Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2001 г. достигает 175%, после чего снижается до 100% в 2004-2005 гг. Накопленная компенсация растет с 96,9 до 100,1%. Пластовое давление на середину залежи – 26,5 МПа (на ВНК – 27,2 МПа).
Среднегодовые дебиты нефти снижаются с 20,2 т/сут до 17,0 т/сут, по жидкости – с 22,4 т/сут до 21,1 т/сут по тем же причинам, что и в первом варианте.
Обводненность добываемой продукции выше, чем в предыдущем варианте и изменяется от 10,1 до 19,6% за счет более высоких темпов выработки запасов.
Действующий фонд за 2001-2005 гг. снижается с 16 до 14 скважин по причине полного обводнения разреза этих скважин и выбытия их из фонда.
Всего за 5 лет планируется отобрать 524,7 тыс.т или 54,5 % от остаточных запасов.
К внедрению рекомендуется вариант 2, как наиболее приемлемый по уровням отбора нефти, темпам обводнения, характеру выработки запасов и остальным технологическим показателям.
Годовые уровни отборов нефти на период 2001-2005 гг. составят:
2001 г. – 122,5 тыс.т
2002 г. – 114,3 тыс.т
2003 г. – 105,2 тыс.т
2004 г. – 96,0 тыс.т
2005 г. – 86,7 тыс.т
ФИЗ. ХИМ.СВ-ВА.
Пробы пластовой нефти отобраны из десяти скважин (6,7,30,31, 32,36,37,38,39,50) за период с ноября 1981г (скв.6) по январь 1989г (скв.38).
Сравнение параметров пластовой нефти отобранной из разных скважин, показывает их идентичность.
Пластовая нефть, исследованная при однократном разгазировании, характеризуется cлeдyющими основными параметрами:
- давление насыщения колеблется от 20,3 до <26,5 МПа и в среднем составляет 24,42 МПа;
- газонасыщенноть по отдельным пробам от 333 до 389,5 м3/т и в среднем по скважинам 367,2З м3/т или 297,04 м3/м3;
- объемный коэффициент при 25 МПа в среднем составляет 1,905,при 29,4 МПа - 1,976, а при давлении насыщения 1,893;
-плотность пластовой нефти при давлении 25,5МПа колеблется от 578 до 601 кг/м3 в среднем 589 кг/м3 , при давлении 29,4 Мпа – 586 кг/м3 при давлении насыщения 548 кг/м3 ; плотность сепарированной нефти колеблется от 800,5 до 813,1 кг/м3 , в среднем 808,91 кг/м3.
Вязкость нефти в пластовых условиях при давлении 29,4 МПа в среднее по скважинам составляет 0,47 мПа с. Коэффициент сжимаемости при снижении давления с 29,4 до 28,2 МПа в среднем по скважинамЗ0,8.
Растворенный в нефти газ содержит в среднем 54,86% мол. метана, 17,27% мол. этана, 10,68% мол.пропана, 6,12% мол.бутанов, 0,043% мол. гелия, молекулярный вес газа - 27,32, плотность 1,135кг/м3 .
При дифференциальном разгазировании исследованы две пробы из скважин 6,7 . Газовый фактор составил 272 м3/т, плотность дегазированной нефти 802,7 кг/м3. Содержание метана 57,02%, мол, этана 19,5% мол., пропана 10,32% мол., бутанов 12,2% мол.
5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДОРАЗВЕДКЕ, ДОРАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.
На основании проведенного анализа текущего состояния разработки задонско-елецкой залежи Южно-Александровского месторождения (фонда скважин, дебитов нефти и жидкости, обводненности добываемой продукции, отборов запасов, поведения пластового давления и т. д.) намечены мероприятия по улучшению состояния разработки и, с учетом их выполнения, уточнены технологические показатели разработки на 2001-2005 гг.
В дальнейшем на задонско-елецкой залежи рекомендуется:
1. По результатам испытания скважины оценить состояние залежи и наметить направления дальнейшей разработки залежи:
- если существует газовая шапка, то рекомендуется увеличить объемы закачки. Требуется определить положение газонефтяного контакта, для чего следует провести исследования по изменению градиента давления в газовой и нефтяной частях залежи;
- если газовой шапки не существует, то рекомендуется оставить уровень закачки на запланированном уровне.
2. Обеспечить регулярные и качественные замеры рабочих газовых факторов по скважинам и ежедневные замеры объемов добываемого газа по месторождению в целом. При резком увеличении газового фактора, скважины- останавливать.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.