Разработка месторождения Акинген

В технологической схеме выделены 2 объекта эксплуатации:

I объект - I альбский горизонт

II объект - II альбский горизонт

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими технологическими показателями.

Максимальная добыча нефти - 28,544 тыс.т.

Максимальный отбор жидкости - 59,6 тыс.т.

Фонд добывающих скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 12 лет.

Ввод из бурения - 6 ед.

Из анализа фактических показателей видно, что с начала промышленной разработки фактическая добыча нефти отстает от проектных значений. Это объясняется с задержкой ввода скважин и низкими по сравнению с проектными величинами фактическими дебитами скважин. Кроме того, II объект (II альбский горизонт) разработки не был введен эксплуатацию.

Так до 1996 года наблюдается отставание фактических отборов нефти от проектных значений, а с 1996 года и в последующие годы наблюдается превышение, что связано с вводом в разработку промежуточного и неокомских горизонтов.

Согласно проектного документа (1994г) добыча нефти на максимальный уровень должна была выйти в 1995 году в количестве 28,544 тыс.т при работе 10 скважин, фактически максимальная добыча в количестве 43,92 тыс.т достигнута в 2003 году при работе 17 скважин.

Не выполнение проектного уровня добычи нефти впервые четыре года объясняется, прежде всего, отставанием ввода скважин. Кроме того, большинство скважин I объекта с начала эксплуатации работали с водой, с чем связана высокая обводненность месторождения, составляющая больше 50% за 5 лет разработки.

С начала разработки на 01.01.2004 г по месторождению добыто 228,57 тыс.т. нефти и 683,07 тыс.т. жидкости, при проектных значениях 177,57 тыс.т нефти и 503,52 тыс.т жидкости.

При этом выработка НИЗ за 2003г составила 38,27%, текущий КИН за этот же год 0,108 д.е.

За 2003г было добыто 43,92 тыс.т. нефти, 156,50 тыс.т. жидкости против проектных 4,067 тыс.т и 59,6 тыс.т соответственно. Средняя обводненность составила 71,9%.

Фактические данные показывают постепенный рост добычи, что в первую очередь связано с вводом новых скважин, а с 1998 г. в целом по месторождению наблюдается превышение фактических отборов нефти по сравнению с проектными значениями. Это можно объяснить вводом в разработку II неокомского горизонта, где скважина в течении пяти лет работает фонтанным способом и промежуточного горизонта, не предусмотренных техсхемой.

Таким образом, из анализа фактического состояния разработки видно, что с самого начала разработки не выполнялись проектные рекомендации:

1) Отставание ввода скважин в первые годы;

2) Фактические значения дебитов нефти и жидкости ниже проектных величин;

3) II альбский горизонт не был введен в разработку, вместо него с 1997г в разработку введен неокомский горизонт, который по проекту не предусматривался.

Ниже приводится характеристика отборов по горизонтам.

I объект. (I альбский, II альбский, промежуточный). Объект (I альбский горизонт) с 1992 года по 1994 г. находился в пробной эксплуатации. Промышленная разработка начата с 1995 г., кроме того, в том же году начата эксплуатация промежуточного горизонта.

С начала разработки на 01.01.2004 г. добыто 144,362 тыс.т. нефти и 539,572 тыс.т. жидкости. При этом выработка НИЗ составила 53,83%, текущий КИН составляет 0,131 д.е.

Максимальный уровень добычи нефти по проекту (1994 г.) ожидался в количестве 14,544 тыс.т в 1995 г., при работе 7 скважин, фактически в том же году добыто 9,853 тыс.т нефти, при работе 8 скважин.

Максимальная фактическая добыча нефти достигнута в 1997 году в количестве 16,042 тыс.т, при работе 11 скважин, по проекту в этот год предполагалось добыть 11,184 тыс.т нефти, при работе 7 скважин. Отбор жидкости в этот год составил 49,820 тыс.т, против проектного 29,737 тыс.т.

Максимальный темп отбора от НИЗ достигнут в 1997г. в количестве 5,98%, выработанность в этом году составила 24,76%. Фактический темп отбора от НИЗ в 2003 году составил 3,8%, выработанность 53,83%.

За 2003 г по объекту добыто 10,2 тыс.т нефти и 83,97 тыс.т жидкости. Обводненность 87,9%.

Вода в продукции скважин I-объекта появилась уже в первые годы эксплуатации.

С июля 1995 года пустили под пробную закачку попутно-пластовых вод скважину №9, хотя техсхемой заводнение не предусматривалось. При этом начальная приемистость данной скважины составляла 20-25 м³/сут., при давлении нагнетания 15 атм.

Скважина находилась под периодической закачкой в течении 4 месяцев и за этот период закачено 2669 м³ воды.

С октября 1995г скважин была остановлена из-за отсутствия приемистости и находилась в бездействии до января 2002 года, далее переведена в добывающий фонд. II объект (II альбский) выделенный по технологической схеме - не разрабатывался до 2003г.

II неокомский (III пласт) + III неокомский горизонты. В 1997 году был введен в разработку III пласт II неокомского горизонта. С 2001г в разработку подключился III неокомский горизонт через одну скважину.

Так как в технологической схеме данные горизонты не рассматривались, то в данном проекте приводятся только фактические данные разработки по этим горизонтам

С начала разработки на 01.01.2004 г добыто 84,212 тыс.т. нефти, 143,501 тыс.т жидкости. При этом выработка НИЗ составила 25,6%, текущий КИН 0,083 д.е.

Максимальная фактическая добыча нефти за время разработки достигнута в количестве 33,72 тыс.т в 2003г, при работе 4 скважин.

За 2003 г добыто 33,72 тыс.т нефти, 72,6 тыс.т жидкости при работе 4 скважин. Вода в продукции скважины появилась на четвертый год разработки. Обводненность составила 53,6%. Темп отбора от НИЗ составил 10,25%, от текущих извлекаемых запасов 13,78%.

