Характеристика текущего состояния разработки объекта Ю

Месторождение открыто в 1964 г., в промышленную эксплуатацию введено в 2005 г. За все время выполнено пять проектных документов на разработку месторождения.
Основным объектом по начальным извлекаемым запасам нефти на месторождении является объект Ю2-3, объект содержит 97,6% НИЗ промышленной категории месторождения (179,41 млн. т). Доля остальных объектов составляет: Ач – 0,4% (0,78 млн. т), объект Ю1 – 0,1% НИЗ (0,15 млн. т), запасы объекта Ю4 – 1,9% НИЗ (3,40 млн. т). Диаграмма распределения начальных геологических и начальных извлекаемых запасов нефти промышленной категории по объектам разработки приведена на рисунке 2.1.
Объект Ю2-3 объединяет пласты Ю21, Ю22, Ю31, Ю32, Ю33, Ю31+2+3. Схожие условия залегания пластов, достаточно близкие значения ФЕС (таблица 2.1.), а также совпадение залежей в плане делает совместную разработку пластов целесообразной.
Таблица 2.1 – Геолого-физическая характеристика
Параметры Размерность Пласты
Ю21 Ю22 Ю31+2+3 Ю31 Ю32 Ю33
Тип залежи
пластовые сводовые тектонически и литологически экранированные
Тип коллектора
терригенный поровый
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 2,8 3,9 11,6 3,6 7,3 2,1
Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 2,6 3,6 10,2 3,7 6,4 1,6
Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18
Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,52 0,54 0,59 0,54 0,54 0,5
Проницаемость 10-3 мкм2 30,6 27,7 22 26,4 25,8 61,6
Коэффициент песчанистости
доли ед. 0,21 0,25 0,35 0,25 0,42 0,26
Расчлененность ед. 3,2 4 11 2 6 3
Начальная пластовая температура оС
83 83 86 86 86 86
Начальное пластовое давление МПа 27,3 27,3 27,3 27,3 27,3 27,3
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 4,54 4,54 3,76 3,76 3,76 3,76
Давление насыщения нефти газом МПа 6,8 6,8 7,14 7,14 7,14 7,14
Газосодержание
м3/т 34,88 34,88 34,21 34,21 34,21 34,21
Коэффициент вытеснения нефти доли ед. 0,448 0,469 0,505 0,474 0,463 0,463
В целом по месторождению было отобрано 33 746 тыс

. т. нефти, добыча жидкости составила 81 397 тыс. т., обводненность продукции 75%, текущий КИН достиг значения 0,078.
В эксплуатационном фонде перебывало 796 скважин. Скважины, проработавшие на месторождении 1-4 года (398 ед.) отобрали 5 млн. т. нефти, со средней обводненностью 28%, отбор на скважину составляет 12,6 тыс. т. Скважины, проработавшие на месторождении 5-8 лет (246 ед.) отобрали 12,6 млн. т. нефти, со средней обводненностью 59%, отбор на скважину составляет 51,4 тыс. т. В скважинах, проработавших 9-13 лет (152 ед.) отбор нефти составляет 16,1 млн. т., средняя обводненность составила 73%, отбор на скважину составляет 105,9 тыс. т.
Максимальные уровни добычи нефти были достигнуты в 2012 году и составили 4 293 тыс. т. Темп отбора от НИЗ составил 3%. Динамика основных показателей разработки месторождения представлены на рисунках 2.1-2.2
Рисунок 2.1 – Динамика добычи нефти и воды, закачки воды, обводненности
Рисунок 2.2 – Динамика дебитов нефти и воды, средней приемистости нагнетательных скважин, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин.
На 1.01.2018 г. в действующем добывающем фонде находятся 481 скважина. Со среднесуточным дебитом по нефти 0-5 т/сут в работе находится 44 скважина (9% действующего фонда) при текущей обводненности продукции в диапазоне 10-100%. С дебитами нефти 5-20 т/сут работает 145 скважин (30% действующего фонда) при обводненности продукции 20-98%. С дебитами нефти 20-50 т/сут, работает 168 (35% действующего фонда) скважин в интервале обводненности 0-98%. С дебитами нефти 50-100 т/сут, работают 101 (21% действующего фонда) скважина при обводненности 20-80%. 23 скважины (5% действующего фонда) с дебитами нефти больше 100 т/сут характеризуются обводненностью 0-98%. Распределение скважин по текущим дебитам нефти и обводненности продукции представлено в таблице 2.2.
Таблица 2.2. – Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности на 01.01.2018 г.
Дебит нефти, т/сут
Обводненность, % Итого
0 - 20 20 - 40 40 - 60 60 - 80 80 - 90 90 - 98 98 - 100 шт