Характеристика показателей разработки, Характеристика фондов скважин и текущих дебитов - Анализ текущего состояния разработки Ромашкинского месторождения

На максимальный уровень добычи - 4761 тыс. т. (темп отбора от НИЗ - 3,6 %) площадь вышла в 1972 году. Добыча нефти на уровне 4,6 - 4,7 млн. т удерживалась в течение пяти лет. С 1976 г. при отборе 50 % от НИЗ добыча нефти по площади начала снижаться. В 1995 г. она составила 895 тыс. т и последующие 11 лет разработки стабилизировалась на уровне 830 - 890 тыс. т в год. Обводненность в последние 20 лет растет незначительно благодаря проводимым мероприятиям по всемерному ограничению отбора попутной воды. Годовая добыча жидкости в 2006 году соответствует уровню добычи 1995 года. Согласно классификации Ивановой М. М. в настоящее время площадь находится в четвертой завершающей стадии разработки, которая характеризуется низкими медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью продукции, выбытием из действующего фонда значительного количества скважин.

За более чем 50-летний период промышленной разработки залежи из недр горизонтов Д0, Д1 добыто 119,6 млн. т нефти или 90,5 % от НИЗ. По площади достигнута сравнительно высокая нефтеотдача 52 % при обводненности 82,7 %. Попутно с нефтью отобрано 172,7 млн. т воды, водонефтяной фактор - 1,44. Для компенсации отбора жидкости в пласты закачано 341,3 млн. м3 воды, что составляет 104,4 % к отбору жидкости в пластовых условиях. Средневзвешенное пластовое давление по площади поддерживается близким к первоначальному: 16,3 - 16,8 МПа. Среднее давление на забое добывающих скважин составляет 8,0 - 9,0 МПа.

В течение всего периода разработки шло постепенное увеличение общего фонда скважин залежи за счет бурения новых добывающих и нагнетательных скважин. Наибольшее количество действующих добывающих и нагнетательных скважин, равное 563, было в 2003 году. В 2006 году их число уменьшилось до 532. Изменение количества действующих скважин происходит в зависимости от выхода скважин в тираж и бездействие из-за высокой обводненности и нерентабельного дебита нефти и последующего их возврата в эксплуатацию после ОПЗ и КРС.

В связи с совершенствованием системы заводнения, путем освоения очаговых скважин и линий надрезания, в последние годы значительно вырос фонд нагнетательных скважин. Соотношение действующих добывающих скважин к нагнетательным под закачкой составляет 1,8. Среднее давление на устье нагнетательных скважин - 13,6 МПа.

За 2006 год с залежи добыто 884 тыс. т нефти, темп отбора от НИЗ - 0,7%, от ТИЗ - 11,8 %. Жидкости добыто 5116 тыс. т, отбор жидкости компенсирован закачкой на 114,8 %. Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин - 211 м3/сут. Среднесуточные дебиты скважин по нефти в последние годы не только не снижаются, но даже и выросли и составили в 2006 году 5,5т/сут. Дебит жидкости равен 31,8 т/сут.

Анализ динамики технологических показателей залежи выявил несоответствие отборов от начальных извлекаемых запасов (в 2006 г. - 90,5 %) и обводненности продукции скважин (82,7%), что свидетельствует о заниженных запасах нефти.

Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Проектный пробуренный фонд скважин составил 147 скважин: 186 добывающих, 32 нагнетательных, 31 других [3]. По состоянию на 01.01.2009 г. на залежи № 31 пробурено 147 скважин [4]. Характеристика фонда скважин, пробуренных на залежи, приводится в таблице 7.

Плотность сетки скважин по всему фактическому фонду составляет 39 га/скв, по действующему добывающему - 63,2 га/скв.

Фонд добывающих скважин состоит из 87 скважины. Все скважины работают механизированным способом: 23оборудованы ЭЦН, а 64 - ШГН.

Таблица 7

Характеристика фонда скважин

Характеристика фонда скважин

Количество скважин

Пробуренный фонд

147

В том числе:

Добывающие

87

Нагнетательные

21

Наблюдательный фонд

14

В консервации

10

Разведочные, выполнившие назначение

15

Похожие статьи




Характеристика показателей разработки, Характеристика фондов скважин и текущих дебитов - Анализ текущего состояния разработки Ромашкинского месторождения

Предыдущая | Следующая