Начальные пластовые давления в скважинах I объекта изменялись от 6,5 МПа (скв. №9 инт. 663-672м - I al) до 10,2 МПа (скв. №10 инт. 863-868м II al), в скважинах II объекта от 10,04 МПа (скв. №10 инт. 934-938м - apt-ne) до 12,95 МПа (скв. №6 инт 1120-1126 - III ne).

Текущее пластовое давление на I альбском (I объект) горизонте колеблются от 6,4 МПа в скважине №103 до 7,5 МПа в скважине №101, на II неокомском горизонте от 9,4 МПа в скважине №109 до 10,1 МПа в скважине №2.

2.3 Характеристика отборов нефти, газа и воды

Настоящий отчет составлен по состоянию на 01.07.2008г. В работе рассмотрены технологические показатели за 2004, 2005, 2006, 2007 и шесть месяцев 2008г. Например, взяла показатель за 2008 год. 6 месяцев.

6 мес. 2008 год

I-объект

I альбский горизонт

По состоянию на 01.07.2008г добыто 1,1 тыс. т нефти и 2,1 тыс.т. жидкости. Обводненность продукции составляет 46,6%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти - 10,5 т/сут., среднесуточный дебит одной скважины по жидкости - 18,8 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 122,9 тыс.т нефти и 524,1 тыс.т жидкости.

Промежуточный альбский

По состоянию на 01.07.2008 года по горизонту добыто 1,0 тыс.т. нефти, 7,9 тыс.т. жидкости и 27,7 тыс. м³ попутного газа. Обводненность продукции составляет 86,5%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 0,3 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 9,3 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 43,7 тыс.т нефти, 213,8 тыс.т жидкости и 123,2 тыс.м³ газа.

II-альбский горизонт

По II-альбскому горизонту добыто 4,8 тыс.т нефти, 5,7 тыс.т. жидкости и 197,9 тыс.м³ газа. Обводненность продукции составляет 15,2%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 15,3 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 19,6 т/сут. Сначала разработки по горизонту добыто 40,1 тыс.т нефти, 56,7 тыс.т жидкости и 488,7 тыс.м³ попутного газа.

II-объект

Апт-неокомский горизонт

За первое полугодие 2008г по апт-неокомскому горизонту добыто 7,5 тыс.т нефти, 16,2 тыс.т жидкости и 56,1 тыс.м³ попутного газа. Обводненность продукции составляет 55,9%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 16,7 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 37,6 т/сут. Средний текущий газовый фактор 76 м³/т. С начала разработки по горизонту добыто 2,4 тыс.т нефти, 60,3 тыс.т жидкости и 0,15 тыс.м³ газа.

I неокомский горизонт

За первое полугодие 2008г по I неокомскому горизонту добыто 6,7 тыс.т нефти, 16,0 тыс.т жидкости и 33,3 тыс.м³ попутного газа. Обводненность продукции составляет 55,9%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 12,6 т/сут и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 28,7 т/сут. Средний текущий газовый фактор 76 м³/т. С начала разработки по горизонту добыто 29,2 тыс.т нефти, 69,3 тыс.т жидкости и 1,15 млн.м³ газа.

II неокомский горизонт, I-пласт

По I-пласту II неокомского горизонта добыто 6,6 тыс.т нефти, 14,4 тыс.т. жидкости и 381,8 тыс.м³ газа. Обводненность продукции составляет 54,0%. Средний дебит одной скважины по нефти 19,0 т/сут. и средний дебит одной скважины по жидкости составляет 38,1 т/сут. Средний текущий газовый фактор 56 м³/т. С начала разработки по горизонту добыто 65,7 тыс.т нефти, 177,3 тыс.т жидкости и 3201,2 тыс.м³ газа.

II неокомский горизонт, III-пласт

По III-пласту II неокомского горизонта добыто 8,0 тыс.т нефти, 11,3 тыс.т жидкости и 39,2 тыс.м³ газа. Обводненность продукции данного горизонта составляет 21%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 23,4 т/сут и по жидкости - 47,8 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 76,5 тыс.т нефти, 169,8 тыс.т жидкости и 2655,0 тыс.м³ газа.

III неокомский горизонт

По III неокомскому горизонту за перовое полугодие 2008г добыто 3,7 тыс.т нефти, 39,8 тыс.т жидкости и 84,7 тыс.м³ газа. Обводненность продукции составляет 90,5%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 2,5 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости составляет 27 т/сут. Средний текущий газовый фактор - 29 м³/т. С начала разработки по горизонту добыто 124,8 тыс.т нефти, 442,4 тыс.т жидкости и 3529,4 тыс.м³ газа.

В целом по месторождению Акинген за первое полугодие 2008г добыто 39,8тыс.т нефти, 113,9 тыс.т жидкости и 1,97 млн.м³ газа. Среднесуточный дебит месторождения на одну скважину по нефти составляет 10,9 т/сут, по жидкости 31,2 т/сут. В т.ч. среднесуточный дебит фонтанных скважин по нефти составляет 34,9 т/сутки, жидкости 49,7 т/сутки, среднесуточный дебит ЭЦН по нефти - 7,7 т/сутки, по жидкости - 32,6 т/сутки. С начала разработки по месторождению Акинген добыто 528,8 тыс.т нефти, 1775,3 тыс.т жидкости и 12,4 млн.м³ газа. (Приложение В)

2.4 Состояние фонда скважин

За отчетный период на месторождении было введено в эксплуатацию из бурения 8 скважин, из них:

- в 2004 г - 4 скважины (№№202, 204, 206, 207);

- в 2005 г - 3 скважины (№№203, 205, 201);

- в 2006 г - 1 скважина (№208). Перевод двух скважин №№ 101, 17 с альбского на апт-неокомский горизонт.

В 2007г была пробурена одна разведочная скважина №1а, которая в связи с непродуктивностью триасовых и юрских отложений переведена в эксплуатационный фонд III неокомского горизонта;

Все новые скважины пробурены на III неокомский горизонт согласно «Технологической схемы разработки …».

На дату отчета на месторождении всего пробурено 34 скважины. В добывающем фонде числятся 25 скважин. Из них в действующем фонде 25 скважин - 24 скважины дающие продукцию и скважина №107- во временном простое, по причине нарушения колонны.

