эксплуатируются с дебитами по нефти свыше 35 т/сут.

Средний дебит по залежи по состоянию на 01.01.2013 г. равен 13,3 т/сут по нефти и 27,6 т/сут по жидкости.

Большинство скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируется с обводненностью от 10 до 50 %, менее 10 % – 13 скважин (29,5 % добывающего фонда), от 50 до 90 % - 6 скважин. 9 скважин имеют обводненность продукции более 90 %.

В 2013 году добыто 194,1 тонн нефти и 512,9 тонн жидкости. При этом выработка запасов нефти достигла 77,3%. Фонд добывающих скважин -42 ед., фонд нагнетательных скважин – 11 ед.

В целом изучая график разработки мною сделан вывод, что залежь нефти находится на третьей стадии.