Графики давлений для различных залежей геологического разреза, страница 2

Согласно дополнению к проекту разработки планировалось пробурить в течение 1992-1997 г.г. 10 добывающих и 4 резервных скважины (1997-1998 г.г.). Разбуривание проектных скважин началось с 1991 года.

В настоящее время система разработки соответствует проектной. Залежь находится на IV стадии разработки, которая характеризуется низкими темпами отбора нефти, которые составляют в настоящее время 1,1 % от начальных извлекаемых запасов. Разработка залежи ведется с поддержанием пластового давления. Добывающие скважины расположены в стягивающем ряду, с расстоянием 500-1000 м между скважинами.

Всего с начала разработки на залежи в контуре нефтеносности была пробурена 31 скважина. Из них передано под закачку 5 скважин, переведены на другие горизонты 2 скважины, ликвидировано 10 скважин.

Объем закачки воды в залежь в 1998 году составил 111,3 тыс. м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды составила 91,2%, накопленная-136,8%.

В среднем по залежи текущее пластовое давление в зоне отбора составляет 21,1 МПа, в контуре нефтеносности-24,3 МПа. Однако, на залежи выделяются участки, которые отличаются величиной пластовых давлений от 7,3-11,5 МПа до 26-29 МПа (по фонтанным скважинам) при начальном 26,8 МПа, что обусловлено неоднородностью коллекторских свойств. Динамические уровни по скважинам с низкими пластовыми давлениями изменяются в пределах 1440-1600 м.

Величина пластовых давлений по фонтанным скважинам высока, что в условиях порово-каверново-трещинного типа коллектора является неблагоприятным фактором для охвата пластов выработкой.

2.2 VIII+IX пачки задонского горизонта

Залежь VIII+IX пачек задонского горизонта разрабатывается с 1967 года.

Основным фондом скважин по проекту 1978 года залежь была разбурена к 1987 году. Дополнением к проекту разработки (1987 г.) предусматривалось в течение 1988 - 1992 г.г. дополнительно пробурить 10 добывающих и 2 нагнетательные скважины; в течение 1993-1994 г.г. - 4 резервные скважины.

Дополнением к проекту разработки предусматривалось разрабатывать залежь с поддержанием пластового давления методом очагового заводнения. Добывающие скважины располагаются рядами параллельно контуру нефтеносности. Проектные добывающие скважины размещены на участках залежи, не охваченных процессом разработки.

Разбуривание проектного фонда скважин началось с 1988 года.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1976 г. и составил 149,9тыс.т., т.е. 4,8 % от начальных извлекаемых запасов и удерживался 1 год. В последующие годы наблюдалось непрерывное снижение добычи нефти, которое связано с уменьшением объемов закачки.

Максимальный объем закачиваемой воды в размере 251,7 тыс.м3 достигнут в 1979 г., в 1985 г. закачка воды в залежь составила 52 тыс.м3. С уменьшением объемов закачки пластовое давление в среднем по залежи снизилось с 18,1 МПа в 1976 г. до 15,5  МПа в 1985 г. и в среднем поддерживалось на уровне 16,8МПа, а к 1998 г. снизилось до 15,4 МПа. Наиболее низкие значения пластового давления (до 8,5 МПа) отмечались по скважинам, расположенным в восточной части; максимальное (до 20 МПа и выше) в северной половине залежи. Различные значения пластового давления по площади указывают на плохую гидродинамическую связь различных частей залежи.

Организация на залежи  циклической закачки с изменением направлений фильтрационных потоков привела к стабилизации обводненности в среднем по залежи на уровне 13-15% в 1983-1987 г.г., и к ее снижению в течение 1988-1992 гг. Однако в дальнейшем произошел рост обводненности продукции скважин; это наряду с низким фильтрационными свойствами коллектора (средний коэффициент продуктивности - 2,5 т/сут.МПа), не позволяет увеличивать отборы жидкости для поддержания стабильных отборов нефти.