Динамика технологических показателей

Средне-Макарихинское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в соответствии с проектным документом, утвержденным ТКР РК.

Добыча нефти за 2005 год составила 56,45 тыс.т. Темп отбора от начальных и текущих извлекаемых запасов составил 0,48 % от утвержденных и 0,49 % от учтенных запасов. Обводненность продукции по действующему фонду скважин составила 13,1 %. Динамика показателей разработки приведена в таблице 2.1. и на рисунке 2.1.

Все скважины оборудованы ЭЦН и эксплуатируются с низкими динамическими уровнями. Однако при длительных остановках скважин отмечалось появление избыточного давления на устье, и его рост, практически доходил до первоначального.Накопленная добыча нефти по месторождению составляет 247,2 тыс. т, что составляет 2,1 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов и 1,22 % - от учтенных НИЗ.

В разработке находилась только нижнесилурийская залежь и добыча по ней составила 56,45 тыс. т нефти. В эксплуатации находились скважины № 7, 9, 15, 21, 31. Скважина № 15 была выведена в бездействие, а скважина № 31 с декабря 2005 г. простаивает. Темпы отбора от начальных и текущих извлекаемых запасов соответственно равны 0,49 % и 0,50 % от утвержденных или 0,31 % и 0,32 % от учтенных запасов.

Накопленный отбор нефти по залежи составил 247,1 тыс.т. Процент использования утвержденных НИЗ – 2,16 %, учтенных – 1,38 %. Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом составляет 39 т/сут.

Пробная эксплуатация нижнесилурийской залежи производится на естественном режиме истощения, что соответствует условиям проектного документа.

Таблица 2.1 - Динамика основных показателей разработкиСредне-Макарихинского месторождения

Рисунок 2.1 - Графики разработки Средне-Макарихинского месторождения

Превышение фактических показателей по добыче нефти над проектными на фоне отставания по фонду скважин и значительного превышения уровня обводненности обеспечивается за счет более высоких дебитов скважин по нефти, а также большей отработки скважин. Подтверждение этому приведено в таблице 2.2.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Средне-Макарихинского месторождения представлено в таблице 2.3.

Полностью выполненным не явилось ни одно из исследований. Вообще не проведены исследования по определению пластового давления при поднятом оборудовании, исследованию профиля притока, определению продуктивности скважин методом восстановления уровня. Не производился отбор проб и химанализ попутной воды, и анализ глубинных проб нефти.

Исследования по определению статического уровня выполнены менее чем на половину.

Замер дебитов скважин, определение обводненности продукции и замеры динамического уровня выполнены почти полностью.

Таблица 2.2 - Факторный анализ расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти Средне-Макарихинского месторождения

Таблица 2.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Средне-Макарихинского месторождения

Динамика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2006 года по месторождению числится 20 скважин, в т.ч. в эксплуатационном фонде – 5, из которых одна скважина № 31 находится в простое, а одна - № 15 – в бездействии, в консервации – 2, ликвидированных – 11 скважин, контрольных - 2.

Текущее состояние фонда скважин представлено в таблице2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика фонда скважин Средне-Макарихинского месторождения по состоянию на 01.01.2006 г