Главная страница
Экономика
Статьи
Маркетинг
Менеджмент
Инвестиции

Родинское месторождение


Промышленные запасы нефти приурочены к 6 залежам: пластов T1 турнейского яруса, Б1 бобриковкого горизонта, А4 башкирского яруса, А, верейского оризонта, О2 окского надгоризонта и РIV артинского руса. Месторождение введено в разработку в 1967 г. В проекте разработки выделено 4 эксплуатационных объекта: Т1, Б3,А4 + О2, АЗ. Разработка пласта PIV в настоящее время не предусматривается. Основными по начальным извлекаемым запасам являются объекты пластов Т, и БЗ, они составляют соответственно 35,2 и 34,6% общих запасов нефти месторождения в каменноугольной системе. Распределение запасов нефти по остальным объектам - А4 + 02 - 12,3%, Аз - 17,9%. Ниже приводится краткая характеристика состояния разработки основных объектов.

Пласт Т, сложен карбонатными породами. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 11%, проницаемость - 0,038 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 1,72 мПа.с. Пласт разрабатывается фондом, состоящим из 68 добывающих и 18 нагнетательных скважин. Из залежи извлечено 3375 тыс. т нефти, степень выработки извлекаемых запасов равна 59,2% при обводненности продукции 57%, текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,250. Разработка объекта в последние годы проводится с некоторым превышением фактического уровня отбора нефти над проектным при меньшем количестве добывающих скважин на 8-10 единиц. Дебиты скважин по нефти в 1,6-1,8 раза выше, а по жидкости в 1,8-2,6 раза ниже проектных. Обводненность продукции ниже проектной, равной 76,4% на 19,4%. Закачка воды в пласт ведется со значительным превышением над отбором жидкости: накопленная компенсация по куполам изменяется от 133,1 до 170,4% при практически проектном фонде нагнетательных скважин.

Пласт БЗ представлен терригенным и отложениями. Залежь - пластового типа. Пористость пород составляет 20%, проницаемость - 1,665 мкм2. Вязкость нефти н пластовых условиях равна 13,8 мПа.с. Объект эксплуатируется 18 добывающими и 5 нагнетательными скважинами. Накопленная добыча нефти из объекта составила 1919 тыс. т, степень выработки запасов - 36,3%, при обводненности продукции - 66,1%, текущий коэффициент извлечения нефти - 0,17. За весь рассматриваемый период (1992-1994) добыча нефти была на 23,5-46,4% выше проектной, а добыча жидкости - в 2,3-2,8 раза меньше. За эти годы обводненность была ниже расчетной на 24-28%. Фонд действующих добывающих скважин на 15-16 меньше проектного. Среднесуточные дебиты скважин по нефти в 2,1-2,5 раза выше, а по жидкости - в 1,38-1,76 раза ниже расчетных.

В 1982 г. начата закачка воды, накопленная компенсация составляет по куполам 20,2-41,8%. Фонд нагнетательных скважин отстает от проектного на 5 единиц. В целом по Родинскому месторождению извлечено 5876,22 тыс. т нефти, степень выработки запасов - 38,5%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,136.

Больше информации

Статьи о России




 

 


Copyright © 2005-2009 Защита сайта от бана. Учёт кликов из любых источников