3.3 Текущее состояние разработки Ловинского месторождения

Месторождение введено в эксплуатацию в 1986 году, в настоящее время разрабатывается на основании технологической схемы 1990 года.

Проектным документом предусмотрена площадная, девятиточечная на Ю_2-4, пятиточечная на Ю_5-6, избирательная система заводнения.

На 01.01.2005 г. пробурено – 926 скв., по проекту – 1564 скв. Эксплуатационный фонд составил 491 скв. из них действующих – 438 скв. Из бездействия введено 10 скв., из пьезометра и консервации 18 скв. Введена в разработку из бурения 1 скв.

Диаграмма.3.3.1

Диаграмма.3.3.2

По состоянию на 01.01.2005 года средний дебит по нефти/жидкости составил – 4.0/18.4 т/сут, в том числе по способам эксплуатации:

Фонтан – 0.9/24.6 т/сут.

ЭЦН – 9.1/75.1 т/сут.

ШГН – 3.3/8.8 т/сут.

По месторождению с дебитом нефти до 5 т/сут работают 318 скв., что составляет 72.6% действующего фонда, от 5 до 10 т/сут. – 78 скв (17.8%), более 10 т/сут. – 42 скв (9,6%). Среднегодовая обводненность продукции – 79%, с начала года увеличилось на 3.0%, с обводненностью

Диаграмма3.3.4 Диаграмма3.3.5

продукции менее 50% работают – 131 скв., что составляет 30,0% действующего фонда, от 50 до 90% – 227 скв. (51,8%), более 90% – 80 скв. (18,2%).

Диаграмма3.3.6

Основную добычу 99,1% обеспечивает механизированный фонд.

Добыча нефти за отчетный период составила 622.8 тыс.т, при плановом задании 635.9 тыс.т, жидкости добыли 2757.5 тыс.т.

Дииаграмма 3.3.7

Для поддержания пластового давления в пласты закачали 3107 тыс.м³ (при плане 3387 тыс.м³). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин равен 98, из них действующих – 73 скв. Пластовое давление на 01.01.2005г. равно 22,8 Па, с начала года снизилось на 0,1 Па. Компенсация отбора жидкости с начала года равна 97,9%, с начала разработки – 121,6%.

За счет геолого-технических мероприятий проведенным по 243 скв. дополнительно добыли 79.0 тыс.т нефти (т.е. 12.7% всей добычи), в т.ч:

Ввод новых скважин – 1 скв. (доп. добыча 0, 1 тыс.т).

Ввод из бездействия – 10 скв. (доп. добыча 6.1 тыс.т).

Оптимизация режимов раб. скв. – 115 скв (доп. добыча 35.3 тыс.т).

Изоляция притоков вод – 5 скв. (доп. добыча 1.9 тыс.т).

Интенсификация притоков – 82 скв. (доп. добыча 20.3 тыс.т).

в т.ч. ГРП – 23 скв. (доп. добыча 46 тыс.т).

Ввод скв. из пьезом. и консервации – 18 скв. (доп. добыча 5.3 тыс.т).

С начала разработки месторождения отобрано 12366 тыс.т нефти, жидкости – 28764 тыс.т, закачано воды – 45041.3 тыс.м³.

Коэффициент извлечения запасов по месторождению равен 50.6%, темп отбора от НИЗ – 2.6%.

Месторождение находится на III стадии разработки. В среднем действующий фонд за год увеличился на 22 скважины. Среднегодовой темп отбора жидкости за отчетный период изменился не значительно и составляет 1,1%. Среднегодовая обводненность продукции выросла с 76% до 79%, что связано с увеличением среднегодовой закачки воды при не изменяющемся темпе отбора жидкости и как следствие уменьшение среднегодовых дебитов нефти с 4,6 т/сут. до 3,8 т/сут.