Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 9

Продолжение табл.2.1.

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002	7420 6160 11100 15112 20040 25363 32320	3671 3159 6030 11126 16264 22947 44576	11091 9319 17130 26236 36304 48310 76896	33,1 33,9 35,2 42,4 44,8 47,5 58,0	0 0 0 12340 34320 64410 94599	5 5 7 9 10 12 13	0 0 0 1 2 2 2	18,8 18,7 18,4 18,5 18,7 19,0 19,2	4,6 4,5 7,7 8,2 9,7 11,4 11,8	6,9 6,8 11,9 14,2 17,6 21,7 28,1	0 0 0 83 86 90 95	0,67 0,55 1,00 1,36 1,80 2,28 2,91	0,148 0,149 0,153 0,158 0,164 0,172 0,182	471641 477801 488901 504013 524053 549416 581736	108189 111348 117378 128504 144768 167715 212347	579830 589149 606279 632515 668819 717129 794081	0 0 0 47,0 94,5 133,3 122,9	55,6 54,7 53,2 52,9 55,2 60,5 66,5

 

Рис. 2.1. График разработки пласта В₁

уровне 19,7-19,9 Мпа, что обусловленно достаточной компнесацией отбора закачкой. После прекращения закачки давление снижается и к 1997 г.оно составило 18,7 МПА. Накопленная добыча на конец 1997 г. составляет 477801 т нефти или 43 % от НИЗ.

          Третий этап отмечается с 1998 г. На этом этапе наблюдает рост добычи нефти с 11100 т (1998 г.) до 32320 т (2002 г.), что связано с увеличением действующего фонда добывающих скважин с 5 до 13, возобновлением закачки воды с 1999 г. Увеличение числа скважин обусловлено введением новых скважин и выводом из бездействия после проведения ГТМ в результате принятия в 1997 г. нового проекта разработки. Обводненность возросла с 35,2% до 58%.Резкий рост обводненности обусловлен началом закачки воды. Пластовое давление возрастает с 18,4 МПа (1998 г.) до 19,2 МПа (2002 г.) в результате увеличения закачки воды с 12340 м³ (1999 г.) до 94599 м³ (2002 г.).   С 2000 г. нагнетание воды ведется в две скважины. Накопленная добыча нефти на конец 2002 г. составляет 581736 т или 52,3% от НИЗ.

 Анализ текущего состояния разработки

          Добыча нефти за 2002 г. составила 32320 т при среднесуточном дебите 11,8 т/сут. Годовая закачка воды – 94599 м³ при средней приемистости 95 м³/сут. Действующий фонд на 1.01.2003 г. включает 13 добывающих и 2 нагнетательные скважины. Обводненность продукции скважин достигла 58,0%. Пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 4,0 МПа и составляет 19,2 МПа. За всю историю разработки в пласт закачено 528118 м³ воды при накопленной компенсации отбора закачкой в 66,5%, что говорит о слабой эффективности этого мероприятия.

За время разработки на 1.01.2003 г. из пласта отобрано 581736 т нефти, что составляет 52,3 % от начальных извлекаемых запасов.

          Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,182 при утвержденном 0,348.

2.2. Сопоставление проектных и фактических

показателей  разработки

         Сопоставление проектных и фактических показателей  разработки проводится за последние 5 лет (1998 – 2002 г.г.) с целью выявления взаимосвязи и влияния основных факторов, выяснения причин изменения каждого показателя, а также выявления причин отклонения от проектных данных и последующего проведения ряда мероприятий, сближающих проектные и фактические показатели.

          Динамика изменений проектных и фактических показателей приведена в табл. 2.2.