Анализ текущего состояния разработки - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д. ед., нагнетательных - от 0,52 до 0,85 д. ед. Система поддержания пластового давления на месторождении организована в 2006 г. Накопленная закачка водына 01.01.2013 составляет 318,6 тыс. м3. Основные показатели разработки фаменской залежи приведены в табл. 9 и на рис. 4.

Таблица 9. Основные показатели разработки пласта Фм

Показатель

Единица измерения

2012

Добыча нефти

Тыс. т

89,8

Добыча жидкости

Тыс. т

116,3

Накопленная добыча нефти

Тыс. т

739,2

Накопленная добыча жидкости

Тыс. т

831,1

Ввод новых добывающих скважин

Шт.

0

Действующий фонд добывающих скважин

Шт.

23

Средняя обводненность продукции скважин

%

22,8

Ввод нагнетательных скважин

Шт.

1

Фонд нагнетательных скважин

Шт.

8

Средняя приемистость нагнетательных скважин

М3/сут.

41,2

КИН

Доли ед.

0,103

Отбор от НИЗ

%

24,6

Темп отбора от НИЗ

%

3

Закачка рабочего агента

Тыс. м3/год

84,2

Накопленная закачка рабочего агента

Тыс. м3

318,6

Текущая компенсация отбора

%

72

Компенсация отбора с начала разработки

%

23,4

В 2008 году начался активный ввод добывающих скважин, с чем связан резкий рост годовой добычи нефти. В 2010 году остановился ввод новых добывающих скважин, и рост нефти прекратился. Вода появилась в продукции скважин в 1999 году и до 2007 года не превышала 15 %, в 2007 году достигла 22,7 % после чего снова снизилась.

график разработки залежи нефти пласта фм гагаринского месторождения

Рис. 4. График разработки залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения

Средневзвешенное пластовое давление составляет 17,8 МПа, что выше давления насыщения (14,69 МПа), но в зонах отбора давление зачастую ниже давления насыщения. Компенсация отбора с начала разработки всего 23,4 %, что обусловлено поздним вводом системы ППД и ее малой мощности. В условиях трещиноватости коллектора это ощутимо усугубляет продуктивность скважин. Отбор от НИЗ по залежи составляет 24,6 %, коэффициент извлечения нефти достиг 0,103 д. ед., дальнейшее разбуривание залежи проектом не предусматривается. Объект находится на 2-й стадии разработки.

Основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части залежи. Кроме того, самые высокопродуктивные скважины находятся на этих участках (скв. №№ 409, 404, 162, 405). В то же время самые низкопродуктивные скважины находятся в зонах с низкой плотностью запасов. В 2012 г. добыча нефти составила 89,8 тыс. т, жидкости - 116,3 тыс. т, среднегодовая обводненность - 22,8 %. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составила 739,2 тыс. т, жидкости - 831,1 тыс. т. Накопленные отборы и объемы закаченного агента скважин с начала разработки отражены на рис. 5. Режим разработки водонапорный.

Похожие статьи




Анализ текущего состояния разработки - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Предыдущая | Следующая