За безводный период (по состоянию на 1.01.1973 года) из залежи было отобрано 1142т нефти, что составляет 10,1% от извлекаемых запасов (уточнённых). Эта цифра соответствует величине упругого запаса по месторождению, который был реализован при максимальном снижении пластового давления (19,5 МПа). Третий этап разработки (второй отсутствует) охватывает период 1975 – 1982 года. Как видим из таблицы 4.1.1, начало этого этапа ознаменовалось резким снижением отбора с 13,3% в 1974 году до 2% в 1982 году. Такое положение сложилось из-за высоких темпов обводнения, главным образом, в центральной части залежи (табл. 4.1.2). В конце этого этапа было добыто 7610тыс.т нефти, что составило 67,4% от извлекаемых запасов. Обводнённость повысилась с 28% в начале этапа до 80% в конце, водонефтяной фактор равен 1,2. Несмотря на высокий темп обводнения выработка запасов в целом по залежи изменялась почти прямо пропорционально обводнению в пластовых условиях. Так, средняя обводнённость за 1982 год составила 71% в пластовых условиях. На 1.01.1983 года коэффициент использования запасов 67,4%. С 1983 года начался четвёртый завершающий этап разработки.
Рассмотрим, как реализовывалась выработка запасов по блокам, которые сформировались после внедрения внутриконтурного заводнения в 1972 – 1973 годах.
Западный блок с запада ограничен скважиной №17, с востока – скважинами №34, №35. В таблице 4.1.3 представлены основные технологические показатели разработки западного участка. Как видно из таблицы, темп выработки запасов отличался плавным снижением, обводнённость нарастала равномерно. Максимальный годовой уровень добычи был достигнут в 1974 году – 608,9 тыс.т, длительность первого этапа составила 4 года. За этот период было отобрано 1190,4 тыс.т нефти. Коэффициент использования запасов составил 0,19. Третий период характеризуется практически стабильным начальным участком, затем плавным снижением темпа отбора. Длительность третьего этапа 9 лет. За этот этап отобрано около 3 тыс.т нефти или 40% от всей добытой нефти по месторождению. Коэффициент использования запасов к концу третьего этапа составил 0,65, обводнённость 67%. С 1984 года западный участок вступил в четвёртый этап разработки. По состоянию на 1.10.1985 по участку добыто 4365 тыс.т нефти при водонефтяном факторе 0,8. коэффициент использования запасов равен 0,681. Средняя обводнённость на эту дату составляет 60% в пластовых условиях. Эксплуатация западного участка осуществлялась при систематически меняющихся промысловых ситуациях (давление, отбор, закачка). Так, компенсация отбора закачкой за 13 лет (1.01.1973 – 1.01.1985) составила: среднегодовая 79% (изменяясь от 34% до 130%) и средненакопленная 74% (от 22% до 90%). Такая величина компенсации позволила поддерживать в зоне отбора давление 24,8 МПа (среднее за последние 10 лет) и перепад около 5 МПа. Эта величина, по нашим исследованиям, является близкой и оптимальной и позволяет максимально вырабатывать запас.
Центральный блок ограничен с запада нагнетательными скважинами №34, №35, с востока – скважинами №№ 5, 26, 38. В таблице 4.1.2 представлены основные технологические показатели разработки центрального блока. Как видно из таблицы, темп выработки запасов в конце первой стадии оказался очень высоким (23%), что с одной стороны обусловило высокий коэффициент использования запасов 0,37, а с другой – создало предпосылки к интенсивному обводнению этой части месторождения. Длительность первой стадии 4 года. С 1975 года начался третий этап разработки, который характеризуется резким снижением темпов выработки запасов и очень высоким обводнением. Продолжительность третей стадии 8 лет. На 1.10.1985 года по блоку было отобрано 2470 тыс.т нефти. Коэффициент использования запасов 0,76. эксплуатация центрального участка осуществлялась при практически стационарных режимах в залежи. Компенсация отборов закачкой за 12 лет (1.01.1974 – 1.01.1985) составила: среднегодовая 100%, средненакопленная 105%. Пластовое давление составило 27,5 МПа (среднее за 12 лет), а перепад 2,5 МПа. По данным гидродинамических исследований такие перепады не стимулируют вовлечение в разработку плотных разностей продуктивных пластов. Как видно из таблицы 1.3, водонефтяной фактор по этому участку в 3 с лишним раза выше, чем по западному участку.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.