Анализ структуры фонда и текущего состояния разработки Тананыкского месторождение, страница 3

Из рассмотренной выше динамики пластового давление пласта Б₂ за период до ввода системы ППД видно, что при не­значительном темпе отбора жидкости (1,7%), пластовое давление снизилось почти на 9,0 МПа. Ввиду этого возникла необходимость в выяснении максимально допустимой величины годовой добычи жидкости на естественном водонапорном режиме. За  граничные условия было принято пластовое давление на 0,7-1,2 МПа превышающее давление насыщения (80 МПа). Максимально возможный годовой отбор жидкости  составляет 78 тыс.м³. При расчетах по пласту Б₂ считалось что с 1.01.1985 г. все нагнетательные скважины будут остановлены и переведены в пьезометрические. Для опре­деления активности законтурной зоны первоначально был рассчи­тан объем эффективной закачки. Исходя из условия осуществления на залежи пласта Б₂ в период работы нагнетательных скважин жесткого водонапорного режимa разница между объемами добычи жидкости и эффективной закачкой воды была отнесена к действию естест­венного подпора пластовой водонапорной системы.

2.3.АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЛАСТА Б₂ ПО СТАДИЯМ И НА ТЕКУЩУЮ ДАТУ.

Результаты разработки эксплуатационного объекта характеризуются основными технологическими показателями, такими как текущая (годовая) и суммарная (накопленная) добыча нефти, жидкости, воды, обводненность добываемой продукции, объем закачки воды, действующий фонд скважин, коэффициент нефтеотдачи.

Основные технические показатели разработки пласта Б₂ приведены в табл.2.2 и на рис.2.1.

Как видно из рис.2.1., залежь пласта Б₂ в настоящее время находится в завершающей стадии разработки, Весь процесс разработки можно разбить на 4 стадии: 1 стадия - 1979-1983 г.г., 2 стадия – 1983-1990 г.г., 3 стадия – 1990-1996 г.г. и 4 стадия – 1996-2001 г.г.

1 стадия –1979-1983 г.г.

На первой стадии разработки следует отметить отсутствие безводного периода. Залежь вступила в разработку с обводненностью продукции 13,9%. Добыча нефти с 21,3 тыс.т., постоянно увеличивалась и к 1983 году достигла максимального значения – 120 тыс.т. Такой рост добычи нефти объясняется высокой разработкой залежи, количество скважин равным 3 в 1979 году увеличилось до 20 единиц к 1983 году. Количество добываемой жидкости также растет и с 24,7 тыс.т. в 1979 году увеличилось до 203,9 тыс.т. к концу первой стадии. Закачка воды была начата в 1980 году в одну нагнетательную скважину, за тем число нагнетательных скважин к 1983 году увеличилось до 7 единиц. Следует отметить постоянное увеличение объемов закачки воды с 11,8 тыс.м³ до 249,7 тыс.м³ к 1983 году. В связи с этим следует отметить изменение пластового давления залежи. Начальное пластовое давление в 1979 году составляло 27,8 МПа и снизилось к 1980 году на 4,6 МПа в связи с отсутствием закачки. Но после начала закачки в пласт подтоварной воды наблюдается рост пластового давления до 26,5 МПа в 1983 год, то есть на 3,2 МПа. Обводненность добываемой жидкости продолжает увеличиваться высокими темпами. Необходимо отметить в первой стадии некоторое снижение обводненности жидкости к 1980 году до 10,5 %, после чего процент воды к 1983 году увеличился до 40,1%. Фонд действующих скважин составил к концу 1 стадии 20 единиц.

2 стадия – 1983-1990 г.г.

На второй стадии разработки происходит снижение добычи нефти с 120 тыс.т. в 1983 году до 100,2 тыс.т. к концу стадии. Следует отметить изменения объемов добычи нефти на протяжении второй стадии разработки. К 1985 г. произошло снижение добычи нефти до 50,3 тыс.т., которое обусловлено способом эксплуатации скважин. Так же произошло снижение добычи жидкости до 133,5 тыс.т. и снижение объемов закачки воды до 54,9 тыс.м³. С 1985 года началось плавное увеличение добычи нефти до 85,6 тыс.т к 1987 г., а за тем снижение до 71,0 тыс.т к 1989 г. При чем объемы добычи жидкости  и закачки воды после 1985 г. постоянно увеличиваются и к концу второй стадии разработки составили соответственно 313,2 тыс.т и 452,8 тыс.м³.