Графики давлений для различных залежей геологического разреза

2. Графики давлений для различных залежей геологического разреза.   

За начальное пластовое давление в залежах принята величина пластового давления, замеренного в первой скважине в процессе ее освоения. Величина пластового давления по вновь вводимым скважинам соответствовала текущему пластовому давлению в залежи, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи между скважинами и по пласту в целом.

Характерным для всех залежей является резкое снижение пластового давления в начальный период, когда разработка осуществлялась на естественном режиме (за счет упругих сил пласта) с последующим ростом последнего, что в свою очередь объясняется влиянием законтурной зоны (залежи Vr, Sm, Zd IV, VIII+IX пачки).

Так:

  -по залежи воронежского горизонта пластовое давление с начального, равного 28,7 МПа снизилось до 19,3 МПа. Отбор жидкости на 1 МПа снижения пластового давления в этот период составил 2,1 тыс.т;

 -по залежи семилукского горизонта пластовое давление снизилось с 30,2 МПа до 21,6 МПа. Отбор жидкости на 1 МПа падения пластового давления составил 166,1 тыс.т;

  -по залежи IV пачки задонского горизонта - с 26,8 МПа до 20,2 МПа. Отбор жидкости на 1 МПа падения пластового давления составил 30,2 тыс.т;

  -по залежи VIII+IX пачки задонского горизонта-с 27,6 МПа до 15,0 МПа. Отбор жидкости на 1 МПа падения пластового давления составил 9,3 тыс.т.

В дальнейшем наблюдалось постепенное выравнивание пластового давления, а с момента начала закачки воды пластовое давление удерживается на уровне, обеспечивающем фонтанирование скважин и нормальную работу насосного оборудования. И в настоящее время пластовое давление в некоторой степени можно регулировать с помощью объемов закачиваемой воды и отборов жидкости.

Изменение пластового давления во времени по ланской залежи отличается от динамики пластового давления по другим залежам речицкого месторождения. Разработка этой залежи велась на естественном режиме.

С начала разработки в эксплуатации на ланской залежи в разное время находилось по одной скважине. Скважины работали непродолжительное время (6-7 месяцев), поскольку по ним наблюдалось резкое снижение пластового давления и дебитов. По этой причине скважины переводились на семилукский горизонт. Поэтому на графике в период с 1969 по 1974 гг. величины пластовых давлений приведены по разным скважинам и не характеризуют изменение пластового давления по всей залежи в целом.

В дальнейшем при эксплуатации залежи скважиной 161 наблюдается постепенное снижение пластового давления, что является характерным для залежей ланского горизонта месторождений Белорусии (барсуковское, ветхинское, летешинское).

Пластовое давление на ланской залежи регулировалось с помощью отборов жидкости. С 1993 года были введены в эксплуатацию еще несколько добывающих скважин и по ним начальные пластовые давления были немного выше (20,9 МПа), чем по скважине 161, что хорошо видно на графике. Хотя в дальнейшем пластовое давление снова выравнивается. В 1998 году была увеличена добыча нефти, что незамедлительно сказалось на падении пластового давления до 15,9 МПа.

Графики кривой изменения пластового давления во времени для залежей воронежского, семилукского и двух пачек задонского горизонта характерны для упруго-водонапорного режима залежей.

График кривой изменения пластового давления во времени для ланской залежи характерен для упруго-замкнутого режима залежи.

2.1  Залежь IV пачки задонского горизонта

Залежь IV пачки задонского горизонта разрабатывается с 1965 года. Основным фондом скважин залежь разбурена к 1975 г.

С 1987 г. разработка ведется согласно дополнения к проекту разработки. Предусматривалось разрабатывать залежь с поддержанием пластового давления методом приконтурного заводнения. При этом для повышения эффективности системы заводнения предусматривался перенос части объемов закачки во внутриконтурные скважины, расположенные в ряду, параллельном начальному контуру нефтеносности, в промытой зоне залежи.

Добывающие скважины располагаются на залежи рядами, параллельными начальному контуру нефтеносности, в зонах с эффективными нефтенасыщенными мощностями более 4 метров.

Превышение фактической добычи нефти над проектной началось в 1983 году и выдерживалось в течение нескольких лет. Фактическая обводненность ниже проектной на 5-10%, что связано с регулированием отборов жидкости и закачки воды.

Характер обводненности скважин IV пачки, продвижение ВНК и их продуктивности позволяет выделить на залежи 3 самостоятельных участка разработки. Основной участок, который обеспечивает добычу залежи - это центральный; западный и восточный имеют значительно хуже продуктивные и фильтрационные характеристики и выработка этих участков отстает от выработки центрального участка.

В связи с наметившимся резким ростом обводненности продукции скважин с 1988 года по залежи ограничиваются отборы жидкости. И в дополнении к проекту разработки (1987г.) планировалось, исходя из фактического состояния работы скважин в то время, удерживать постоянные отборы жидкости на уровне 348 тыс. т в год.