В нагнетательном фонде находятся две скважины (№№9, 103). Обе скважины находятся в работе.

Семь скважин (№№ 1, 3, 4, 5, 11, 500) были ликвидированы.

Ниже приводится характеристика фонда скважин по объектам разработки.

I объект:

На дату отчета добывающий фонд состоит из 5 скважин. Из них 4 скважины дающие продукцию, а скважина №107 во временном простое, по причине нарушения колонны. Все скважины эксплуатируются механизированным способом (ШГН).

В нагнетательном фонде одна скважина (№9).

II объект разработки:

В добывающем фонде находятся 20 скважин. Все скважины находятся в действующем фонде.

В нагнетательном фонде одна скважина №103.

Пять скважин (№№ 17, 106, 113, 202, 205) эксплуатируются фонтанным способом, шесть скважин (№№ 101, 102, 105, 204, 206, 208) - ЭВН и остальные 9 скважин - ШГН.

В 2007 г. на основании «Проекта поискового бурения» были пробурены две разведочные скважины №1а и №500. В связи с отсутствием во вскрытом разрезе по юрскому и триасовому комплексам продуктивных пластов, перспективных на нефть и газ, скважина №1а (III неокомский горизонт) переведена в эксплуатационный фонд II объекта (III неокомский горизонт). Скважина №500 ликвидирована, в связи с отсутствием продуктивных горизонтов в разрезе скважины.

Все новые скважины, пробуренные за отчетный период, вступили в эксплуатацию с обводненностью продукции скважин в той или иной степени. Обводненности скважин варьировали в пределах от 5,5% (скважина №204) до 89,4% (скважина №202).

Начальные дебиты скважин варьировали от 4,5 (скважина №202) до 19,5 т/сут. (скважина №203).

На дату отчета все скважины находятся в добывающем фонде. Исключением является скважина №103, которая проработав незначительное время, была переведена в нагнетательный фонд.

Скважина №206 введена в эксплуатацию в 2004г фонтанным способом среднесуточным дебитом по нефти 12 т/сут. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 4,87 тыс.т, текущий среднесуточный дебит нефти 2,8 т/сут. при обводненности 94,6%.

Скважина №204 введена в эксплуатацию фонтанным способом и среднесуточным дебитом по нефти 17 т/сут. и обводненности 5,5%. В январе 2006г скважина переведена на механизированный способ эксплуатации. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 8,6 тыс.т, среднесуточный дебит скважины по нефти 1,4 т/сут. при обводненности 95,3%.

Скважина №207 введена в эксплуатацию фонтанным способом среднесуточным дебитом 15 т/сут. и обводненностью 25%. В январе 2005г скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 8,49 тыс.т. С течением времени дебит скважины по нефти снижался, и на дату отчета составляет 0,4 т/сут при обводненности 98,3%.

Скважина №202 введена в эксплуатацию в 2005г среднесуточным дебитом по нефти 4,5 т/сут. и обводненностью 89,4% на III неокомский горизонт. В июле 2006г после достижения обводненности 92% скважина была переведена на II неокомский горизонт (3 пл). После перевода дебит нефти составил 27,3 т/сут. при обводненности 1,1%. На дату отчета среднесуточный дебит скважины по нефти составил 34,9 т/сут. при обводненности 6,8%. На 01.07.2007 года накопленная добыча нефти составляет: III неокомский горизонт 2,3 тыс.т, II неокомский горизонт (3 пл) - 8,9 тыс.т.

Скважина №203 введена в эксплуатацию в марте 2005г среднесуточным дебитом 19,5 т/сут. и обводненностью 72,6%. В эксплуатацию скважина была введена фонтанным способом. На дату отчета скважина работает механизированным способом эксплуатации. За отчетное время скважиной добыто 5,0 тыс.т нефти. В данное время дебит скважины по нефти составляет 6,6 т/сут., обводненность - 72,6% .

Скважина №205 введена в эксплуатацию в 2005г фонтанным способом на II неокомский горизонт (1 пл) среднесуточным дебитом 5,7 т/сут и обводненность 6,5. В марте 2007г скважина переведена на апт-неокомский горизонт. Начальный дебит скважины по нефти после перевода составил 30,3 т/сут., обводненность 3,8%. На 01.07.2007 года накопленная добыча составляет: III неокомский горизонт 3,1 тыс.т, апт-неокомский горизонт - 3,1 тыс.т. Текущий дебит нефти 30,3 т/сут. при обводненности 1,9% .

Скважина №201 введена в эксплуатацию в августе 2005г фонтанным способом среднесуточным дебитом по нефти 14,6 т/сут. и обводненностью 79,3%. На 01.07.2007г накопленная добыча нефти составляет 5,3 тыс.т, текущий среднесуточный дебит по нефти 1,4 т/сут., при этом обводненность составляет 95,7%.

Скважина №208 введена в эксплуатацию в марте 2006г механизированным способом (ШГН). Начальный среднесуточный дебит скважины по нефти составил 11 т/сут., а обводненность 73,6%. В январе 2007г в скважину спущен электро-винтовой насос. Накопленная добыча нефти по скважине составляет 3,3 тыс.т. Текущий дебит скважины по нефти 1,8 т/сут., обводненность 96,2%.

Скважина №1а введена в эксплуатацию в январе 2007г фонтанным способом среднесуточным дебитом 15 т/сут., начальная обводненность скважины составила 46,4%. В апреле 2007г скважина переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН). Накопленная добыча нефти составляет 0,585 тыс.т .

За отчетный период были проведены зарезки бокового ствола в 8 скважинах (№№6, 17, 104, 105, 101, 102, 103, 110). Из этого числа три скважины (№№17, 110, 105) работают фонтанным способом.

Скважины вводились в эксплуатацию с различными дебитами по нефти: минимальный дебит 0,7 т/сут. (скважина №101), максимальный дебит 25 т/сут. (скважина №105). Все скважины вводились в эксплуатацию со значительной долей обводненности, кроме скважин №№102, 104, 105 (начальная обводненность по этим скважинам 0, 36,4 и 21,9% соответственно).

