Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов

Бобриковский горизонт (пласт Б2)+ Турнейский ярус (пласт В1)

Залежь пласта Б₂ по типу является пластовой с общими начальными геологическими запасами 2379 тыс. т и извлекаемыми запасами 1190 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 2048 и 1023 тыс. т соответственно).

Залежь пласта В1 по типу является пластовой сводовой с общими начальными геологическими запасами 1736 тыс. т и извлекаемыми запасами 782 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 1512 и 681 тыс. т соответственно).

Объект Б2 введен в эксплуатацию в июне 1975 г. скв. 81 и 82. Начальные дебиты скважин составляли 12,9-13,0 т/сут по нефти и 13,15-14,0 т/сут по жидкости соответственно. Интенсивный ввод скважин в эксплуатацию на бобриковский объект (совместно с турнейским) начался в 1988 г., когда началось эксплуатационное разбуривание месторождения. Средний начальный дебит нефти по скважинам, эксплуатирующим пласт Б2, составил 7,2 т/сут, дебит жидкости – 9,7 т/сут.

Изначально пласт В1 рассматривался как второстепенный по объему как геологических, так и извлекаемых запасов в пределах лицензионного участка. В настоящий момент объем остаточных извлекаемых запасов по турнейскому объекту в 1,27 раз превышает остаточные запасы бобриковского пласта (371 и 292 тыс. т соответственно), что указывает на необходимость принятия мер по совершенствованию технологии разработки объекта.

Разработка турнейской залежи, характеризующейся низкой продуктивностью начата в 1987 г., все скважины на объект вводились совместно с пластом Б2. Скважины вводились в разработку с низкими начальными дебитами и низкой обводненностью – средний начальный дебит по жидкости составлял 4,0 т/сут, по нефти – 5,4 т/сут. Интенсивный ввод скважин в эксплуатацию на турнейский объект (совместно с бобриковским) начался в 1988 г., когда началось эксплуатационное разбуривание месторождения.

На графике показателей разработки (рис. 2.1) видно, что все показатели разработки объекта Б2+В1, начиная с 2002 года имеют тенденцию к возрастанию. Увеличивается и средняя обводнённость добываемой продукции, хотя период 2001-2003 гг. характеризуется относительной стабильностью обводнённости. Стоит также отметить, что внедрение закачки воды в 2001 году сопровождается увеличением объёмов добываемой жидкости и опреснением попутно добываемой воды.

В течение 2015 г. на объекте Б2+Т1 добыча велась из 10 добывающих скважин (8 совместных). Средний текущий дебит нефти – 9 т/сут., жидкости – 110,6 т/сут., обводненность продукции – 91,9 %. Годовая добыча нефти в 2015 году составила 32,675 тыс.т., что составляет 1,7 % от НИЗ, числящихся на балансе ПАО «Оренбургнефть». Всего с начала разработки по объекту отобрано 1073,643 тыс.т. нефти (54,4 % от НИЗ). Текущий КИН – 0,231 при утвержденном 0,479.

За весь период разработки в объект Б2+В1 закачано 4151,745 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 88 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 110,7 м³/сут.

Динамики текущих показателей разработки объекта Б2+Т1 Кушниковского месторождения приведены на рис. 2.1 и табл. 2.1.

Динамика накопленных показателей разработки объекта Б2+Т1 Кушниковского месторождения

Рис. 2.1

Таблица 2.1

Динамика накопленных показателей разработки объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения