Особенности геологического строения Южно-Александровского нефтевого месторождения, страница 2

Две данные залежи  схожи тем, что обе массивные, сводовые и тектонически ограниченные. Однако, они существенно различаются по строению коллекторов: на Южно-Александровском месторождении коллектор отличается высокими  однородностью и емкостно-фильтрационными свойствами по всей залежи, а залежь третьего блока Березинского месторождения имеет региональное развитие довольно однородных коллекторов только в  нижней части, в   верхней же части наблюдается большая их расчлененность.

В настоящее время  разработка обоих залежей ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды  в приконтурные скважины.

2. Разбуривание залежи нефти III блока Березинского месторождения основным фондом скважин закончено в 1989 году. Плотность расположения скважин в пределах внешнего контура нефтеносности с учетом нагнетательных скважин составляет 11,5 га/скв.

Максимальный годовой отбор нефти – 178 тыс.т (5,8% от НИЗ) был достигнут в 1987 году и сохранялся в течение 4 лет, за счет ввода новых скважин.

С 1985г. Южно-Александровское месторождение начало разбуриваться проектной сеткой добывающих скважин. Разбуривание закончилось в 1997г., плотность сетки является максимальной по сравнению с другими залежами – 7,9 га/скв.

Максимальный годовой отбор в 199,9 тыс.т. достигнут в 1994г. благодаря интенсивному разбуриванию залежи и вводу в эксплуатацию новых добывающих скважин, эффективному функционированию системы ППД (накопленная компенсация 78,9%).

Плотность сетки Южно-Александровского месторождения больше, чем аналогичный показатель по залежи третьего блока. Это связано с небольшими размерами нефтяной залежи. Расположение скважин на обоих залежах похожее– они располагаются несколькими рядами параллельно начальному контуру ВНК. Однако, на залежи третьего блока наблюдается некоторое сгущение скважин в ее сводовой части.

Максимальные отборы на обоих месторождениях отличаются. Это связано с тем, что в залежи Южно-Александровского месторождения изначально было более высокое пластовое давление, которое к тому же поддерживалось эффективной работой системы ППД.  

  3.   Действующий фонд добывающих скважин третьего блока Березинского месторождения – 15, что соответствует проектному (по состоянию на 01.10.2000г.). Все скважины эксплуатируются механизированным способом. Доля малодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 33,3%. 6 скважин, оборудованные ЭЦН  дают основную добычу (80,2%).

 Наиболее стабильно с дебитами 15,4 – 6,6 т/сут работают скважины, расположенные в центральной части залежи, которая характеризуется улучшенными емкостно-фильтрационными свойствами коллекторов (коэффициент продуктивности - 15-20 м3/сут/.МПа, коэффициент проницаемости – 0,01589 мкм2).

Самые низкие величины дебитов нефти до 2 т/сут. отмечаются по скв.7, 121, расположенным в юго-восточной части залежи, в зоне с сокращенными мощностями (46м) и ухудшенными коллекторскими свойствами (пористость 5,8%, проницаемость 0,00058 км2), коэффициент продуктивности 2,5 м3/сутМПа.

По состоянию на 01.10.2000г. из залежи третьего блока отобрано 2768 тыс.т. нефти.

По состоянию на 01.10.2000г. залежь нефти Южно-Александровского месторождения эксплуатируется 19 добывающими скважинами. Все они работают фонтанным способом в периодическом режиме (от 2 до 15 дней в месяц).

Большинство скважин (19,57,46,47,45,42,54,40,39,49 и др.) работают с высокими дебитами 71-87,8 т/сут и имеют высокие коэффициенты продуктивности,чьо обусловлено высокими емкостно-фильтрационными свойствами пород: нефтенасыщенная мощность выше 100м, в своде 175-198м, пористость до 12,5‰, нефтенасыщенность до 90‰.

По состоянию на 01.10.2000г. из нефтяной залежи Южно-Александровского месторождения отобрано 2357,255 тыс.т. нефти.

Характерной особенностью рассматриваемых залежей является то, что большие нефтенасыщенные толщины позволяют разрабатывать их поинтервально.

Действующий фонд скважин на данных залежах различается.. Скважины первого эксплуатационного ряда  залежи Южно-Александровского месторождения работают с верхней частью разреза, а на залежи третьего блока этот ряд почти обводнен, за исключением скважины 131. На мой взгляд это связано с тем, что залежь третьего блока находится в промышленной разработке с более раннего срока.

             Высокие дебиты скважин на Южно-Александровском месторождении можно объяснить более высоким пластовым давлением и более эффективной системой ППД, а также высокими однородностью и емкостно-фильтрационными показателями коллектора.