+3 8(066) 185-39-18
f(таблиця 10.3, рисунки 10.1 і 10.2). Згідно проекту передбачалось видобути: нафти 2288,5 тис. т, рідини – 445,1 тис. т, відповідно відхилення становить по нафті 11,8 %, по рідині – 39,1 %.
Поточний коефіцієнт вилучення визначався відповідно до початкових геологічних запасів затвердж в ДКЗ і склав 0,332.
Основними причинами відхилення показників розробки є: менший від проектного фонд видобувних свердловин, неохопленість розробкою центральної частини покладу у зв'язку з впровадженою системою розробки, невиконання запроектованих рішень щодо застосування системи ППТ, зокрема відсутність нагнітання рідини по об'єкту В-14-21 і незначна ефективність закачування по об'єкту В-22-Т-1, висока обводненість видобувних свердловин об'єкту В-22-Т-1 блок ІІ.
Горизонти В-22-23+Т-1 в експлуатації перебувають з 1976 р. і об’єднані в один об’єкт розробки. Розробка проектувалась з підтриманням пластового тиску шляхом внутрішньоконтурного заводнення. Згідно технологічної схеми, горизонти В-22-23+Т-1 проектувалось експлуатувати існуючими на той час трьома свердловинами (6, 8, 21) та новими видобувними свердловинами 22, 24, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 34. Із запроектованих 10 свердловин на горизонт були пробурені 5 26, 27, 24, 22, 34. Із запроектованих нагнітальних та водозабірних свердловин були пробурені – дві нагнітальні (23, 48) та дві водозабірні (45, 46). Пробурені свердловини значно змінили уявлення про геологічну будову горизонту. Свердловина 27, яка планувалась як видобувна, виявилась в водонафтовій зоні горизонту В-22-23 (горизонт Т-1 в ній виявився ущільненим). Тому свердловину 27 перевели під нагнітання. Свердловина 35 опинилась на межі продуктивних покладів горизонту В-22-23+Т-1 і також нижньовізейських та турнейського покладів за технічними причинами і була введена на гор. В-14. Запропонована схема ППТ виявилася малофективною – значне підвищення пластового тиску зафіксоване через 6 – 7 років.
Аналіз динаміки пластового тиску по свердловинах, приведений в проектному документі, дозволив відмітити, що тектонічні порушення виділені на площі не являються повними гідродинамічними екранами, поскільки значна потужність і розчленованість об’єкта і мала амплітуда зміщення сприяє до часткового контакту проникних пропластків.
На Козіївському родовищі гор. В–22 23+Т–1 експлуатували вісім свердловин (6, 8, 21, 22, 23, 26, 37, 40, 50).
Станом на 01.01.2009 р. об’єкт розробляється трьома свердловинами 28, 29, 31. Свердловини 6, 22, 26 перебувають у тимчасовій консервації з причин економічної неефективності їх експлуатації. Дебіти свердловин на момент переведення у консервацію відповідно – 0,7 т/д, 0,98 т/д, 0,38 т/д.
Згідно проектних показників у 2008 р. фонд нагнітальних свердловин повинен налічувати три свердловини. Фактично нагнітання рідини проводиться двома свердловинами 27, 34. Свердловина 48 знаходиться у бездії. Більш значна амплітуда зміщення по порушенню дозволяє припустити, що вплив закачування (св.48) неефективний оскільки пласти перфоровані в свердловині 48 контактують з пластами 1-2 (горизонт Т-1) в блоках ІІ та ІІІ, які в цілому по об’єкту не розробляються.
Свердловина 40 в липні 1996 р. введена в експлуатацію як нагнітальна (на гор. В-22). З 01.06.2005 р. свердловина перебувала у бездії в зв’язку з обмеженням нагнітання води по родовищу. В серпні 2006 р. свердловину перевели з нагнітального фонду в нафтовий на цьому ж горизонті. З жовтня 2006 р. свердловину ввели в експлуатацію штанговим глибинним насосом. Впродовж місяця обводненість продукції зросла до 99,7 %. Оскільки ремонтно-ізоляційні роботи результату не дали, свердловину у 2008 р. перевели з горизонту В-22 на вищезалягаючий горизонт В-21.
За час експлуатації з об’єкта В–22 23+Т–1 видобуто:
нафти – 1670,083 тис. т;
рідини – 1956,203 тис. т;
нафтового газу – 723,132 млн м3.
Поточний коефіцієнт нафтовилучення складає 0,362. Відставання фактичних показників річного видобутку нафти – 49,9 %, рідини – 23,4 % та нафтового газу – 57,3 % зумовлене меншою від проектної кількістю видобувних свердловин. Фактична кількість видобувних нафтових свердловин менша за проектну на 62,5 %.
Слід зауважити, що затверджена у проектному документі схема ППТ не виконується – фактичний фонд нагнітальних свердловин менший від проектного на 33 %. Накопичена компенсація відборів рідини в пластових умовах перевищує запроектовану на 39,5 %. Відмічається динаміка зростання середньодобових дебітів видобувних свердловин по нафті і по рідині відповідно на 14,1 % і 74,8 %. Другий об’єкт розробки згідно технологічної схеми (1989 р.) – горизонти В 14 21 планувалось розробляти з 1996 року свердловинами 35 і 37. Станом на 01.01.2009 р. об’єкт розробляється п’ятьма свердловинами. Горизонти В 14 15 експлуатуються свердловинами 24, 35; горизонт В 17 розробляється свердловиною 50; горизонт В 20 розробляється свердловиною 32, а розробка горизонту В 21 здійснюється свердловиною 40, переведеною з горизонту В 22.
Розробка покладу велась з перервою з 1980 року по 1984 рік та з 1994 року по даний час. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі – 0,223. Розробка об’єкту знаходиться на початковій стадії. Крім того слід відмітити, що розробкою охоплені не всі горизонти. Поклади горизонтів В-14-21 передбачалось розробляти на природному пружно-водонапірному режимі, але фактично відмічається стрімке зниження пластового тиску, що супроводжується падінням дебітів нафти.
Отже, судячи по характеру падіння пластового тиску об’єкт працює на пружноводонапірному режимі з перевагою пружного режиму.
За час експлуатації з об’єкта видобуто:
нафти – 347,657 тис. т;
рідини – 488,579 тис. т;