2.5 Система поддержания пластового давление

2.5.1 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

Поддержание пластового давления на месторождении будет осуществляться путем закачки воды через 2 нагнетательные скважины. Максимальный объем закачки составит 280 тыс.м³ в год. Суточная закачка до 800 м³/сут. Устье нагнетательных скважин оборудуются фонтанной арматурой. Давление нагнетания на устье порядка 10-20 атм. В качестве рабочего агента используются сточные воды.

К закачиваемым водам предъявляются определенные требования по их качеству, обеспечивающие идентичность физико-химических характеристик добываемых попутных вод, способствующие сохранению естественной проницаемости продуктивных горизонтов. Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов. Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования.

Требования к качеству закачиваемой воды определяют по результатам опытной закачки либо по аналогии с месторождениями, на которых имеются объекты разработки и достаточный опыт заводнения. Исходя из коллекторских свойств данного месторождения, а также из требований предъявляемых к качеству закачиваемой воды, могут быть приняты следующие величины: содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде - до 20 мг/л, содержание мехпримесей - до 20 мг/л, окисного железа - до 1мг/л, содержание растворенного кислорода не более 0,02-0,05 мг/л.

Эти загрязнения являются наиболее опасными, т.к. служат основной причиной снижения приемистости скважин и проницаемости пласта. Наряду с механическими примесями, нефтепродуктами и окисным железом в присутствии О₂ в закупорке поровых каналов участвуют различные микроорганизмы, находящиеся в закачиваемой воде. Наиболее опасными из них являются сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), которые формируют в призабойной зоне нагнетательных скважин активный биоценоз, вызывающий закупорку пор пласта образующейся биомассой. Кроме того, СВБ продуцируют сероводород, который повышает агрессивность пластовых вод. Поэтому согласно требований, предъявляемым к закачиваемым водам, СВБ и сероводород должны отсутствовать.

Закачиваемые воды не должны оказывать негативного влияния к производительности скважин. На месторождении должны быть построены очистные сооружения по подготовке воды.

В качестве фильтрующего материала используется кварцевый песок. Очищенная вода после фильтров поступает в емкости - отстойники, откуда насосами высокого давления закачивается в продуктивные пласты через нагнетательные скважины.

2.5.2 Анализ изменения пластового давления в зонах отбора и закачки

Оценка энергетического состояния продуктивных горизонтов осуществлялась на основе данных глубинных замеров пластового давления, исследований методом КВУ, КВД, а также давлений, рассчитанных по данным отбивок статических уровней жидкости.

На основе полученной информации была прослежена динамика пластового давления во времени.

На месторождении Акинген в целях планомерного охвата исследованиями объектов разработки проводятся следующие гидродинамические исследования скважин:

· Определение пластового давления (замер статического уровня);

· Определение забойного давления (замер динамического уровня);

· Исследование устьевым манометром (определение устьевых давлений и температуры закачиваемой воды);

· Исследования методом КВД, КВУ;

· Исследование методом установившегося отбора (МУО)

Ниже приводится анализ пластового давления по объектам на дату отчета.

I объект

Начальное пластовое давление по I объекту составляло 8,13 МПа.

На дату отчета на объекте работают 5 скважин: скважина №8 на I альбский горизонт; скважины №107 и №108 на промежуточный горизонт; скважины №6 и №10 II альбский горизонт. В целях поддержания пластового давления на данном объекте задействована 1 нагнетательная скважина (№9 - I альбский горизонт). Нагнетательная скважина №9 была переведена под нагнетание 20.04.2007г. При анализе карты изобар на I объекте значительных падений давлений относительно от начального пластового давления не наблюдается. Приведенное пластовое давление на этом объекте варьирует от 7,2 МПа (скважина №6) до 8,3 МПа (скважина №8).

II объект

Во втором объекте на дату отчета находятся 20 скважин; скважины №№105, 205, 1а, 106, 101, 102, 104 - апт-неокомский горизонт; скважины №№2, 17, 110 - II неокомский горизонт (1 пласт); скважины №№113, 202, - II неокомский горизонт (3 пласт); скважины №№109, 112, 204, 206, 201, 203, 207, 208 - III неокомский горизонт.

Начальное пластовое давление по II объекту составляло 11,1 МПа.

Поддержания пластового давления осуществляется через 1 нагнетательную скважину (№103 - III неокомский горизонт), которая была переведена в нагнетательный фонд в конце 2006 г. Накопленная закачка по объекту на дату отчета составляет 90,8 тыс.м³ .

При анализе карты изобар в юго-западной части объекта приведенное давление варьирует от 8,6 МПа (скважина №201) до 13,5 МПа (скважина №109) несмотря, на то, что расстояние между этими скважинами относительно невелико. Во II блоке в районе скважин №№202, 204, 206 наблюдается естественная зона пониженного давления в результате разработки (10.5, 10.5, 10.4 соответственно). Наиболее высокое значение пластового давления в районе нагнетательной скважины №103 (13, 12 МПа).

Выводы и рекомендации:

На I - объекте наблюдается незначительное снижение пластового давления, что характеризует равномерный, режимный отбор жидкости.

На II - объекте резкое снижение приведенного пластового давления при отдалении от нагнетательной скважины №103 возможно связано с загрязнением призабойной зоны скважины (№203) и относительно низкий коэффициент пъезопроводности (4,17Е-2 м²/с), который характеризует скорость распределения давления. Однако при этом следует отметить, что скважина №103 переведена под закачку в конце 2006 г. и компенсация суммарного отбора жидкости за столь короткий срок не представляется возможным. В центральной части высокий показатель пластового давления 12,3 МПа №104 скважина, возможно связано с газосодержанием, который при расширении создает дополнительное давление в призабойной зоне скважины, который в свою очередь искажает истинное значение статистического уровня в скважине при его замере.

На месторождении ППД ведется 2 нагнетательными скважинами (№№103, 9). При этом годовая компенсация отбора по состоянию на 01.07.07 г. составляет - 66,7%, накопленная компенсация -6,67 %. Высокое варьирование пластового давления в юго-западной части I блока, возможно связано с некорректными данными Рпл по скважине №201, которое было взято из технологического режима, связи с отсутствием исследований на этой скважине.

