Состояние разработки площади

Фонд скважин

По состоянию на 1.01.2010 года на Абдулловском месторождении пробурено 306 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 191 (в том числе 176 действующих, в освоении после бурения — 2), эксплуатационный фонд нагнетательных скважин — 7 (в том числе действующих — 3, в освоении после бурения — 3). Временно находятся в консервации — 1 скважина, в пьезометрическом фонде находится 16 скв, водозаборных — 7 скважин, ликвидированных — 84 скважины. Такое большое количество ликвидированных скважин объясняется сложным геологическим строением месторождения и маленькими размерами залежей. 59 из 84 ликвидированных скважин — разведочные; ликвидировано после эксплуатации — 7 скважин, все по причине обводненности и отсутствия объекта возврата.

По пласту DIV пробурено 97 добывающих и 2 нагнетательные скважины. Действующий фонд добывающих скважин — 28 шт, нагнетательных — 1 шт.

Практически весь фонд добывающих скважин эксплуатируется штанговыми насосами, за исключение четырех скважин, которые оборудованы ЭЦН и одной скважины — УЭДН.

В целом по месторождению большая часть скважин имеет текущую накопленную добычу до 7 тыс.т. такая картина сформировалась из-за основных объектов разработки: пластов кизеловского горизонта и DIV, где наблюдается такое же распределение фонда скважин по накопленной добыче нефти. Надо отметить, что по пласту кизеловского горизонта скважины в данном диапазоне накопленной добычи нефти имеют текущую обводненность до 60%, а в диапазоне накопленной добычи нефти: 7 тыс. т и выше скважины имеют текущую обводненность менее 50%. По пласту DIV распределение скважин по накопленной добыче довольно равномерное по всему диапазону и количество скважин с накопленной добычей в интервалах до 7 тыс. т и от 7 и выше тыс. т примерно одинаково, что свидетельствует о лучших коллекторских свойствах пласта DIV по сравнению с кизеловским горизонтом. В целом по месторождению с дебитом менее 3 т/сут работает 68,2% фонда скважин. С обводненностью до 50% работает 48,3% скважин, 51% фонда скважин работают с дебитом по нефти менее 1 т/сут.

Таблица 2 — Характеристика фонда скважин Абдулловского месторождения.

Таблица 3 — Распределение фонда скважин по пласту DIV Абдулловского месторождения по дебитам жидкости и обводненности.

По состоянию на 01.01.2014 г. на Усень-Ивановском месторождении пробурено 26 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин насчитывает 20 скважин, в том числе 18 действующих. Все скважины эксплуатируются установками ШГН. В эксплуатационном нагнетательном фонде находится 1 скважина, действующая. Фонд специальных скважин составляет 1 водозаборная скважина. На месторождении ликвидировано 4 скважины. Все ликвидированные скважины разведочные.

Фонд скважин малодебитный. В интервале дебитов от 0,1 до 0,5 т/сут работают 7 скважин (38,9% действующего фонда), от 0,5 до 1,0 т/сут — 4 скважины (22,2% действующего фонда), от 1,0 до 3,0 т/сут — 4 скважины (22,2% действующего фонда), от 3,0 до 5,0 т/сут — 2 скважины (11,1% действующего фонда) и более 5 т/сут — 1 скважина (5,6% действующего фонда). Начальный дебит жидкости четырех первых разведочных скважин составлял от 6,2 до 14,8 т/сут. Снижение дебита связано с засорением ПЗП и падением пластового давления в литологически экранированной залежи пласта тиманского горизонта.

Обводненность скважин месторождения изменяется от 20,1 до 34,2%.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти: в интервале от 0 до 5 тыс. т накопленной добычи находятся 8 скважин (38,1% перебывавших в эксплуатации скважин), от 5 до 10 тыс. т — 7 скважин (33,3%), от К) до 50 тыс. т — 6 скважин (28,6%). Максимальная накопленная добыча 37,1 тыс. т получена скв. 41ИСМ, эксплуатирующей тиманский горизонт. геологический абдулловский месторождение Таблица 4 — Характеристика фонда скважин Усень-Ивановского месторождения.

Таблица 5 — Распределение фонда скважин по пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения по дебитам жидкости и обводненности.

Добыча нефти Абдулловское месторождение находится в третьей стадии разработки.

По пласту DIV Абдулловского месторождения накопленный отбор нефти составил 1185,6 тыс. т или 18,6% от балансовых запасов и 43,5% от НИЗ. Темп отбора от НИЗ — 0,6%, от ТИЗ — 1,1%. Текущий дебит одной добывающей скважины по нефти — 2,5 т/сут.

По пласту DIV отмечается наибольшая эффективность — текущий коэффициент нефтеотдачи 18,6%.

