Анализ текущего состояния разработки месторождения

Южно-Балыкское месторождение разрабатывается с 1964 года и в настоящее время находится в IV стадии разработки, но с относительно стабильным уровнем добычи.
Эксплуатационное разбуривание по проектной сетке 25 га/скв происходило непрерывно с 1964 по 1997 годы, основной объем бурения приходится на 1982 – 1986 годы (55% фонда). В настоящее время эксплуатационное бурение на месторождении завершено.
В соответствии с геологическим строением месторождения для анализа выделено 11 участков месторождения (участки 1-3 находятся на северо-востоке месторождения, участки с 4 по 8 – в центральной части месторождения и с 9 по 11 – в западной части).
С начала разработки на 01.01.2018 года добыто 42735 тыс.т нефти, жидкости 689382 тыс.м3, обводненность продукции 96%. По состоянию на 01.01.2018 года пробуренный фонд скважин месторождения составляет 687 единиц (325 добывающих и 125 нагнетательных) рисунок 2.1.
343166105174

Рисунок 2.1 – Распределение пробуренного фонда месторождения
Эксплуатационный фонд составляет 315 скважины из них 300 шт. дающие продукцию (93,7%) и 15 шт. неработающих (6,3%) рисунок (8).
45790953501Эксплуатационный фонд - 315 скважины
Рисунок 2.2 - Распределение эксплуатационного фонда
По способам эксплуатации фонд скважин распределился следующим образом 217 скважин оборудованы УЭЦН, 87 скважин оборудованы УШГН и 1 скважина эксплуатируется фонтанным способом рисунок 2.3.
46291572390
Рисунок 2.3 – Распределение фонда по способам эксплуатации
Максимальный уровень добычи нефти - 5771 тыс.т при обводненности 41.2 % , был достигнут в 1985 году рисунок (11).
С начала разработки ЦДНГ-16 Южно-Балыкского месторождения по состоянию на 01.01.2018 г. добыто 42735 тыс.т нефти, жидкости – 689382 тыс.м3. текущая обводненность продукции – 96%.

Рисунок 2.4 – Показатели динамики разработки месторождения
Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.293 (от промышленной категории ВС1 запасов, числящихся на Государственном балансе), отбор от начальных извлекаемых запасов нефти 76% рисунок 2.4.
Наибольший процент накопленной добычи нефти приходится на скважины 3 участка (21.2 % или 7758.8 тыс.т), наименьший (3.2%) – на 1 участке (1182.9 тыс.т)

. По остальным участкам накопленная добыча нефти составила от 4% (5 участок) до 17.5% (2 участок) от общей, рисунок 2.5.
3%
22%
7%
4%
5%
4%
8%
17%
15%
15%
1 уч.
2 уч.
3 уч.
4 уч.
5 уч.
6 уч.
7 уч.
8 уч.
9 уч.
10 уч.
11 уч.
Рисунок 2.5 – Распределение накопленной добычи нефти по участкам
Рисунок 2.6 – Распределение годовой добычи нефти по участкам
По участкам текущий дебит нефти изменяется от 3.6 т/сут (10 участок) до 17.2 т/сут (2 участок), где максимальный дебит (17.2 т/сут) приходится на 2 участок.
Средний дебит жидкости в целом по месторождению равен 97.8 т/сут, изменяясь по участкам от 54.2 т/сут (5 участок) до 150.3 т/сут (2 участок). В процессе эксплуатации дебит жидкости увеличивался на всех участках месторождения, увеличение его связано с применением физико-химических методов интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи пластов.
Текущее состояние разработки месторождения характеризуется обводненностью продукции 96%. Основная причина обводнения скважин – закачка воды в пласт. В динамике обводненности продукции можно выделить несколько этапов:
- 1964 – 1969 годы – безводный период эксплуатации (2% воды);
- 1970 – 1994 годы период интенсивного роста (до 82% воды);
- 1995 – 1998 годы период стабилизации на уровне 82-83%;
- 1999 – 2018 годы – период замедленного роста.
Формирование системы поддержания пластового давления начато в 1965 году – практически одновременно с началом его эксплуатации (на естественном режиме добыто 468 тыс.т нефти, 1.3% от общей добычи).
Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2018 года в продуктивные пласты закачано 222363.8 тыс.м3 воды при накопленном отборе жидкости 186131.3 тыс.т