Некоторые определенные значения пластового давления по месторождению Акинген являются некорректными в связи с тем, что определение пластового давления на месторождении в основном проводилось путем измерения статических уровней в скважинах, а затем расчетным путем определялось пластовое давление.

Для уточнения фильтрационных характеристик объектов, и энергетического состояния залежей по месторождению Акинген необходимо и в дальнейшем проводить соответствующие гидродинамические исследования и замеры Рпл глубинным манометром.

2.6 Сбор и подготовка скважинной продукции

На основании существующей схемы сбора нефти в качестве выкидной линии применяется закрытая однотрубная система, которая включает индивидуальные для каждой скважины трубопроводы.

Для замера дебита добываемой продукции скважины поочередно подключаются к тестовому сепаратору, где определяются соотношения нефти и газа (газового фактора) отдельных скважин (на месторождении на конец отчетного периода имеется 2 АГЗУ). Качественные параметры скважинной продукции определяются в лаборатории месторождения (содержание воды, содержание солей, температура кипения нефти и т.д.).

В настоящее время система сбора и подготовки добываемой продукции на ЦППН месторождения Акинген производится по следующей схеме:

Нефтяная эмульсия со скважин по выкидным линиям направляется в АГЗУ «Спутник» №1и2, где осуществляется замер дебита каждой скважины по отдельности. После замера общая жидкость средней обводнённостью 60-70 % и содержанием хлористых солей 4-8 тыс. мг/л направляется на НГС-1. Отсепарированный газ с НГС-1 через ГС направляется на потребление на собственные нужды и на факел, а жидкость поступает на отстойник типа ОГ-200. Выделившаяся вода из ОГ-200 по мере скопления поступает в дренажную ёмкость, а нефтяная эмульсия направляется на НГС-2 затем на концевую сепарационную установку КСУ. Далее нефтяная эмульсия поступает в технологические резервуары №1, 2 и 3 (объемами 400,400 и 1000 м³ соответственно). Для бесперебойной работы УСН с дренажной ёмкости с вертикальным насосом ЕП-40 пластовая вода закачивается обратно в технологические резервуары. С технологических резервуаров вся добываемая общая жидкость (вода, нефть) через печи подогрева нефти ПТ16/150 (температура на выходе t=35-50 ⁰C) откачивается насосами типа НБ-125 по нефтепроводу Акингень - Тюлес 159-177 мм, протяженностью - 18 км.

2.7 Эксплуатация скважин

2.7.1 Сопоставление проектной и фактической динамики технологических показателей разработки и причины их расхождения

За 6 месяцев 2008 г.

I объект

Фактический фонд добывающих скважин отстает от проектного и составляет 5 единиц (по проекту 10 единиц).

За 6 месяцев 2008 г. проектом бурение эксплуатационных скважин не предусматривалось.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа 2,3 тыс.т, 47,5 тыс.т и 0,02 млн.м³ соответственно, фактически добыто 7,1 тыс.т нефти, 16,0 тыс.т жидкости и 0,23 млн.м³ газа. Накопленная добыча по проекту должна составить 174,4 тыс.т нефти, 965,6 тыс.т жидкости и 0,02 млн.м³ газа. Фактическая накопленная добыча нефти, жидкости и газа составила 206,8 тыс.т, 794,6 тыс.т и 0,61 млн.м³ соответственно. В итоге, накопленная добыча нефти превышает проектный уровень на 32,3 тыс.т, накопленная добыча жидкости меньше проектной на 171,0 тыс.т, фактическая накопленная добыча газа отстает от проектного уровня на 0,122 млн.м³.

Фактическая обводненность (55,4%) меньше проектной (95,2%) на 39,8%, что связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов). Среднесуточные дебиты по проекту - 1,3 т/сут. по нефти и 27,1 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 8,4 т/сут. по нефти и 18,7 т/сут. по жидкости.

Фактический коэффициент использования фонда скважин (0,98 д.ед.) вместо проектного 0,99 д.ед. Фактический коэффициент эксплуатации скважин (0,94 д.ед.) против проектного значения 0,96 д.ед., что связано с остановкой скважин для проведения ГТМ.

Текущий КИН - 0,188 д.ед., против проектного 0,159 д.ед.

II объект

Фактический фонд добывающих скважин составляет 20 единиц, что превышает проектный на 6 единиц.

За 6 месяцев проектом бурение добывающих скважин не предусматривалось.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа в целом по месторождению 18,4 тыс.т, 140,0 тыс.т и 0,942 млн.м³ соответственно, фактически добыто 32,7 тыс.т нефти, 97,9 тыс.т жидкости и 1,74 млн.м³.

За счет большого фонда добывающих скважин и среднесуточных дебитов скважин фактическая добыча нефти (32,7 тыс.т) превышает проектную добычу (18,4 тыс.т) на 14,3 тыс.т.

Фактическая добыча жидкости (97,9 тыс.т) меньше от проектной (140,0 тыс.т) на 42,1 тыс.тонн.

Накопленная добыча по проекту должна составить 299,7 тыс.т нефти, 1148,5 тыс.т жидкости и 13,8 млн.м³ газа. Фактическая накопленная добыча нефти составила 322,1 тыс.т, что превышает проектный уровень на 22,44 тыс.т. Фактическая накопленная добыча жидкости составила 980,6 тыс.т, что отстает от проектного уровня на 167,9 тыс.т. Фактическая накопленная добыча газа составила 11,9 млн.м³.

Фактическая обводненность (66,6%) меньше от проектной (86,9%) на 20,3%, что связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов).

Среднесуточные дебиты по проекту - 7,5 т/сут. по нефти и 57,1 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 11,7 т/сут. по нефти и 35,0 т/сут. по жидкости.

Коэффициент использования фонда скважин составляет 1,0 д.ед., вместо проектного значения - 0,99 д.ед. Фактический коэффициент эксплуатации скважин 0,77 д.ед. вместо проектного 0,96 д.ед., что связано с простоем скважин для проведения ГТМ. Текущий КИН - 0,317 д.ед., против проектного 0,295 д.ед.

