1.4. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов.
Впервые
подсчет запасов нефти по Усть-Балыкскому
месторождению был выполнен в 1965 году,
в 1988 году был выполнен пересчет запасов
нефти по категориям С1
и С2.
Основным продуктивным пластом Усть-Балыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%.
Числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2005 г. запасы нефти приведены в таблице 1.10. Запасы нефти Усть-Балыкского месторождения по категории BС1 составили 601317 тыс. т, по категории С2 - 201082 тыс. т. По основному продуктивному пласту Ач2, начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили по категории В + С1 - 397891 тыс. т и 76907 тыс. т (категория С2).
Таким образом, в районе Усть-Балыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя (Ач3), средняя (Ач2) и верхняя (Ач1). Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. В коллекторах преобладают мелкозернистые песчаники. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%.
Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Нефти месторождения относятся к маловязким, средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м3); сернистым, парафинистым, малосмолистым.
Основным продуктивным пластом Усть-Балыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%.
Тип
залежи - структурно-литологический. Тип
коллектора - терригенный, поровый.
Начальные балансовые запасы нефти по
ачимовской толще - 645769 тыс. т, начальные
извлекаемые запасы нефти - 147078 тыс. т,
средняя нефтенасыщенная толщина - 26,9
м.
2. Анализ состояния разработки месторождения.
2.1. Анализ показателей разработки объекта Усть-Балыкского месторождения.
Следует
отметить, что на 01.01.2006 года 250 скважин
характеризуются накопленной добычей
более 50 тыс. т, а 98 из них - более 100 тыс.
т нефти.
В настоящее время на ачимовскую толщу пробурено 748 скважин, в том числе - 554 добывающих, 187 нагнетательных скважин и 7 специальных (6 контрольных и 1 пьезометрическая).
Эксплуатационный добывающий фонд составляет 503 скважины (90,8% от пробуренного добывающего фонда). Две скважины являются совместными с АС4-6 (скважины 3767 и 3659).
Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2006 года составляет 463 скважины, бездействующий - 40. Коэффициент использования добывающих скважин с учетом времени накопления равен 0,87, коэффициент эксплуатации - 0,78.
В эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 185 скважин. Под закачкой воды в настоящее время находится 180 скважин, в бездействии - 5. Коэффициент использования нагнетательных скважин с учетом времени накопления равен 0,91, коэффициент эксплуатации 0,96. Пять скважин были переведены с объекта АС4-6 на ачимовский объект в период 2002 - 2005 г.
Добыча жидкости на ачимовском объекте осуществляется, в основном, механизированным способом с использованием ЭЦН - 439 скважин (94,8% действующего фонда), 23 скважины (5%) работают на фонтане, на одной скважине (0,2%) установлен ШГН.
Динамика фактических показателей с начала разработки представлена на рисунке 2.1. На 01.01.2006 г. отбор нефти составил 3984,7 тыс. т, или 99,4% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 2002 году.
Рисунок 2.1 - Динамика фактических показателей (объект БС16-22)
Годовая добыча жидкости - 6491,0 тыс. т (максимальный уровень добычи). С начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м3/сут.
Массовое проведение ГРП в течение рассматриваемого периода времени, а также использование ЭЦН как основного способа подъема жидкости, позволили обеспечить стабильную добычу нефти.