Баганское месторождение.

Разработка месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки» подготовленной 000 НТП «Прогресс-5» и утвержденной протоколом ТКР РК № 32 от 12.04.2000г.

Пробуренный фонд по Баганскому месторождению на 1.01.2003 года составил 21 скважину, из них действующий - 5 скважин, в бездействии скважин нет, нагнетательная - 1 скважина (б/д), в консервации - 5 скважин, ликвидировано - 7 скважин и три скважины водозаборные. Здесь следует отметить, что в течение года из эксплуатационного фонда выбыло две скважины: №№ 2 и 201 в консервацию из-за снижения пластового давления, в то же время из консервации в эксплуатационный фонд были введены, также, две скважины: №№ 15 и 205.

В отчетном году в разработке находились две нефтяные залежи: верхнедевонская (доманиковая) и нижнесилурийская.

Добыча по пермо-карбоновой залежи не велась. На залежь пробурена одна скважина, которая из-за низкого дебита находится в консервации с 1993 года.

Добыча по месторождению за 2002 год составила 85617 тонн. Темпы отбора начальный и текущий соответственно равен 3,81 и 5,89 от утвержденных, и 2,52 % и 3,28 % от учтенных запасов. Обводненность по действующему фонду скважин за отчетный год составила 7,0 % (вес.).

Увеличение уровня добычи нефти по сравнению с прошлым годом составило 9614 тонны. Прежде всего, такой прирост объясняется более высоким дебитом, как фонтанных скважин, так и скважин оборудованных ЭЦН.

Добыча с начала разработки по месторождению равна 879046 тонн, что составляет 39,1 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов или 25,85 % от учтенных начальных извлекаемых запасов.

Среднесуточный дебит нефти одной скважины за год в целом по месторождению составил 49,8 т/сут., фонтанной скважины – 75,7 т/сут., оборудованной ЭЦН - 30,7 т/сут.

В течение года в эксплуатации находились: по силурийским отложениям три скважины №№ 42, 202 и 205; одна скважин эксплуатировалась на отложения верхнего девона № 15; три скважины №№ 2, 43 и 201 эксплуатировались совместно на два горизонта.

Добыча по доманиковой залежи составила 7446 тонн. Темп отбора начальный и текущий соответственно равен 0,65 % и 0,79 % от утвержденных и 0,39 % и 0,44 % от учтенных. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 214871 т, что составляет 18,67 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти или 11,29 % от учтенных начальных извлекаемых запасов. Обводненность в отчетном году составила 18,1 % и связана с введенной в декабре отчетного года скважиной № 15.

Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом по залежи составляет 8,7 т/сут., фонтанной - 11,5 т/сут., оборудованной ЭЦН – 6,7 т/сут.

Закачка воды для поддержания пластового давления в отчетном году (I кв.) производилась в скважину № 204. Всего закачка в 2001 году составила 4171 м куб., с начала разработки – 25975 м.куб., при этом текущая и накопленная компенсация отборов в целом по залежи соответственно равна 35,3 % и 7,7 %.

Следует отметить, что закачка производится в районе скважин № 200-205 которые из-за удаленности можно отнести в отдельную от скважин №№ 42, 43 группу, а участок залежи, где они эксплуатируются, в отдельный блок характеризующийся упругим режимом работы и как следствие этого сниженным пластовым давлением (Р пл. = 200-220 атм.). В этой связи компенсацию отборов можно представить для этого блока в следующем виде: текущая – 79,7 %, накопленная - 12,7 %.

Добыча нефти по силурийской залежи составила 78171 тонн. Темпы отбора начальный и текущий соответственно равен 9,58 % и 32,38 % от утвержденных или 6,38 % и 12,02 % от учтенных извлекаемых запасов. Добыча нефти с начала разработки равна 652767 т, что составляет 80,0 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти или 53,29 % от учтенных начальных извлекаемых запасов.

Обводненность в отчетном году составляет 9,6 %.

Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом по залежи составляет 45,9 т/сут., фонтанной 70,0 т/сут., ЭЦН – 27,8 т/сут.

Опытно-промышленная эксплуатация Баганского месторождения ведется с 1985 года преимущественно на естественном режиме. Закачки воды, проводимой периодически недостаточно для компенсации отборов и поддержания пластового давления. В связи с вводом на месторождении УПСВ следует рассмотреть варианты оптимизации закачки в другие скважины после проведения в них изоляционных работ.