В целом по месторождению фактический фонд добывающих скважин превышает проектный на 1 скважину и составил 25 ед.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа в целом по месторождению 20,7 тыс.т , 187,5 тыс.т и 0,97 млн.м³ соответственно, фактически добыто 39,9 тыс. т нефти, 113,9 тыс.т жидкости и 1,97 млн.м³.

Накопленная добыча по проекту должна составить 474,1 тыс.т нефти, 2114,1 тыс.т жидкости и 14,2 млн.м³ газа. Фактическая накопленная добыча нефти, жидкости и газа составила 528,8 тыс.т, 1775,2 тыс.т и 12,5 млн.м³ соответственно.

Фактическая обводненность 65,0% меньше проектной 89,0% на 24%. Это связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов).

Среднесуточные дебиты по проекту - 4,9 т/сут. по нефти и 44,6 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 10,9 т/сут. по нефти и 31,2 т/сут. по жидкости.

Фактический коэффициент использования фонда соответствует проектному значению и составляет 1,0 д.е., фактический коэффициент эксплуатации скважин 0,8 д.ед. меньше проектного значения 0,96 д.ед. это связано с проведением ГТМ. Текущий КИН - 0,250 д.ед., против проектного 0,224 д.ед.

Анализируя все вышеописанные результаты можно сделать выводы, что ПФ «ЭмбаМунайГаз» за отчетный период проводен большой объем работы для достижения проектного уровня, а именно пробурены и введены в эксплуатацию 8 новых скважин предусмотренные проектным документом и одна разведочная скважина №1а, осуществлен перевод скважин из объекта в объект, проведены зарезки бокового ствола на 8 скважинах, проводятся геолого-технические мероприятия (ПГИ, изоляция, ЦПД и т.д.).

Текущий КИН по объектам разработки превышает проектные значения, при этом фактическая обводненность меньше проектных значений.

2.7.2 Анализ применяемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

В рамках авторского надзора за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Акинген проведен анализ техники и технологии, применяемых на месторождении для добычи углеводородов.

Работа скважин оценивалась по промысловым данным в период с 01.01.2004 г. по 01.07.2008 г. В анализ включены данные состояния фонда скважин, технологические режимы работы скважин, отчеты о работе добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Акинген весь пробуренный фонд составляет 34 скважин (№№1, 3, 4, 5, 7, 11, 500, 1а, 106, 105, 205, 17, 110, 113, 202, 112, 8, 101, 102, 204, 206, 208, 107, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207, 109, 103, 9).

По состоянию на 01.07.08г. добывающий фонд скважин составляет 25 единиц, из них:

- 5 скважин (№№106, 205, 17, 113, 202) - фонтанные;

- 6 скважин (№№101, 102, 105, 204, 206, 208) - УШВН;

- 14 скважин (№№8, 107, 110, 109, 112, 1-А, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207) - ШГН.

В нагнетательном фонде 2 скважины (№№9, 103).

Водозаборные скважины отсутствуют, вода для ППД обеспечивается за счет попутных вод.

2.7.3 Эксплуатация скважин фонтанным способом

На дату отчета действующий эксплуатационный фонд фонтанных скважин составляет 5 скважин, из них 2 скважины (№106 и №205) - работает на апт-неокомский, 1 скважины (№17) - на II неокомский (1 пласт), 2 скважины (№113 и №202) - на II неокомский (3 пласт).

Среднесуточные дебиты нефти фонтанных скважин изменяются от 30 (скв. №17) до 40 т/сут. (скв. №202), обводненность скважин - от 17% (скважина №205) до 45% (скважина №17), газовый фактор по скважинам апт-неокомского горизонта в среднем 75 м³/т, по остальным фонтанным скважинам данный показатель составляет 80 м³/т.

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами установками (ШСНУ)

На дату составления отчета на месторождении с применением ШСНУ работают 14 скважин (№№8, 107, 110, 109, 112, 1-А, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207), из них по горизонтам эксплуатации:

На I альбский - скважина №8

На II альбский - скважины №6 и №10;

На промежуточный - скважины №107 и №108;

На апт-неокомский - скважина №104;

На II неокомский (1 пласт) - скважины №№2, 110;

На II неокомский (3 пласт) - скважина №109;

На III неокомский - скважины №№1-А, 112, 201, 203 и 207

2.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности

На месторождении Акинген выполнены опробование и гидродинамические исследования продуктивных пластов в нижнемеловых отложениях.

Опробование скважин проводилось по общепринятой методике - «снизу-вверх».

Вскрытие продуктивных горизонтов производилось кумулятивными перфораторами типа ПКС-80, ПК-103, КПРУ-65 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 пог.м.

Вызов притока из пласта производили путем замены раствора на пресную воду с последующим снижением уровня компрессированием. В зависимости от интенсивности притока скважины исследовались либо методом отбора, либо прослеживанием уровня.

В процессе опробования проводился следующий комплекс работ:

1. Замер дебитов пластового флюида

2. Замер забойного, трубного и затрубного давления

3. Замер пластового давления

4. Определение температуры на глубине спуска манометра

Отбор поверхностных и глубинных проб нефти и газа для проведения физико-химического анализа.

Расчетным путем по данным исследования и по индикаторным кривым определялись коэффициенты продуктивности и потенциальные дебиты скважин. По фонтанным скважинам замеры дебитов жидкости производились в мерниках емкостью 10 м³. Пластовые и забойные давления замерялись манометрами типа МСУ-1-100. При опробовании скважин компрессированием дебиты жидкости определялись по величине притока в эксплуатационной колонне за определенный промежуток времени с последующим пересчетом на сутки. В эксплуатационных скважинах дебиты жидкости замерялись после пуска их в эксплуатацию и выводились средние за первые десять дней работы.

По состоянию на 01.01.04г. на месторождении пробурено 24 скважины. Промышленная продуктивность горизонтов доказана опробованием и эксплуатацией скважин. Всего по месторождению испытано 45 объектов.

