САМОДУРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Месторождение относится к категории многопластовых. Промышленная нефтеносность выявлена в продуктивных пластах Б2-1, Б2 бобриковского горизонта, Т1 турнейского яруса, Зл-1, Зл-2 заволжского горизонта, Дф11-1, Дф11-2, Дф11-3 фаменского яруса, Д0 ,Д1 ташийского горизонта. Промышленная эксплуатация месторождения начата в 1976 г. Выделено 4 эксплуатацинных объекта: 1) Б2-1+Б2+Т1, 2) Зл-1 + Зл-2, 3) Дф11-1+ ДФ11-2 + Дф11-3, 4)Д0 + Д1. Основным по запасам нефти является первый объект, он содержит 74,2% извлекаемых запасов месторождения, распределение запасов по остальным объектам следующее: Зл-1 + Зл-2 - 10,5%; Дф11-1 + Дф11-2 + Дф11-3 - 5,2% (возвратный объект); Д0 + Д1 - 10,1%.

Объект 1 (пласты B2-1+B2+T1) представлен терригенными и карбонатными породами. Залежь - пластового и массивно-пластового типа. Пористость пластов - 20% и 12%, проницаемость - 0,171 мкм2 и 0,011 мкм2.Вязкость нефти в плановых условиях - 8,0 мПа.с и 1,9 мПа.с, соответственно. Разработка объекта ведется 80 добывающими и 24 нагнетательными скважинами. Система заводнения - блоковая трехрядная. Из залежи отобрано 3300,4 тыс. т нефти, текущий коэффициент извлечения нефти равен 0,147, степень выработки запасов - 44,8%, при обводненности - 48,4%. Разработка объекта проходит с превышением проектных показателей добычи нефти при более низком (на 22 единицы) фонде добывающих скважин. Объясняется это более высокими (на 2,8-3 т/сут.) дебитами скважин по нефти и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции. Фактический фонд нагнетательных скважин в последние годы был на 13-17 единиц меньше проектного, однако текущая компенсация отбора жидкости закачкой превышала проектную на 15-24%, а накопленная была на проектном уровне. Фактическая приемистость скважин оказалась в 1,5-1,9 раза выше расчетной.

Объект 2 (пласты Зл-1, Зл-2) сложен карбонатными породами. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 10%, проницаемость - 0,005 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях - 3,6 мПа.с. Залежь разрабатывается восемью добывающими и тремя нагнетательными скважинами. Система заводнения - приконтурная. Из объекта отобрано 126,8 тыс. т нефти, что соответствует коэффициенту извлечения - 0,03, степени выработки запасов - 10,7%. Обводненность продукции - 17,2%. Текущий фактический отбор нефти превысил проектный уровень на 1,2 тыс. т, хотя фонд добывающих скважин отстал от проектного на 4 единицы. Обусловлено это более высоким дебитом скважин как по нефти, так и по жидкости при обводненности продукции, близкой к проекту. Компенсация отбора жидкости закачкой, как текущая, так и накопленная, ниже проектной соответственно на 26-30% и 6-15% за счет отставания от проектного количества нагнетательных скважин на 7 единиц.

Объект 3 (пласты Дф11-1 + ДфП-2 + Дф11-3) представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористостьпласта равна 12%, проницаемость - 0,088 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет - 10,35 мПа.с. Действующий фонд объекта состоит из восьми добывающих и трех нагнетательных скважин. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. Накопленная добыча нефти составила 394,2 тыс. т, коэффициент извлечения нефти равен 0,195, степень выработки запасов - 76,4% при обводненности продукции - 68,4%. Разработка объекта проводится с превышением проектных показателей, хотя фактический фонд добывающих скважин практически вдвое (на 9-11 единиц) меньше проектного, что объясняется более высоким дебитом скважин (на 4,6-6 т/сут.) по нефти и более низкой обводненностью продукции. При дефиците нагнетательных скважин на 6 единиц текущая компенсация отбора закачкой была выше проектной на 41-57%, накопленная - на 15-21%.

Объект 4 (пласты Д0+Д1) сложен терригенными породами. Залежь - пластового типа. Пористость пласта составляет - 16%, проницаемость - 0,158 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях равна - 4,3 мПа.с. Действующий фонд объекта состоит из 11 добывающих и 2 нагнетательных скважин. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. Из объекта отобрано 559,7 тыс. т нефти, что составляет 55,8% от начальных извлекаемых запасов, коэффициент извлечения нефти равен 0,23, обводненность продукции - 43,1%.

Отмечается за последние 3 года превышение фактических отборов нефти над проектными на 7.9-8.1 тыс. т при том, что фонд действующих добывающих скважин на 6-7 единиц меньше проектного. Средние фактические дебиты по скважинам превышают проектные по нефти - на 7-8 т/сут. и по жидкости - на 4-8 т/сут. Обводненность выдергивается на уровне проектной. Компенсация отбора жидкости закачкой ниже проектной: текущая - на 27%, накопленная - на 10,3%.

Отмечается за последние 3 года превышение фактических отборов нефти над проектными на 7.9-8.1 тыс. т при том, что фонд действующих добывающих скважин на 6-7 единиц меньше проектного. Средние фактические дебиты по скважинам превышают проектные по нефти - на 7-8 т/сут. и по жидкости - на 4-8 т/сут. Обводненность выдергивается на уровне проектной. Компенсация отбора жидкости закачкой ниже проектной: текущая - на 27%, накопленная - на 10,3%.

В целом по Самодуровскому месторождению добыто 4381,1 тыс. т нефти. Разработка месторождения ведется с превышением проектных показателей, причиной этого является, как правило, более высокая продуктивность скважин по сравнению с расчетной.

Объект 4 (пласты Д0+Д1) сложен терригенными породами. Залежь - пластового типа. Пористость пласта составляет - 16%, проницаемость - 0,158 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях равна - 4,3 мПа.с. Действующий фонд объекта состоит из 11 добывающих и 2 нагнетательных скважин. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. Из объекта отобрано 559,7 тыс. т нефти, что составляет 55,8% от начальных извлекаемых запасов, коэффициент извлечения нефти равен 0,23, обводненность продукции - 43,1%.

Отмечается за последние 3 года превышение фактических отборов нефти над проектными на 7.9-8.1 тыс. т при том, что фонд действующих добывающих скважин на 6-7 единиц меньше проектного. Средние фактические дебиты по скважинам превышают проектные по нефти - на 7-8 т/сут. и по жидкости - на 4-8 т/сут. Обводненность выдергивается на уровне проектной. Компенсация отбора жидкости закачкой ниже проектной: текущая - на 27%, накопленная - на 10,3%.

Отмечается за последние 3 года превышение фактических отборов нефти над проектными на 7.9-8.1 тыс. т при том, что фонд действующих добывающих скважин на 6-7 единиц меньше проектного. Средние фактические дебиты по скважинам превышают проектные по нефти - на 7-8 т/сут. и по жидкости - на 4-8 т/сут. Обводненность выдергивается на уровне проектной. Компенсация отбора жидкости закачкой ниже проектной: текущая - на 27%, накопленная - на 10,3%.

В целом по Самодуровскому месторождению добыто 4381,1 тыс. т нефти. Разработка месторождения ведется с превышением проектных показателей, причиной этого является, как правило, более высокая продуктивность скважин по сравнению с расчетной.

 На главную

© 2000, Гимназия №4....