анализ применения горизонтальных скважин. Геологическая часть
 Скачать 1.18 Mb.
|
3.2. Анализ состояния фонда скважинНакопленная добыча нефти по месторождению составила 41041,061 тыс. т нефти или 56 % от начальных извлекаемых запасов, жидкости – 140089,524 тыс. т, среднесуточная добыча нефти – 1864,7 т/сут, средний дебит скважины: по нефти- 5,7 т/сут, по жидкости-53,1 т/сут. За период разработки в пласты закачено -161782,816 тыс. м3 воды, среднесуточная закачка составляет – 14935,5 тыс. м3, приемистость одной скважины в среднем – 150,9 м3. Обводненность фонда скважин составляет 89,3%. В 2006 году фактическая добыча нефти по площади составила 668,16 тыс.т. Годовая добыча жидкости составила 6288,765 тыс.т, обводненность скважин 89,4%. Основной объём добычи нефти (90 %) по Киенгопской площади приходится на башкирский объект, по этому же объекту на данный момент наблюдаются высокие остаточные запасы нефти. Добыча нефти ведется механизированным способом. В 1991 году Южный блок участка начал разбуриваться согласно технологической схеме, принятой в 1988 году. В процессе разбуривания ежегодно до 1993 года проводился перевод запасов нефти категории С1 в категорию В, в результате чего запасы нефти категории С1 по верейским пластам полностью, а по башкирским отложениям частично были переведены в категорию В. Позднее в северной части Южного блока с целью доразведки запасов категории С2 были пробурены две разведочные скважины 30 и 36, при испытании в которых установлена водонасыщенность коллекторов, скважины были ликвидированы. Кроме того, в эксплуатационных скважинах 1208 и 1218 верейские пласты вскрыты на отметках ниже уровня ВНК и по ГИС характеризуются как водонасыщенные. При опробовании в открытом стволе скважины 1208 получен приток пластовой воды, после чего скважины были ликвидированы без спуска колонны Таким образом, по результатам бурения в 1996 году было произведено списание запасов нефти верейского горизонта (В-II и В-III) категории С2 в количестве 1352 тыс. т геологических и 340 тыс. т извлекаемых, а также выполнена переоценка запасов пласта В-III, в результате чего за счет увеличения объема нефтенасыщенных пород по категории В получен прирост в количестве 586 тыс. т геологических и 147 тыс. т извлекаемых запасов нефти. Башкирский ярус в процессе разбуривания был вскрыт не всеми скважинами, и переоценка запасов не проводилась, хотя по результатам геофизических исследований в новых скважинах, вскрывших башкирские отложения, структурные построения изменились, показав небольшое уменьшение площади нефтеносности. В настоящее время на балансе ВГФ числятся начальные запасы нефти в количестве 2214 тыс.т геологических, 564 тыс.т извлекаемых категории В и 925 тыс.т геологических, 279 тыс.т извлекаемых категории С1 на Южном блоке, 666 тыс.т геологических, 51 тыс.т извлекаемых категории С1. Запасы нефти участка отнесены к категории трудноизвлекаемых: по пластам В-II (категория С2) и В-III и пластам Бш-1, Бш-2 по критерию «малопроницаемые коллектора» и по промышленным категориям запасов пласта В-II по критерию «залежи с малой толщиной». Структура начальных геологических запасов представлена на рисунке 1.4.  Рисунок 1.4 – Структура начальных геологических запасов. Таблица 1.7 - Запасы нефти Чутырско-Киенгопского месторождения.
Продолжение таблицы 1.7
|