I альбский горизонт опробован в 12 скважинах, где были получены притоки нефти с дебитами от 0,457 т/сут. (№103) до 14,4 т/сут. (№8). Вода получена в скважинах №№2, 9, 17, 101, 103, 104, 105, 110 с дебитами от 0,5 до 24 м³/сут. По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет 1,6 т/сут.*ат по скважине №8. Значения начальных пластовых давлений изменяются от 65 ат до 70 ат и в среднем составляют 67,5 ат. Значения пластовых температур изменяются от 31 ⁰С до 37 ⁰С и в среднем составляют 34⁰С.

Промежуточный горизонт продуктивен в скважинах (№№6, 10, 106, 107, 108), где получены притоки нефти и воды. Дебиты по нефти изменялись от 1,2 т/сут. (№108) до 20 т/сут. (№107) и воде от 9,6 м³/сут. (№106) до 62 м³/сут. (№6).

II альбский горизонт продуктивен в двух скважинах №№6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 8 т/сут. (№10) до 27,1 т/сут. (№10), по воде от 0,013 м³/сут. (№6) до 4,9 м³/сут. (№10), по газу от 0,361м³/сут. (№6) до 4,95 м³/сут. (№10).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности изменяется от 0,16 т/сут.*ат (№6) до 1,14 т/сут*ат (№10) и в среднем составляет 0,54 т/сут.*ат.

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 89 ат до 102 ат и в среднем составляют 95,5 ат. Значение пластовой температуры составляет 50⁰С.

Апт-неокомский горизонт продуктивен в 3-х скважинах №№2,6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 3 т/сут. до 21 т/сут. в скв.№2, по воде от 0,03 м³/сут. до 0,9 м³/сут. в скв.№2, по газу от 5 м³/сут. (№2) до 118,9 м³/сут. (№10).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 2 т/сут*ат (№2).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 104,4 ат до 102 ат и в среднем составляют 103,6 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 32⁰С до 55⁰С и в среднем составляет 43,5⁰С.

I неокомский горизонт опробован в двух скважинах №№6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 5,4 т/сут до 31,3 т/сут. в скв.№10, по воде от 10 м³/сут до 30,5 м³/сут в скв.№10, по газу от 0,936 м³/сут (№10) до 141 м³/сут (№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 3,47 т/сут*ат (скв.№10).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 107 ат до 111 ат и в среднем составляют 109 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 39⁰С до 40⁰С и в среднем составляет 39,5⁰С.

II неокомский горизонт I пласт опробован в 4-х скважинах №№2, 6, 10, 110, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 5,4 т/сут до 31,3 т/сут в скв.№10, по воде от 10 м³/сут до 30,5 м³/сут в скв.№10, по газу от 0,936 м³/сут (№10) до 141 м³/сут (№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 3,47 т/сут*ат (№10).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 107 ат до 111 ат и в среднем составляют 109 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 39⁰С до 40⁰С и в среднем составляет 39,5⁰С.

II неокомский горизонт II+III пласты опробован в 4-х скважинах №№2,6,10,109, где получены притоки газа, нефти. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 30 т/сут до 30,6 т/сут в скв. №109, по газу от 2,4 м³/сут (№109) до 167,9 м³/сут (№2).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 102 т/сут*ат (№109).

Значение проницаемости составляет 0,126 мкм².

Значение гидропроводности составляет 0,1764 м²/Па*с*10^-12.

Значение пьезопроводности составляет 0,02 м²/с*10⁴.

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 116,5 ат до 130 ат и в среднем составляет 121,1 ат.

Значение пластовой температуры составляет 43⁰С.

III неокомский горизонт опробован в 4-х скважинах, где получены притоки нефти, газа и воды. Дебиты изменялись: по нефти от 7,5 т/сут(№6) до 156,1 т/сут(№112), по газу 7,955м³/сут(№6) до 212,18 м³/сут(№10), по воде от 0,015 м³/сут(№6) до 8 м³/сут(№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности изменяется от 0,26 т/сут*ат(№6) до 18,9 т/сут*ат (№112) и в среднем составляет от 4,8 т/сут*ат.

Значение проницаемости изменяется от 0,161 мкм² до 0,858 мкм² и в среднем составляет 0,509 мкм².

Значение гидропроводности изменяется от 0,809 до 4,042 м²/Па*с*10^-12 и в среднем составляет 2,425 м²/Па*с*10^-12.

Значение пьезопроводности изменяется от 0,0267 м²/с*10⁴ до 0,14260 м²/с*10⁴ и в среднем составляет 0,8465 м²/с*10⁴. Значения начальных пластовых давлений изменяются от 117,8 ат до 129,5 ат, и в среднем составляет 125,3 ат.

Значение пластовой температуры изменяется от 40,4 ⁰С до 47 ⁰С и в среднем составляет 44,3 ⁰С.

В 2003 году вновь пробуренной скважине №113 выполнены комплексные гидодинамические исследования при 5 и 9 мм штуцерах, снята кривая восстановления давления. Забойное давление при 5 мм штуцере составило 121,6 атм, а при 9 мм штуцере 121,2 атм. Замеренное пластовое давление составляет 121,8 атм. В скважине отмечается высокий газовый фактор. Депрессия на пласт составила 0,2 атм, при дебите жидкости 43,0 м³/сут при 5мм штуцере.

С учетом данных опробования, условий залегания пластов, размеров и принятых границ залежей, начальных пластовых давлений и температур, с учетом текущего состояния разработки, режим работы залежей альбских горизонтов можно определить как водонапорный, а по остальным горизонтам водонапорный с сочетанием режима растворенного газа.

2.9 Специальная часть

2.9.1 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Из выше проведенного анализа показателей разработки залежей продуктивных горизонтов месторождения Акинген видно, что первые пять лет разработки характеризуются низкими темпами разработки и незначительным ростом добычи нефти, что объясняется с запаздыванием разбуривания залежей и не выполнением проектных решений. В последующие годы, начиная с 1997 г. наблюдается увеличение объемов добычи нефти, при этом фактические величины превысили проектные значения, что объясняется вводом новых скважин и с началом эксплуатации неокомских горизонтов.

