Динамика добычи нефти

Видим что начало промышленной разработки в 1946 году. Основной период разработки (I+II+III) продолжался21 лет.

I-я стадия разработки продолжалась 7лет и к ее концу разработки отобрано почти 7,7 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

II-я стадия продолжалась 7лет.Достигнут высокий темп разработки – 5,5% в году 1957. К концу II-ой стадии отобрано 42,5% от НИЗ.

III-я стадия продолжалась 6 лет и к ее концу отобрано 25.2% от НИЗ

IV-я стадия продолжалась 8лет и к ее концу отобрано 13,60% НИЗ.

Всего за 29 лет разработки отобрано 89% НИЗ.

Скорость падения добычи в третьей стадии составляет 4,7тыс.т/год. Видим на графике темп добычи нефти возрастает(конец 1-ого стадии), а затем мягкое падение темпа добычи (начал 2-ого стадии).

Динамика обводненности продукции скважин

Видим на графике,что темп добычи воды сильно возрастает до центра3-ого стадии а затем мягко падает темп добычи.

Динамика отбора жидкости

С начала разработки до 1946 года темпы отбора жидкости и нефти совпадают. Затем темпы отбора жидкости возрастают, а темпы отбора нефти падают. В середине третьей стадии темп отбора жидкости максимальный 6,2 % в 1962 года. На 4-ом этапе темп отбора жидкости беспорядочно изменяется.

Водонефтяной фактор

Водонефтянойфактор закономерно возрастает на всем периоде разработки и достигает максимального значения.

 

 

2. Геологическая характеристика изучаемого объекта

Так как КИН на конечный момент эксплуатации достаточно высокий, мы можем сделать вывод, что для данного месторождения характерен упруговодонапорный режим или смешанный режим, который включает в себя как упруговодонапорный так и водонапорный. Так как Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 8 % в год от НИЗ, в то время как при водонапорном режиме он 8-10%. К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов, в нашем случае это 75.4%, в то время как при водонапорном режиме 85-90%. Кроме того об упруговодонапорном режиме говорит высокий водонефтянной фактор к концу основного периода разработки. Также следует отметить, что отсутствуют тектонические разломы.

При этом видя, что обводненность скважин растет не слишком быстро можно предположить, что пласт коллектор имеет однородное строение и при этом у него достаточно хорошие коллекторские свойства, что определяется высоким КИН.

Учитывая, что первая стадия разработки – характерезует время разбуривания основного фонда скважин и может изменяться от 1 года, до 8-9 лет, в данном случае она длиться 8лет, что говорит нам либо о том, что характерна средняя плотность сетки скважин, а также, что количество извлекаемых запасов составляет 7.2 млн., можем сделать вывод о том, что по запасам залежь относиться к мелким.

Залежь относится к 4 группе. Для залежей этой группы характерен быстрый рост обводнения продукции с самого начала разработки и достижения ВНФ 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40%.Плотность нефти средняя.Максимальный темп добычи от НИЗ у колеблется в пределах 4-10%, а точнее равен 5%.

Время продолжительности второго этапа разработки = 7 годам такой период свидетельствует о маловязкости нефти, об этом также говорит и СИЗ на конец второго этапа разработки.

Вывод

Выбранная система разработки достаточно эффективна, что доказывается высоким КИН, с 1962 – 1963 год в период третьей стадии разработки замечена положительная динамика темпа отбора нефти, что говорит о правильных методах применяемых при разработке.