20232230-22,93,3(1992-1487495480263355923,62,72001 гг.)1533237341123152292,91,916406367-39119130113,32,8172022020555613,83,6185757071698,33,713-18248527562718149371234,13,0VII-VIII13744529-215249205-442,93,9(2002-14954665-289368184-1842,64,42013 гг.)15373299-7415273-791,94,716367205-16213447-872,86,017202121-815917-423,78,0185728-29154-113,310,013-1827561923-833989503-4862,96,2
У тілі станом на 01.09.2013 р з 13 видобувних свердловин 6 мають накопичену видобуток вище раціональних запасів (в середньому 178 700 т нафти), 3 свердловини від 16000 до 40000 (в середньому 26500 т) і менш 16000 т - 4 свердловини (в середньому 6800 т).
Таким чином, аналіз стану розробки «тіл» і вироблення в них запасів показав, що середня накопичена видобуток нафти на одну свердловину набагато вище раціональних запасів і змінюється від 92000 до 117000 т.
При цьому коефіцієнт нефтеізвлеченія досить високий і змінюється від 0,214 до 0,558. Спостерігається чітка зв'язок між фактичною щільністю сітки свердловин і КІН. Так при низькій щільності сітки в «тілі» 7, 7а блоку - 14,7 га/вкв КІН склав 0,214, а при щільних сітках свердловин в «тілі» 2, 4 блоки 4,6 га/вкв і 8,2 га/вкв КІН склав, відповідно, 0,505 і 0,558.
Характеристика енергетичного стану поклади, режими розробки
Динаміка основних технологічних показників розробки в цілому по родовищу представлена ??в таблиці 2.2 і на малюнку 2.5.
За 2014 рік було видобуто 5783,9 тис. т нафти при фонді діючих видобувних і нагнітальних свердловин +3203 і +1123 і добовому дебіте по нафті 5,3 т/добу, при темпі відбору від початкових видобутих запасів 1, 2% і від залишкових 3,1%. За останні 5 років річний видобуток нафти збільшилася з 3386,5 тис. Т до 5783,9 тис. Т - в 1,71 рази, при цьому видобуток рідини зросла з 13685 тис. Т до 29889,5 - 2,18 рази. Обводненість видобутої продукції свердловин збільшилася з 75,3% до 80,65%. Річний видобуток розчиненого газу за 2014 склала 231 400 000. М 3, що на 16,5% більше, ніж в 2013 році. Середній газовий фактор по родовищу становить 40 м 3/т.
Збільшення видобутку нафти відбувається за рахунок інтенсивного введення свердловин з буріння, активної роботи з недіючим фондом і за рахунок застосування на родовищі цілого комплексу технологій підвищення нафтовіддачі, таких як: гідророзрив пласта, обробка свердловин розчинниками ВУС (вязкоупругие склади ), ВУВЕ (водо-вуглеводнева емульсія), ЕКВ (емульсія комплексного впливу); закачування зшитих полімерних складів (УПС) і полімерно-гелевого реагенту «Темпоскрін»; вплив на привибійну зону свердловин акустичними коливаннями звукового та ультразвукового діапазонів (АРСіП) і електричним струмом (ЕВ); газодинамический розрив пласта та ін.
Динаміка основних технологічних показників розробки за 2010-2014 рр. по 13 - 18 горизонтів наведені в таблицях 2.2 - 2.3 і на графіках 2.1-2.2.
Рисунок 2.5 - Основні показники відборів нафти, рідини і газу, закачування води по родовищу Узень
Закачка води на родовищі Узень проводиться з 1967 року. За офіційною звітності максимальна закачування була досягнута в 1986 році і склала 40500000. М 3. У наступні роки обсяги закачування дещо зменшилися і до 1999 року вони склали 18200000. М 3. Однак, починаючи з 2010 року, обсяги закачиваемой води збільшуються. У 2010 році закачування склала 25 млн. М 3, на 01.01.2015 року вона зросла до 48 млн. М 3. У 2014 році 46900000. М 3 закачиваемой води припадає на 13-18 горизонти основного зведення і лише 264 тис. Т на 15-18 горизонти куполів. 67% річної закачування припадає на 13 + 14 горизонти, 14% - на 15 горизонт і 12% - на 16 горизонти.
Поточна компенсація відбору закачуванням в середньому по 13-18 обріїв (див. табл. 3.13) склала в 2010 році - 168%, в 2011 році - 160%, в 2012 році - 155%, в 2013 році - 174%, в 2014 році знизилася до 149%.
При вивченні питання компенсації становить інтерес розгляд цього параметра по блоках, проте слід зазначити, що у зв'язку із зупинкою практично всіх нагнітальних свердловин разрязающіх рядів в останніх працюючих свердловинах можна розподілити воду по суміжних блокам поділом навпіл, по вогнищевим свердловинах, що знаходяться всередині блоку, закачування ставилася повністю до розглянутого блоку.
У таблиці 3.13 наведені дані по компенсації на 01.01.2015 р по блоках 13-18 горизонтів основного зводу.
Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів
Цілями гідродинамічних методів з контролю і регулювання розробки на даній стадії експлуатації родовища є:
- отримання найбільш повної та необхідної інформації про стан розробки нафтових покладів