Скважины альбсеноманских горизонтов вступали в эксплуатацию механизированным способом, за исключением скважины №107 вступившей в эксплуатацию фонтанным способом. Скважины неокомских горизонтов вступали в эксплуатацию фонтанным способом.

При механизированной добыче применяются станки-качалки типа ПШГНТ-4, для подъема жидкости на поверхность используются насосы типа НГН - 43.

С июля 1995 года на месторождении пустили под пробную закачку попутно-пластовых вод скважину №9, хотя техсхемой заводнение не предусматривалось. При этом начальная приемистость данной скважины составляла 20-25 м³/сут., при давлении нагнетания 15 атм.

Скважина находилась под периодической закачкой в течении 4 месяцев и за этот период закачено 2669 м³ воды.

С октября 1995г скважин была остановлена из-за отсутствия приемистости и находилась в бездействии до января 2002 года.

Продукция скважин с устья по выкидным линиям поступает на ГЗУ типа «Спутник» для замера дебита нефти и обводненности и далее на газовый сепаратор для отделения газа от жидкости, затем на установки по обезвоживанию и обессоливанию. В целях ликвидации осложнений при эксплуатации скважин на месторождении проводилась закачка ингибитора по парафиноотложениям МЛ-80 (всего 1 скважино-обработка), которая не дала эффекта. Также проводились промывки песчаных пробок, так в 2003г было проведено 16 скважино-операций, по которому получен суммарный эффект 912,3 тонн нефти.

По контролю за разработкой месторождения в 2001-03 г. были проведены исследовательские работы отделом ГДИС ЦТИ, замеры пластовых давлений по 2-м скважинам №№112, 113, отбор глубинных проб в скважине №113, замеры статических и динамических уровней.

2.9.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Для дальнейшей разработки месторождения Акинген выбор расчетных вариантов произведен для каждого выделенного объекта с учетом их различных особенностей и методических рекомендаций регламента РД 39-0147035-207-86.

Как описывалось в выше сказанных разделах для дальнейшего проектирования разработки месторождения было выделено два объекта, которые располагаются по вертикали в единой зоне горизонтального распространения и I-объект уже имеет свою разбуренную треугольную сетку скважин согласно «Технологической схеме разработки…-1994г».

Авторам проекта пришлось отступиться от проектирования жестко равномерных сеток скважин во избежания накладки проектируемых скважин II - объекта на пробуренные скважины I-объекта, а также несимметричности конфигурации залежей в плане.

В «Технологической схеме разработки месторождения Акинген, 1994г» с целью установления рационального количества скважин были рассмотрены различные плотности сеток скважин для разработки чисто нефтяной и водонефтяной частей залежи.

К реализации был рекомендован I вариант разработки с разбуриванием залежи по треугольной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 300х300 м, (плотность сетки 31,2 10⁴м²/скв).

Однако II-альбский горизонт не разрабатывался, а промежуточный не планировался разрабатываться. По этой причине необходимо рассчитать дальнейшую добычу с разрабатываемого объекта с включением в него II-альбского горизонта.

В основном рассмотрены три варианта разработки с различными плотностями сеток скважин, с поддержанием пластового давления во II-объекте и зарезка второго ствола в скважинах №106 и №110 на II объекте.

II объект - в 2004г предусматривается бурение 4-х добывающих скважин, с сеткой скважин 300*250 м. Фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 10 единиц.

Второй вариант

I объект - предусматривается форсированная разработка объекта с добавлением внутрискважинных песчаных фильтров или заменой ШГН на ЭВН с наземными пескоуловителями и периодической изоляции водопритоков (с целью вовлечения в разработку слабодренированных зон) с использованием действующего пробуренного фонда скважин до 2011 года, с 2011г предусматривается перевод 9-ти скважин со II объекта. Максимальный фонд достигает 17-ти единиц в 2017г.

II объект - предусматривается бурение 6 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*250 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 12 единиц.

Кроме того, предлагается перевод 2-х скважин с добывающего фонда в нагнетательный.

Третий вариант

I объект - предусматривается форсированная разработка объекта с добавлением внутрискважинных песчаных фильтров или заменой ШГН на ЭВН с наземными пескоуловителями и периодической изоляции водопритоков (с целью вовлечения в разработку слабодренированных зон) с использованием действующего пробуренного фонда скважин до 2011 года, с 2011г предусматривается перевод 11-ти скважин со II объекта (скв. №№204,202,203,206,205,207,208,201,109,112,113). Максимальный фонд скважин достигает 19 единиц в 2017 г.

II объект - предусматривается бурение 8 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*200 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 14 единиц.

2.9.3 Технологические показатели вариантов разработки

Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических показателей в 3-х вариантах по объектам и в целом по месторождению.

Проектные скважины во всех 3-х вариантах располагались в пределах площади нефтеносности.

Вариант I.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 7,4 тыс.т ожидается в первый год разработки, что составит 3,2 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 46,4тыс.т, за 15 лет 55,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки 75,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 95,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013г) составит 46,4 тыс.т, с начала разработки 190,8 тыс.т, КИН - 0,174, выработка запасов составит 71,1%.

Объект II (апт - неокомский + I, II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 47,7 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 14,5 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 238,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки - 242,1 тыс.т. Накопленная добыча с начала разработки составит 322,4 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки 99,2 %, КИН - 0,321. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 126,1 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 55,1 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 9,2 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 284,6 тыс.т, за 15 лет 297,3 тыс.т, за весь проектный срок разработки 318,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 221,1 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013 г.) составит 284,6 тыс.т, с начала разработки 513,2 тыс.т, КИН - 0,243, выработка запасов составит 85,9%.

Вариант II.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается в первый год разработки, что составит 3,8% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 66,6 тыс.т, за 20 лет 82,6 тыс.т., за весь проектный срок разработки 88,5 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 86,8%, КИН - 0,212. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 115,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 70,9 тыс.т., с начала разработки 215,2 тыс.т, КИН - 0,196, выработка запасов составит 80,2%.

Объект II (апт - неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 51,3 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 15,6% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 248 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 101,0%, КИН - 0,327. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 230,0 тыс.т.