добывающим. Скорость его продвижения зависит от отбора жидкости добывающими скважинами и ёмкостно - фильтрационных свойств пласта. Так в северном направлении (от свода к контуру) скорость продвижения в 1.5 раза ниже, чем во всех других направлениях. Сложность контроля за процессом заводнения обусловлена недостаточным количеством ПГИ по определению работающих интервалов и тем, что по многим скважинам проводится борьба с солеотложениями с использованием для промывки сточных вод. Плотность отбираемой воды изменяется от 1.09 до 1.22 г/см3.
В структуре обводнённых скважин выделяются две группы:
первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с устойчивым наличием воды в добываемой продукции - 16 скважин (76% фонда);
вторая - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции - 5 скважин, расположенные, в основном, на периферийных участках структуры. Источником поступления воды являются как закачиваемые воды, так и пластовые (подконтурные и законтурные), а также техническая вода, используемая для промывки скважин.
В настоящее время с водой работает 21 скважина (60% действующего фонда), обводнённость по скважинам изменяется от 10% до 60%. Скв. 63, 82 выбыли из действующего фонда из-за обводнения (по скв.82 - возможна заколонная циркуляция воды).
В целом по залежи обводнённость за последние пять лет изменяется в пределах 9-15.6% с тенденцией к росту. Сдерживающим фактором являются ГТМ по регулированию объёмов закачки и выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин, работы по изоляции обводнившихся пропластков и переходу на вышележащие интервалы.
Анализ состояния разработки залежи позволяет сделать вывод о характере выработки пласта по площади и разрезу. Площадной выработкой охвачены сводовая и южная части залежи, т.е. участки с улучшенными коллекторскими свойствами, находящиеся в зоне влияния закачки. По скважинам этой зоны отмечаются максимальные текущие и накопленные отборы жидкости.
Скважины восточного участка залежи (р-он нагн. скв.67,59) работают в основном с верхней и средней части разреза. Наиболее эффективно процессом вытеснения охвачена верхняя часть разреза, так как по данным ПГИ в нагнетательной скв.67 принимают только верхние интервалы перфорации.
Скважины западного участка более полно охвачены выработкой: процессом вытеснения охвачена как нижняя часть разреза (закачка в скв.64) ,так и средняя и верхняя части разреза (закачка в скв.63,100). Нижняя часть разреза либо не перфорирована (маленькая мощность, низкая продуктивность), либо заводнена.
Можно предположить, что основные остаточные запасы - в заводнённой зоне пласта; в зонах неохваченных процессом вытеснения (к северу от линии нагнетания, на периферийных участках залежи, на восточном участке - в средней части разреза, на западном участке - в верхней неперфорированной части разреза).
Таким образом анализ выработки запасов и особенностей заводнения указывают на недостаточную эффективность реализуемой на залежи системы ППД. Для повышения эффективности по нагнетательным скважинам намечено проведение ГТМ.
•2. 2. 3. Текущее состояние разработки
В 1999 г. добыча нефти составила 65.054 тыс.т (темп от НИЗ -2,65%), добыча жидкости 77.111 тыс.т, закачка воды - 115.388 тыс.м3 (текущая компенсация -106,4%,накопленная -84,1%), обводнённость - 15.64%, среднегодовые дебиты нефти - 5.28 т/сут, жидкости - 6.26 т/сут.
Потери добычи нефти в 1999г. по сравнению с 1998г. составили 19.030 тыс.т, т.ч. за счёт:
снижения отборов жидкости - 7.970 тыс.т (скв.55, 56, 60, 62, 66, 68, 70, 80, 86, 88, 90, 91,93, 99, 106);
- увеличения обводнённости - 8.0 тыс.т (скв. 16, 34, 35, 62, 65, 68, 69, 70, 80, 87, 89,
90);
уменьшения дней эксплуатации - 3.061 тыс.т (скв. 16, 34, 62, 90, 100, 104). Прирост добычи нефти составил 11.931 тыс.т, т.ч. за счёт:
- увеличения отборов жидкости- 5.106 тыс.т (скв.33, 69, 83, 87, 91, 92, 95, 99);
- ГТМ - 3.348 тыс.т (скв. 34, 85, 87, 89);
- увеличения дней эксплуатации - 3.477 тыс.т (скв.57, 66, 70, 80, 84, 87, 91, 93, 99,
106). За пять месяцев 2000 г. отбор нефти составил 29.135 тыс.т, отбор жидкости - 34.87 тыс.т,
•>
закачка воды - 44.410 тыс.м (текущая месячная компенсация-93,3%, накопленная-84,4%),
обводнённость - 16.4%, средние дебиты нефти - 5.67 т/сут, жидкости - 6.79 т/сут.
Действующий фонд добывающих скважин - 35 (все ШГН), нагнетательных - 4.
Отбор нефти с начала эксплуатации составил 1412.711 тыс.т, удельный отбор нефти - 30,711
тыс.т/скв. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 1040.3 тыс.т, удельные остаточные
запасы - 29.7 тыс.т/скв.
Основную добычу нефти на залежи- 41.7% дают 9 скважин(25% фонда).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.