Одной из особенностей разработки залежи является длительный период (1978 -1994 г.г) стабилизации отборов нефти и жидкости на уровне 50 -бОтыс.т (2-2.5% от НИЗ) - П стадия разработки (рис.2.2). Это обеспечивалось длительным периодом разбуривания залежи проектным фондом скважин по плотной сетке; довольно ранним внедрением на залежи системы ППД (1979 г.), что позволило вначале снизить темп падения пластового давления и, в дальнейшем, удерживать его на уровне 19-21 МПа; а также проведением ГТМ, направленных на повышение дебита скважин (оптимизация, интенсификация).
Максимальный годовой отбор нефти - 84.4 тыс.т (темп отбора от НИЗ-3.44%) был достигнут в 1995 г., в основном, за счёт ввода пяти новых скважин, в т.ч. трёх высокопродуктивных (скв.80-11.94 г., 82, 106) и эффекта от ГТМ проведённых в 1994-1995 г.г. (интенсификация, оптимизация). К этому времени залежь была полностью разбурена проектным фондом скважин, поддержание пластового давления осуществлялось через две внутриконтурные и две законтурные скважины.
Основными причинами снижения отборов нефти в 1998-1999 г.г. являются: снижение коэффициента эксплуатации скважин (0.929 при проектном 0.95), ухудшение работы насосного оборудования (низкие - статические и динамические уровни), снижение отборов жидкости, а с 1999 года - увеличение обводнённости добываемой продукции. Снижение отборов жидкости в 1999 г. связано с уменьшением объёмов закачки: на западном участке в связи с ликвидацией нагнетательной скв.64 - снижение отборов по скв.66,91.106; на восточном участке -снижение в 1998 г. объёмов закачки в скв.67 в 2 раза - снижение отборов по скв.93,60,80,88.
В пределах залежи максимальные накопленные отборы нефти отмечаются по скважинам расположенным в сводовой части залежи и к югу от линии нагнетания, т.е. в зонах с лучшими коллекторскими свойствами и в зонах влияния закачки (скв.2,16,34,60,62,66,68,69). В скважинах расположенных к северу от линии нагнетания, в приконтурной зоне и на периферийных участках залежи - отборы значительно ниже, что связано как с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, так и с условиями разработки.
2. 2. 2. Особенности обводнения и выработки запасов
С 1979 г. залежь начала разрабатываться с ППД (накопленная добыча нефти составляла 6.5% от НИЗ, пластовое давление на 6.3 МПа ниже начального - 25.4 МПа). Первоначально закачка велась в две внутриконтурные скважины (скв. 64 - запад.участок,
скв.67- восточ.участок) с годовой компенсацией 40-141%. Годовые объёмы закачиваемой воды между скважинами распределялись неравномерно: на восточном участке объёмы в 1.5-2 раза выше, чем на западном. Однако, несмотря на достигнутую к 01.85г накопленную компенсацию отбора 62%, пластовое давление продолжало снижаться (в зоне отбора - до 20 МПа, в приконтурной зоне - до 16-17МПа). Организованная в 1989 г. на западном участке, дополнительно к существующей, закачка воды в законтурную область (скв.74, 53) оказалась неэффективной в связи с затруднённой связью залежи с законтурной областью (на 01.01.95 г. пластовое давление в залежи снизилось до 19.3 МПа при накопленной компенсации - 82.2%). Таким образом увеличение объёма закачиваемой воды и его перераспределение между скважинами на западном участке не оказало существенного влияния на процесс разработки. Начиная с 1997г. закачка ведется в четыре внутриконтурные скважины: на запад.участке - скв. 63, 64 (с 02.99 г. вместо ликвид. по тех. причинам скв.64 -скв. 100); вост.участок - скв. 67, 59, при этом - объёмы закачиваемой воды на западном участке были в 1.5 раза выше, чем на восточном. По состоянию на 01.01.2000 г. в залежь закачано 1812.514 тыс.м3 воды, в т.ч. на западном участке -920.0 тыс.м3, годовая компенсация отборов- 108.4%, накопленная-69.5%, на восточном, соответственно, 892,5тыс.м3, 103.5%, 113.2%. Учитывая недостаточную накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой и низкую приёмистость нагнетательных скважин на западном участке, необходимо ввести под закачку дополнительную скважину.
За весь период эксплуатации пластовое давление в залежи снизилось на 13.0 МПа. За последние пять лет отмечается стабилизация пластового давления на уровне 19.0 МПа, текущее - 19.7 МПа. Однако этого давления недостаточно для подъёма уровней, которые остаются низкими: Н дин.= 880-1600м, Н ст. = 320-1440 м. Это связано как с недостаточными объёмами закачиваемой воды, так и с неполным охватом процессом вытеснения по разрезу (в нагнетательных скв. 67, 63, 100 - принимают отдельные участки перфорированной мощности) и по площади (большая удалённость добывающих скважин от линии нагнетания, ухудшение ёмкостно-фильтрационных свойств от центра к периферийным зонам).
Закачка воды внутри контура в скв.64,67, а в последствии её усиление вводом под нагнетание скв.59,63,100 стабилизировала пластовое давление в залежи, но одновременно привела к обводнению близлежащих скважин. Обводнение началось в 1989 году. т.е. через 10 лет после начала закачки, при отборе 28.4% от начальных извлекаемых запасов нефти. Вода появилась в продукции скв.63, расположенной вблизи нагнетательной скв.64. Скорость продвижения фронта воды составила около 55 м/год.
В процессе дальнейшей эксплуатации залежи основной фронт обводнения распространялся от нагнетательных внутриконтурных скважин 64,67, 63,100,59 к
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
