Анализ динамики и выработки добычи нефти, жидкости и газа

Общие сведения о состоянии разработки горизонта

Глубокое бурение на площади Карагач началось в 1966 году. В качестве эффективного метода разведки была выбрана система «снизу-вверх», позволяющая минимальным числом скважин дать промышленную оценку вскрытых горизонтов.

В результате бурения структурных, разведочных и эксплуатационных скважин была выявлена залежь нефти, приуроченная к IV б горизонту риштанских слоев палеогена.

В 1974 году в скважине № 7 получен промышленной приток нефти, дебитом 31,5 м³/нефти, которая и стала первооткрывательницей. В связи с тем, что промышленные притоки нефти получены только из одного горизонта, все эксплуатационные скважины были спроектированы на IV пласт палеогена. Залежь исследуемого горизонта приурочена к антиклинальной складке и относится к пластово-сводовому типу. Начальное положение ВНК по всей залежи отбивается на абсолютной отметке минус 1754 м, при этом длина залежи составляет 2,8 км, ширина 1,3 км и высота 64 м. По состоянию на 01.05.2007 года пробурено 37 скважин.

Разработка месторождения Карагач во времени совпало с распадом СССР, по этому долгие годы эксплуатационное бурение на площади было приостановлено. Только начиная, конца 90-х годов бурения скважин были возобновлены.

В настоящее время на месторождении постоянно производится бурение эксплуатационных скважин с одной буровой установкой.

Характер распределения добычи нефти и жидкости по площади горизонта и обводненность скважин.

Ниже приводится сведения о пробной эксплуатации скважин по мере ввода их в разработку.

В скв. № 7. произвели вскрытие IV б горизонта в интервале 2462 — 2456 м и 2451 — 2445 м кумулятивная перфоратором ПВН-90. В результате опробования получили приток безводной нефти дебитом 31,5 м³/сутки при 2-х мм штуцере. В мае 1974 года скважина была передана в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 21,06 т.

В конце 1974 года обводненность составляла 15,3%, в 1975 — 61,5%. В 1976 году скважина работала со среднесуточным дебитом жидкости 27,5 т, при этом обводненность составляла 99%.

В июне 1976 года скважина работала со среднесуточным дебитом 0,6 т. нефти, а потом была переведена в контрольные.

В скважине № 12 IV горизонт вскрыт в интервале 2526−2520 м перфорацией ПВН в количестве 48 отверстий. Дебит нефти первоначально составил 192 м³/сутки при 10 мм штуцере. В июле 1975 года скважину № 12 ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 47,3 т безводной нефти. Со временем дебит нефти постепенно уменьшается, и в 1980 году скважина работала со среднесуточным дебитом 0,1 т, а количество поступлений воды увеличилось и достигло 99%.

В скважине № 20 кумулятивная перфорация произведена в интервале 2512−2504 м против IV б горизонта риштанских слоев палеогена ПКС-80 в количестве 160 отверстий. В результате опробования получили приток самоизливающейся безводной нефти дебитом 11,5 м³/сут.

Скважину ввели в пробную эксплуатацию в январе 1978 года со среднесуточным дебитом нефти 7,5 т. В сентябре 1980 года обводненность составила 10%. Дебит по этой скважине тоже постепенно уменьшается до 0,5 т/сутки. В связи с малодебитностью скважину перевели в контрольные. С начала эксплуатации скважина № 20 проработала 907,9 суток и из нее добыто нефти — 9245,7 т, воды 151,5 м³ и растворенного газа — 50,172 тыс. м³.

Скважина № 21. Произведена кумулятивная перфорация в интервале 2574−2569 м против IV б горизонта палеогена ПК-105 ДУ в количестве 50 отверстий. В результате опробования получен приток самоизливающейся нефти дебитом 14,0 м³/сут. Скважина № 21 введена в пробную эксплуатацию в октябре 1977 г. со среднесуточным дебитом нефти 11,0 т.

Дебит по этой скважине тоже постепенно уменьшается до 0,1 т/сутки. В связи с малодебитностью скважину перевели в контрольные. С начала эксплуатации скважина № 21 проработала 652,2 суток и из нее добыто нефти — 2052 т, м³ и растворенного газа — 5,590 тыс. м³.

Скважина № 22. Произведена кумулятивная перфорация в интервале 2554−2548 м против IV б горизонта палеогена ПКС-80 в количестве 50 отверстий. После вызова притока скважина стала фонтанировать нефтью дебитом 80 м³/сут.

Скважина № 21 введена в пробную эксплуатацию в апреле 1978 г. со среднесуточным дебитом нефти 25,0 т. Дебит нефти тоже постепенно снижается и доходит до 2 т/сут.

Скважина № 23 произведена перфорация в интервале 2578−2572 м. Вскрыт IV горизонт. Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на нефть и получен приток нефти с водой дебитом 4 м³/сут. Скважина № 23 введена в пробную эксплуатацию в январе 1979 г. со среднесуточным дебитом нефти 1 т.

Скважина № 24 произведена перфорация в интервале 2573−2568 м. Вскрыт IV горизонт. Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на нефть и получен приток нефти дебитом 2,6 м³/сут. Скважина № 24 введена в пробную эксплуатацию в январе 1979 г. со среднесуточным дебитом нефти 1,2 т.

Проведенный анализ показывает, что скважины первоначально вводятся в эксплуатацию с значительным дебитом, но добыча постепенно снижается. Обводненность, которая в начале незначительная со временем доходит до 90%.

Анализ разработки месторождения показывает, что увеличение добычи нефти в данной площади можно получить только вводом в эксплуатацию новых скважин, что и делается в настоящее время.

По состоянию 01.01. 2007 года в эксплуатации находятся 10 скважин.

(II пласт № 22,) (IV пласт № 33,34,35) (II-IV пласт № 5,24,25,31,23,32). Всего за отчетный 2005 год добыто — 5,184 тыс. т. нефти и 18,394 тыс. т. жидкости, среднегодовая обводненность продукции 72%. По сравнению с прошлым 2004 годом добыча нефти по месторождению увеличилась на 0,304 тыс.т., добыча жидкости снизилась на 3,368 тыс.т. (см табл. № 98).

За отчетный 2006 год в целом по месторождению по сравнению с прошлым годом добычи нефти уменьшилось на 0,963 тыс.т., уменьшение добычи нефти произошло за счет.

• — уменьшения отработанных дней на 28 скв/сут.
• — уменьшения производительности одной скважины на 0,304 т/сут.
• — увеличения среднегодовой обводненности на 3%