Анализ структуры фонда и текущего состояния разработки Тананыкского месторождение, страница 2

В скважине №168 получен приток нефти, дебит притока при уровне 830-821 м составил 2,5 т/сут.

Пластовое давление в законтурной скважине №172 на отметке ВНК составило 30,5 МПа.

По пласту Б₂ первоначальное пластовое давление принимается равным 31,5 МПа, пластовая температура 51 °С.

Проницаемость, определена по керну, принимается равной 1,443 мкм².

Продуктивная характеристика залежи промысловым исследованием скважин на приток не изучена.

По данным анализа глубинных проб нефти, отобранной в скв.№162, сероводорода в попутном газе не обнаружено.

Вначале разработки не проектировалось разбуривание юго-восточного участка залежи, где толщина пласта составляет 6–9 м. В дальнейшем по результатам работы скв.№280 и №279, определения по ним физико-химических свойств нефти и уточнения эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, необходимо решить вопрос о разбуривании этого участка, для чего проектировались резервные скважины. В начале разработки этот участок отведен в санитарную зону.

Пласт Б₂ предусмотрено разбуривать 22 эксплуатационными и 10 нагнетательными скважинами; планировалось также 4 резервные скважины. Фонд скважин приведен в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Фонд скважин по пласту Б₂ бобриковского горизонта

Для разбуривания пласта предусматривалась довольно редкая сетка скважин (600х600 м), с расчетом уплотнения ее в будущем за счет возврата скважин с пластов Т₂  и Т₁ , ввод в эксплуатацию которых планировался в первую очередь. В технологической схеме проектные скважины расположены в зоне наибольших толщин (не менее 8 м). На одну эксплуатационную скважину приходится 313,5 тыс.т. извлекаемых запасов.

2.2.АНАЛИЗ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН  ПЛАСТА Б_2,  ПРОДУКТИВНАЯ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.

Начальное пластовое давление и температура пласта Б_2,  составляла Рпл.н.=31,5 МПа, Тн = 49 ^оС. Давление насыщения нефти газом определено равным 7,3 МПа. Следовательно, имеется определенный перепад между пластовым давлением и давлением насыщения, который можно использовать для разра­ботки залежи без поддержания пластового давления.

По пласту Б_2, пластовое давление к концу 1979 г. снизи­лось до 29,1 МПа при возрастании отбора жидкости в пластовых условиях до 401 м3/сут., а к середине 1980 г. - до 23,7 МПа несмотря на снижение отбора жидкости до 154,3 м^з/cyт.

В августе 1980 г. в скважину №277 начата закачка воды, до конца года в нее было закачано 11,3 тыс.м³ воды, что компенсировало отбор жидкости лишь на 22%. В дальнейшем было уста­новлено, что закачка воды в скважину №277 не оказала существенного влияния на динамику давления в залежи пласта Б₂ и к концу  1980 г. пластовое давление в среднем составило 22,7 МПа.

В 1981 году отбор жидкости в пластовых условиях соста­вил в среднем 171 м3/сут., компенсация отбора жидкости закачкой воды достигла 95%, что обеспечило стабилизацию давления в залежи пласта Б₂ на уровне 23,9-22,9 МПа.

В 1982 г. продолжалось увеличение объемов закачки и текущая компенсация  отборов достигла 130% соответственно отбор жидкости в  пластовых условиях увеличился до 438,6 м^з/cут. Средневзвешанное  пластовое давление в 1982 г. увеличилось и достигло к концу года 25,8 МПа. Этот процесс продолжался и в 1983 г. несмотря на некоторое уменьшение текущей компен­сации. Отбор жидкости увеличился при этом до 645,4 м^з/cyт

В соответствии с требованиями РД 39-9-452-80 для плас­та Б₂ в качестве базового варианта необходимо рассмот­реть систему разработки на естественном водонапорном режиме.