Особенности геологического строения Южно-Александровского нефтевого месторождения, страница 3

4. Закачка воды в залежь третьего блока начата в 1980г. из-за снижения пластового давления в залежи до 16,4 МПа, что ниже начального на 6,1 МПа. После организации закачки воды пластовое давление по скважинам стабилизировалось и начало расти. Влияние от закачки отмечено во всех добывающих скважинах.

На 1.10.2000г. в целом по залежи третьего блока пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 14,5 МПа. Наиболее низкие значения пластовых давлений, близких к давлению насыщения  (давление насыщение – 13,3 МПа) отмечаются в сводовой и присводовой частях залежи (скв.100,104,108,107,127,147,148). В скважинах, расположенных  ближе к зоне нагнетания (скв129,131,134) давления выше – до 14,3 МПа. Пластовое давление в контрольной скв.136 составляет 16,3МПа.

В настоящее время закачка воды ведется в 4 приконтурные нагнетательные скважины 102,103,109,117, расположенные на линии внешнего контура нефтеносности.. По состоянию на 1.10.2000г объем закачки в залежь составил 5330,0 тыс.м³, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 99,4%, текущая – 96,8%.

Начальный ВНК принят на абсолютной отметке –1940м. Скорость подъема ВНК изменяется в пределах 5,0м/год (скв.122) – 20,7м/год (скв.120).

Система ППД Южно-Александровского месторождения организована в 1985г., когда пластовое давление снизилось с 32,5МПа (начальное) до 27,4МПа. В настоящее время закачка воды ведется в 6 приконтурных скважин: 34,48,1,41,50,53. По состоянию на 01.10.2000г. объем закачки в залежь составил 5066,1 м³, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 91,6%, текущая – 131,2%.

Разработка нефтяной залежи Южно-Александровского месторождения ведется при пластовом давлении  в контуре нефтеносности на уровне 24,9 МПа. Наиболее низкие значения пластовых давлений отмечаются в сводовой части залежи (скв.47,46,57,49,39,40,30,38) – до 23,8 МПа. В скважинах, расположенных вблизи нагнетательного ряда (скв.42,31,35,36,56,33,44,51,52) давления выше – до 25,4 МПа.

  Отмечается достаточно равномерный подъем ВНК. Так средняя скорость подъема ВНК в залежи с начала разработки менее 33см/мес., а с начала закачки – менее 40см/мес., в связи с чем по состоянию на 01.10.2000г. общая высота подъема ВНК с начала разработки оценивается менее 75м, с начала закачки 73м, а положение текущего ВНК на отметке 2783м.

                   На обоих рассматриваемых месторождениях начали производить закачку в связи с падением пластового давления в залежи. Как на Южно-Александровском месторождении, так и в залежи третьего блока наиболее низкие пластовые давления наблюдаются в сводовой и присводовой частях залежи, а более высокие в скважинах, расположенных в зоне, близкой к зоне нагнетания.

               Неравномерность скорости подъема ВНК в залежи третьего блока можно объяснить большой расчлененностью данной нефтяной залежи и суммарными отборами нефти по скважинам.

                Больший суммарный объем закачки в залежь третьего блока можно объяснить существованием системы ППД сболее раннего срока.