Разработка пласта В1 осуществляется с 1974 г. До 1998 г. разработку залежи нефти можно считать на уровне пробной эксплуатации. В этот период пласт разрабатывался низкими темпами, при этом ни один проектный документ не был выполнен. Система разработки являлась неэффективной, практически не была реализована закачка воды в целях ППД.
В 1998 г. был утвержден новый проект разработки, в котором учтено, что запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых. Сопоставление проектных и фактических показателей за последние 5 лет (1998 – 2002 г.г.) показало, что разработка ведется с незначительным отставанием от проекта.
На 1.01.2003 г. из пласта отобрано 581736 т нефти, что составляет 52,3% от начальных извлекаемых запасов. Пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 4,0 МПа и составляет 19,2 МПа. Динамика пластовых давлений по скважинам не подчиняется линейному закону фильтрации., что свидетельствует о заметной площадной неоднородности залежи. Наблюдается значительный разброс значений дебитов в разных зонах залежи, что объясняется в значительной степени литологической и зональной неоднородностями. Наиболее продуктивные скважины расположены в центральной и восточной зонах залежи (№№ 18, 611, 615). Наличие плотных непроницаемых пропластков во всех скважинах препятствует вертикальному продвижению пластовых вод, поэтому обводненность во основном растет за счет прорыва закачиваемой воды. Обводненность продукции достигла 58,0 %. За всю историю разработки в пласт закачено 528118 м³ воды, что при накопленной компенсации отбора в 66,5% говорит о слабой эффективности этого мероприятия.
Коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта больше утвер- жденного коэффициента нефтеотдачи, равного 0,348; следовательно разработка залежи пласта В1 ведется верно.
Для дальнейшей разработки необходимо получение информации о выработке залежи с помощью геофизических исследований скважин: текущее положение ВНК, выделение обводненных пропластков. На основе анализа этих данных рекомендуется проведение ряда геолого-технических мероприятий. Для повышения добычи нефти до проектного уровня необходимо проводить гидроразрыв пласта, соляно-кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, эффективность которых, как показала практика, достаточно высока. Для регулирования процесса разработки в целях максимального извлечения из низкопроницаемых и неохваченных заводнением пропластков рекомендуется проведение ограничения водопритока (выравнивание профиля приемистости) с применением вязкоупругих составов ВУС на основе ПАА.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Пересчет запасов нефти и растворенного газа по Графскому месторождению», ОАО «Оренбургнефть», 1998.
2. «Технологическая схема разработки Графского месторождения Оренбургской области», ОАО «Оренбургнефть», 1998.
3. Паспорт Графского месторождения.
4. Паспорта скважин Графского месторождения.
5. Сводные таблицы по добыче ЦДНГ – 2 НГДУ «Бугурусланнефть».
6. Сводные таблицы по закачке ЦДНГ – 2 НГДУ «Бугурусланнефть».
7. Технологические режимы работы скважин НГДУ «Бугурусланнефть».
8. Эффективность по выполненным ремонтам КРС на нефтяном фонде в НГДУ «Бугурусланнефть».
9. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Жданов М.А. Москва, «Недра», 1982.
10. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И.М. и др. Изд.3-е, переработанное и дополненное. Москва, «Недра», 1970, 448 с.
11. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. Москва, «Недра», 1988, 302 с.
12. Повышение производительности скважин. Амиян В.А., Амиян А.В. Москва, «Недра», 1986, 303 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.