3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на объекте (система заводнения, плотность сетки скважины)

Интенсивное разбуривание Чишминской площади началось в 1962 году. К 1969 году бурение скважин основного фонда (пять рядов добывающих скважин по сетке 1200х800х650м) было завершено. Затем началось бурение дополнительных скважин в рядах и полосах между добывающими скважинами, а также между добывающими и нагнетательными рядами на юге и севере площади.

Характеристика пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2006 составляет 742 скважин, из них в 475 скважинах перфорирован горизонт Д1 и в 267 (37 % от всего пробуренного фонда) – До. Плотность сетки скважин по всему фонду составляет 23,8 га/скв, по добывавющему – 33,2 га/скв.

В добывающем фонде числится 511 скважин, из них 295 скважин действующих (в т. ч. 137 работают с ЭЦН, 158 оборудованы ШГН) с учетом 32 скважин нагнетательного фонда, временно находящихся в эксплуатации на нефть. В бездействии находятся 26 скважин (8,8 % от действующего фонда) по причине низких дебитов и высокой обводненности.

Нагнетательный фонд состоит из 231 скважин, из них под закачкой воды находятся 143 скважин, в т.ч. 29 скважин переведены под закачку из числа добывающих. Отношение числа действующих добывающих скважин к числу нагнетательных скважин, находящихся под закачкой, составляет 2,1. В бездействии находятся 18 скважин нагнетательного фонда (12 % от действующего). В основном скважины простаивают по техническим причинам.

Из-за высокой обводненности и низких дебитов скважин по нефти на 01.01.2006 года на площади выбыло их эксплуатации 252 скважины. Установлено, что в условиях разработки нескольких продуктивных пластов наблюдается значительное различие во времени их обводнения. Это зависит от количества вскрытых перфорацией пластов, их средней проницаемости и внутрипластовой неоднородности. Если пласт один и относительно однороден, скважина обводняется сравнительно быстро. Если пласт характеризуется высокой послойной неоднородностью, то обводнение скважины происходит в течение длительного времени. Для более полного отбора нефти из пласта необходимо отключать его из разработки при возможно более высокой обводненности. Практически отключение скважин производится при определенной обводненности, когда эксплуатация скважины становится нерентабельной. Наибольшее количество высокообводненных скважин возвращено на другие горизонты (26,2 %) и ликвидировано (также 25,8 %). Под закачку переведено 17,5%, в пьезометрический фонд – 14,7 %, в консервацию – 15,6 % скважин. Среднесуточный дебит скважин при отключении составлял 0,4 – 0,6 т, обводненность добываемой продукции – около 99 %. Скважины отработали в среднем по 14 лет. Отбор нефти на одну скважину составил 134,2 тыс. т, максимальная добыча получена по скважинам основного фонда (184,2 тыс. т)

Всего за весь срок разработки на площади ликвидировали 120 скважин, кроме того 4 скважины находятся в ожидании ликвидации (в сумме 16,7 % от пробуренного фонда).

Большинство скважин, вышедших в тираж, ликвидированы после эксплуатации, как выполнившие свое назначение, после достижения предельной обводненности. Часть из них вначале переводились под закачку, а затем ликвидировались. В среднем на одну скважину добыто около 123 тыс. т нефти и 182 тыс.т жидкости. Средний срок эксплуатации скважин – 13 лет. Водонефтяной фактор по этой группе скважин низкий – 0,5, следовательно, в районе ликвидированных скважин возможны остаточные извлекаемые запасы нефти. 

Двадцать шесть скважин на площади ликвидированы по техническим причинам, из них 20 скважин нагнетательного фонда. По девятнадцати скважинам этой группы велась добыча нефти. Основная причина ликвидации – негерметичность эксплуатационных колонн.

Двадцать пять скважин переведены в разряд пьезометрических, в т. ч. 24 скважины добывающего фонда. Основная часть скважин переводилась в пьезометрические при обводненности более 95 % и дебите нефти менее 1 т/сут. Средняя добыча на одну скважину этой категории составила: 94 тыс. т нефти и 263 тыс. т жидкости.

Скважин, переведенных на другие горизонты после отработки продуктивных пластов гор. Д1, До, на площади 88. Сроки эксплуатации скважин различны: от двух до двадцати семи лет. В среднем на одну скважину накопленная добыча нефти составляет 146,4 тыс. т, жидкости – 205 тыс. т.

Бурение скважин-дублеров на площади ведется с 1980 года. В основном, они бурились для создания дополнительных линий или переноса нагнетания взамен вышедших в тираж добывающих скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами. Ремонтные работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн очень трудоемюки, малоэффективны и требуют значительных материальных затрат. Поэтому целесообразно пробурить новую скважину взамен физически изношенной. Всего таких скважин-дублеров пробурено 27. В действующем фонде находятся 26 нагнетательных скважин, по которым в 2005 году закачано 466,4 тыс. м³ воды (около 13 % от общей закачки по площади). За весь период работы по скважинам-дублерам закачано 3,7 млн.т воды.

Из 295 скважин действующего фонда почти половина (124 скважины) имеют обводненность 95 % и выше, с обводненностью до 50 % работают 31,5 % скважин.

По дебитам нефти действующий фонд скважин распределился следующим образом: 45,4 % скважин работают с дебитом до 3 т/сут, у 30 % скважин дебит составил 3,5 – 6,0 т/сут, 17,6 % имеют дебит 7,0 – 10,0 т/сут и лишь у 22 скважин дебит составил 15,0 – 20,0 т/сут.

Согласно последнему проектному документу, проектный фонд на площади с учетом дополнительно выданных и отмененных составляет 877 скважин, в т. ч. 540 добывающих, 210 нагнетательных и 127 дублеров. По состоянию на 01.01.2006 года пробуренный фонд составляет 84,6 % от проектного.