10,3%; запасів категорії С 2 на Ач 2 - 38,2%, на Ач 3 - 28%.
Тип поклади - структурно-литологический. Тип колектора - теригенний, порові. Початкові балансові запаси нафти по ачимовской товщі - 645 769 тис. т, початкові видобувні запаси нафти - 147 078 тис. т, середня нефтенасищенная товщина - 26,9 м.
2. Аналіз поточного стану розробки
.1 Аналіз структури фонду свердловин
Розглянемо структуру фонду свердловин стосовно основного об'єкта розробки Мало-Баликское родовища, тобто ачимовской товщі (БС 16-22).
Слід зазначити, що на 01.01.2006 року 250 свердловин характеризуються накопиченої видобутком понад 50 тис. т, а 98 з них - понад 100 тис. т нафти.
В даний час на ачимовской товщу пробурено 748 свердловини, в тому числі - 554 видобувних, 187 нагнітальних свердловин і 7 спеціальних (6 контрольних та 1 п'єзометрична).
Експлуатаційний видобувний фонд становить 503 свердловини (90,8% від пробуреного видобувного фонду). Дві свердловини є спільними з АС 4-6 (свердловини 3767 і 3659).
Діючий фонд видобувних свердловин на 01.01.2006 року становить 463 свердловини, бездіяльний - 40. Коефіцієнт використання видобувних свердловин з урахуванням часу накопичення дорівнює 0,87, коефіцієнт експлуатації - 0,78.
В експлуатаційному нагнітальному фонді знаходяться 185 свердловин. Під закачуванням води в даний час знаходиться 180 свердловин, в бездіяльності - 5. Коефіцієнт використання нагнітальних свердловин з урахуванням часу накопичення дорівнює 0,91, коефіцієнт експлуатації 0,96. П'ять свердловин були переведені з об'єкта АС 4-6 на ачимовской об'єкт в період 2002 - 2005
Видобуток рідини на ачимовской об'єкті здійснюється, в основному, механізованим способом з використанням ЕЦН - 439 свердловин (94,8% діючого фонду), 23 свердловини (5%) працюють на фонтані, на одній свердловині (0 , 2%) встановлений ШГН.
Динаміка фактичних показників з початку розробки представлена ??на малюнку 2.1. На 01.01.2006 р. відбір нафти склав 3984,7 тис. т, або 99,4% максимального рівня видобутку нафти, досягнутого в 2002 році.
Рисунок 2.1 - Динаміка фактичних показників (об'єкт БС 16-22)
Річний видобуток рідини - 6491,0 тис. т (максимальний рівень видобутку). З початку розробки видобуто 35796 тис. т нафти, витягнуто 44 979 тис. т рідини. Відбір початкових видобутих запасів становить 28,9% при обводнення 38,4%, поточний коефіцієнт нефтеизвлечения 7,2%. Середній дебіт рідини, що припадає на одну свердловину, дорівнює 49,5 т / добу., Середній дебіт по нафті складає 30,5 т / добу. Накопичений водонефтяной фактор - 0,3. Поточна компенсація відбору закачуванням дорівнює 135,6% при накопиченому значенні 125,4%. Середня прийомистість свердловин складає 181,9 м 3 / добу.
Масове проведення ГРП протягом аналізованого періоду часу, а також використання ЕЦН як основного способу підйому рідини, дозволили забезпечити стабільний видобуток нафти.
2.2 Аналіз вироблення запасів нафти з пластів
метою вивчення стану вироблення запасів нафти по пластах і покладів були проаналізовані дані проведених на родовищі промислово-геофізичних д...