В 2001 г. добыча нефти составила 11 тыс.т. Анализируя последние 13 лет разработки пласта DIV Абдулловского нефтяного месторождения (2001;2014г.г.) изначально прослеживается интенсивный рост добычи нефти за счет увеличения отборов жидкости скважин путем изменения их режима работы при снижении обводненности продукции, а также увеличения фонда добывающих скважин. С 2006 г. по 2008 г. добыча нефти резко снижается за счет повышения показателя обводненности скважин. В период 2008;2009 г. г. добыча нефти продолжает падать, однако причиной является снижение добычи жидкости, причем показатель обводненности уменьшается. К 2014 г. наблюдается увеличение добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости путем увеличения фонда добывающих скважин, и на 2014 г. добыча нефти составила 26 тыс. т.

Усень-Ивановское месторождение находится в третьей стадии разработки.

Тиманский горизонт является основным объектом месторождения. На 01.01.2014 г. по объекту отобрано 195,3 тыс. т нефти, что составляет 9,1% от НИЗ и 88,1% от всей добычи месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 8%.

В 2001 г. добыча нефти составила 8,1 тыс.т. Анализируя последние 10 лет разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского нефтяного месторождения (2001;2010 г. г.) изначально прослеживается интенсивный рост добычи нефти за счет снижения обводненности продукции. С 2002 г. по 2003 г. добыча нефти увеличивается незначительно, но за счет увеличения добычи жидкости. В период 2003;2005 г. г. наблюдается снижение добычи нефти за счет обводненности продукции, а с 2005 г. до 2007 г. добыча нефти резко падает в связи со снижением добычи жидкости и с продолжительной обводненностью продукции. В период 2007;2008 г. г. наблюдается увеличение добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости, в дальнейшем с 2008 по 2009 г. добыча снижается за счет увеличения обводненности и к 2014 г. добыча нефти резко снижается за счет аналогичного снижения добычи жидкости и добыча нефти составила 6,2 тыс. т.

Добыча жидкости, обводненность продукции По пласту DIV Абдулловского месторождения дебит одной добывающей скважины по жидкости — 7,7 т/сут. Обводненность продукции — 68%.

В 2001 г. добыча жидкости составила 80 тыс.т., а обводненность продукции — 87%. Анализируя последние 13 лет разработки пласта DIV Абдулловского нефтяного месторождения (2001;2014 г. г.) изначально прослеживается снижение добычи жидкости за счет уменьшения фонда добывающих скважин при снижении обводненности продукции. С 2002 г. до 2006 года наблюдается плавный рост добычи жидкости за счет увеличения фонда добывающих скважин, обводненность же при этом снижается (возможно, за счет успешных результатов проведения ГТМ на определенных скважинах). В период 2006;2008 г. г. добыча жидкости резко повышается за счет увеличения фонда добывающих скважин и параллельно с этим изменением режимов работы скважин на более производительный уровень, что сказалось, очевидно, на резкий рост обводненности продукции. В дальнейшем добыча жидкости падает с целью снижения обводненности продукции, и к 2014 г. добыча снова увеличивается с параллельным увеличением обводненности продукции до 74 тыс. т при 69% обводненности.

По тиманскому горизонту Усень-Ивановского нефтяного месторождения накопленная добыча жидкости составляет 224,6 тыс. т, дебит одной добывающей скважины по жидкости — 1,6 т/сут. Обводненность продукции скважин по объекту 26,9%.

В 2001 г. добыча жидкости составила 9,2 тыс.т., а обводненность продукции — 11,9%. Анализируя последние 10 лет разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского нефтяного месторождения (2001;2014 г. г.) изначально прослеживается увеличение добычи жидкости за счет изменения режима работы скважин при увеличении обводненности продукции. С 2005 г. по 2007 г. наблюдается резкое снижение добычи жидкости за счет уменьшения фонда добывающих скважин, обводненность при этом практически не изменялась. В период 2007;2009 г. г. добыча жидкости резко увеличивается за счет изменения режима работы скважин, а также за счет проведения различных ГТМ при увеличении обводненности. К 2014 году добыча жидкости снизилась, что позволило снизить и обводненность продукции, и составила 8,6 тыс. т при 27,5% обводненности.

Оценка остаточных запасов по площади.

Основным объектом разработки Абдулловского месторождения является пласт DIV. В нем сосредоточено 6381 тыс. т балансовых запасов.

С начала разработки по месторождению отобрано 1185,6 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,186. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,31. Процент отбора от НИЗ составил 43,5% при среднегодовой обводненности 68%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.

Основным объектом разработки Усень-Ивановского месторождения является тиманский горизонт. В нем сосредоточено 2770 тыс. т балансовых запасов. С начала разработки по месторождению отобрано 195,3 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,08. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,17. Процент отбора от НИЗ составил 9,1% при среднегодовой обводненности 26,9%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.

Анализируя карты разработки пласта DIV Абдулловского месторождения и тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения, можно сделать вывод, что выработка запасов по площади идёт неравномерно по причине плохих коллекторских свойств и высокой степени неоднородности пород, наличия зон отсутствия коллекторов и плотности сетки добывающих скважин. В пластах остается значительная часть неизвлекаемых запасов, которые удерживаются в недрах за счет межмолекулярных сил и др. Разработка таких запасов станет возможной при внедрении новых технологий извлечения нефти из пласта, позволяющих повысить перспективы месторождений.