3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Месторождение введено в разработку в 1976 году. В настоящее время на Северо-Покурском месторождении эксплуатируются семь объектов разработки: AB_1-2 (пласты АВ₁², АВ₁³, АВ₂, АВ₂¹, АВ₂²), АВ₃.₇ (пласты АВ₃, АВ₄¹, АВ₄², АВ₅, АВ₆, АВ₇), БВ₀.₂ (пласты БВ₀, БВ₁¹, БВ₁², БВ₂), БВ_3-4 (пласты БВ₃¹, БВ₄¹, БВ₄²), БВ₆ (пласт БВ₆), БВ₈ (пласты БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³) и ЮВ₁¹ (пласт ЮВ₁¹).

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г. приведено в таблице 3.1, на рис. 3.1, распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности в таблице 3.2, на рис. 3.2. Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин по состоянию на 01.01.2007 г. приведена в таблице 3.3. Накопленный отбор нефти в целом составляет 78436 тыс.т, по жидкости – 298373 тыс.т. С начала разработки объем закачки равен 275082 тыс.м³. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2005 г. и составил 3814 тыс.т, при темпе отбора 2.78 %. На момент достижения в 1983 г. близко к максимальному уровню добычи нефти происходит прорыв закачиваемой воды, начинается снижение отборов нефти и стабильный рост обводненности. Динамика фактических показателей приведена в таблице 3.4 и на рис. 3.4. Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности по объекту AB_1-2 дана на рис.3.3.

Таблица 3.1.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г.

Рис. 3.1. Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г.

Таблица 3.2.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г.

Рис. 3.2. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2007 г.

Рис. 3.3. Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Объект АВ_1-2

Таблица 3.3.

Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин по состоянию на 01.01.2007 г.

Таблица 3.4.

Динамика фактических показателей разработки Северо-Покурского месторождения

Рис. 3.4. Основные показатели разработки и распределение годовой добычи нефти по месторождению

Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом приведено в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.

продолжение таблицы 3.5

Невыполнение проектных уровней добычи нефти и жидкости по Северо-Покурскому месторождению в 2006 г. связано, в основном, с меньшим количеством отработанных скважино-дней относительно проектного из-за высоких темпов обводнения и перевода их в бездействующий и консервационный фонд.

Объект АВ_1-2 содержит 35% от НИЗ месторождения. Разработка его осуществляется с 1976 года. С 1980 г. ведется закачка воды в приконтурные, очаговые скважины и разрезающие ряды. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки 76,6 %, текущая 91,9 %. С начала разработки из объекта отобрано 28563 тыс.т нефти, что составляет 66,7 % от НИЗ, 84262 тыс.т жидкости, при обводненности продукции 77,1 %. КИН составляет 0.202.

Объект AB_3-7 содержит 5,3% от НИЗ месторождения. Эксплуатация объекта осуществляется с 1981 г. одиночными скважинами, пробуренными на пласт АВ₄. За весь период разработки в эксплуатации пребывало 50 добывающих скважин. В 2004 г. начата закачка воды в пласт АВ₄ в одну приконтурную скважину центрального участка. За весь период разработки из объекта отобрано 1027 тыс.т нефти, или 15,6 % от НИЗ, 5135 тыс.т жидкости, обводненность продукции составила 83,5 %.

Объект БВ_0-2 содержит 10,6% от НИЗ месторождения, в разработку введен в 1979 г. С 1987 г. осуществляется поддержание пластового давления путем закачки воды в очаговые скважины. Текущее пластовое давление близко к первоначальному.С начала разработки из объекта отобрано 6921 тыс.т нефти, или 53,3% от НИЗ, 34700 тыс.т жидкости при обводненности 87,0%.

Объект БВ_3-4 содержит 5,4% от НИЗ месторождения. В разработку введен в 1980 г. С 1997 г. залежи разрабатывались с законтурной, приконтурной и очаговой закачкой воды, практически прекращённой к 2005г. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 15,3%. Небольшие размеры залежей объекта и активность законтурных вод позволяют использовать возможности водонапорного режима для поддержания пластового давления, которое снижается незначительно. С начала разработки из объекта отобрано 3995 тыс.т нефти ( 60,2% от НИЗ), 26991 тыс.т жидкости при обводнённости 93,6%.

Объект БВ₆ содержит 22,3% от НИЗ месторождения. В разработку введён в 1976 г., с 1978 г. начата закачка воды в приконтурные и очаговые скважины и разрезающие ряды. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки 137,0%. В настоящее время пластовое давление близко к первоначальному. С начала разработки из объекта отобрано 16914 тыс.т нефти (61,8% от НИЗ ), 59913 тыс.т жидкости при обводненности 91,1%. По данным определения текущего насыщения пласта методами С/О и ИННК пласт БВ₆ представлен переслаиванием нефтенасыщенных и обводнённых прослоев.

Объект БВ₈ содержит 20% от НИЗ месторождения. В разработку введен в 1976 году, с 1978 года начата закачка воды в законтурные и очаговые скважины и в скважины разрезающих рядов. Компенсация отбора жидкости закачкой составила с начала разработки 178,9%. В настоящее время пластовые давления соответствуют первоначальному. С начала разработки из объекта отобрано 13315 тыс.т нефти (54,7% от НИЗ), 30269 тыс.т жидкости при обводненности продукции - 76,7%.

Объект Ю₁¹ содержит около 2% от НИЗ месторождения. В разработку введен в 1994 году и до 2004 года эксплуатировался возвратным фондом скважин на естественном режиме. С начала разработки отобрано 327 тыс.т нефти (12% НИЗ),360 тыс.т жидкости, при обводненности равной 11,4%.

Всего за счет проведения ГТМ за период с 1976 г. по 2004 г. на месторождении было добыто дополнительно 3,27 млн. т нефти. Дополнительная добыча нефти за счет анализируемых ГТМ распределяется следующим образом: от применения мероприятий по возрасту, приобщению и перестрелу пластов - 1627,1 тыс. т, ОПЗ химреагентами - 727,6 тыс. т, ГРП - 409,4 тыс.т, потокотоклоняющие технологии - 320,1 тыс.т, РИР, изоляция притока пластовых вод - 102,5 тыс.т, зарезка вторых стволов - 8,9 тыс.т.