плексу.
Виробничий вигляд підрайону визначає нафтовидобуток. Велике значення для розвитку промисловості мають магістральні нафтопроводи: Чорнушка-Оса, Чорнушка-Катлас, Куеда-Чорнушка.
Організаційно-господарськими, нафтовидобувними і транспортними центрами є міста Оса, розташована в 60 км на північний захід і Чорнушка в 55 км на південь від Батирбайского родовища.
2. Коротка геолого-фізична характеристика поклади нафти
Промислова нафтоносність родовища встановлена ??в карбонатних відкладеннях Бобриковського ярусу (пласт Бб2б).
До Бобриковского пласту приурочена пластово-сводовая поклад нафти. Глибина залягання покрівлі пласта 1 402 м. ВНК прийнятий на абсолютній відмітці - 1320м. Площа поклади 27301 тис м2. Середня ефективна нефтенасищенная товщина пласта становить 2,3 м.
Колекторські властивості порід вивчалися по керну і по ГІС. Коефіцієнт пористості башкирської поклади прийнятий 0,14 д.ед., проникність - 0,332 мкм2, нефтенасищенность - 0,75 д.ед. Коефіцієнт піщанистого становить 0,38 д.ед, коефіцієнт расчлененностості - 1,8 д.ед.
Пластова нафту особливо легка по щільності (0,865 г/см3), малов'язкі (14,3 мПа * с), високосірчиста (1,8%), парафінистих (3,55%).
Газосодержание нафти - 12 м3/т. Сірководень в попутному нафтовому газі не виявлений.
Геолого-фізичні характеристики поклади Батирбайского родовища наведені в таблиці I.
3. Запаси нафти і газу
Початкові запаси нафти Контрольного родовища розраховані об'ємним методом по категорії CI в кількості: геологічні - 5 211 тис.т, витягувані тисячі чотиреста сімдесят-шість тис.т, коефіцієнт вилучення нафти прийнятий 0,283 (таблиці 2,3).
Станом на 1.01.2014 залишкові геологічні запаси становлять 4 209 тис.т, залишкові видобувні запаси - 475 тис.т, поточний КІН - 0,113 д.ед. Поточний стан запасів на 1.01.2014 наведено в таблиці 4.
4. Короткий аналіз поточного стан розробки
Родовище введено в пробну експлуатацію в лютому 04 року по «Проекту пробної експлуатації Батирбайского родовища». В даний час розробка ведеться згідно" Технологічної схеми розробки Батирбайского родовища», затвердженої в 06г.
Станом на 1.01.2014 р на родовищі пробурено 45 свердловин (9 експлуатаційних і 36 нагнітальних). Фонд по проектному документу пробурений повністю, проектна система розробки реалізована повністю.
Основні показники розробки розраховані на основі фактичних даних по родовищу за період 2004-2013годи (таблиця 5). Максимальна річна видобуток нафти була досягнута в 06 році і склала 119,9 тис. Т. Середній дебіт діючих свердловин в 2013 р дорівнює 20,18 т/добу по нафті і 34,02 т/добу по рідині. Обводненность продукції - 41%. Закачування води 204 тис.м3 на рік, накопичена закачування - 1780,3 тис.м3. Поточна компенсація відбору рідини закачуванням води 167,63%, накопичена компенсація - 123,9%. Поточне пластовий тиск - 13,3 МПа, що нижче початкового на 2,37 Мпа і вище тиску насичення на 6,5 МПа. У 2013 р видобуто нафти 72,2 тис.т. Річний темп відбору склав 4,89% від початкових видобутих запасів. Накопичена видобуток нафти - 1001,5 тис.т, відбір нафти від початкових видобутих запасів склав 67,44%. Поточний КІН дорівнює 0,192.
Аналіз поточного стану розробки Батирбайского родовища показав, що основні положення чинного проектного документа виконуються: фонд свердловин пробурений повністю; система підтримки пластового тиску ефективна. Слід відзначити низький темп відбору від початкових видобутих запасів і низький поточний КІН при високій обводнення продукції свердловин.
Висновок
У результаті розрахунків отримані наступні дані: накопичена видобуток нафти на останній розрахунковий рік розробки дорівнює 11518,5 тис.т, що становить 90,92% від початкових видобутих запасів; поточний КІН на останній розрахунковий рік - 0,258 д.ед; річний темп відбору нафти від початкових видобутих запасів - 0,82%; обводненность видобутої продукції - 90%; річна закачування води - 348,9 тис.м3; компенсація відбору рідини закачуванням води поточна і накопичена становлять відповідно 286,7 і 173,81%; середні дебіти видобувних свердловин по нафти та рідини рівні відповідно 5,63 і 56,7 т/добу; середня прийомистість однієї нагнітальної свердловини - 29,86 м3/добу; поточне пластовий тиск - 10,65 МПа, що нижче початкового на 5,02 МПа. Очікувана стадія розробки до кінця розрахункового періоду - четверта.
Література
Распопов А.В., Мордвинов В.А. «Проектування ...
