2.1.4.Система ппд и применяемые методы нефтеотдачи пластов добычи.

Режим работы продуктивных горизонтов обусловлен наличием активного контура, обширной газовой шапки, большой глубиной залегания. Режим можно классифицировать как упруго-водонапорный в сочетании с энергией расширения газовой шапки.

Основной объект эксплуатации Ю-II продуктивный горизонт разрабатывается более 35 лет.

Начальное пластовое давление по горизонту составляло 25,4 МПа. В результате эксплуатации месторождения пластовое давление стало снижаться. По данным замеров в 1998 г. среднее пластовое давление составило 22,7 МПа.

Судить о динамике пластовых давлений по месторождению невозможно из-за недостаточности замерных данных

Отделом ГИС ЦНИЛ за период с 5 по 11 июля и по состоянию на 1.09.2000 года проведены гидродинамические исследования механизированного фонда скважин по определению пластовых, забойных давлений. Пластовое давление по II среднекелловейскому горизонту находится в пределах от 201,2ат. до 311,5ат. и в среднем равно 221ат. Снижение от начального – 33ат.

По верхнекелловейскому горизонту Рпл. 208,1атм, по IV среднеюрскому 228,2ат, по V-среднеюрскому горизонту 268ат, по пермотриасовым горизонтам 291ат.

Начальные пластовые давления по V юрскому горизонту Западного поля изменяются в интервалах 293 – 335ат и в среднем составляет 302 ат.

Текущие пластовые давления по данным 2-х скважин (№№ 313 и 523), рассчитанные по замерам уровней составили соответственно 240 и 298 ат.

Забойные давления составили соответственно 227,3 и 291,2 ат, депрессии равны 12,7 ат и 7 ат.

Из-за недостаточности данных не приведена динамика пластовых давлений по годам и не построена карта изобар.

Таким образом, на текущем этапе разработки залежей вытеснение нефти к забоям скважин происходит за счет энергии контурных и подошвенных вод.

2.2. Техника и технология добычи нефти и газа.

На месторождении Центрально-Восточная Прорва с начала разработки добыто 6733,271 тыс. т. воды, 25524 тыс. т. жидкости. За 2010г. добыча воды составила 415,623 тыс. т., жидкости 708,5 тыс.т. Процент обводненности продукции равен 58,7%, что на 10% ниже проектного значения. По годам обводненность также меньше проектного и изменяется неравномерно, так как разбуривание месторождения еще не завершено и ввод новых скважин иногда снижает долю воды в продукции скважин.

Вода в продукции появилась во второй год эксплуатации (0,9%). На 1.01.2010г. фонтанные скважины обводнены от 12% до 66% и в среднем обводненность фонтанного фонда составляет 40%.

Скважины, работающие механизированным способом обводнены от 50% до 100% и в среднем равна 75%. Среднегодовая обводненность продукции за последние пять лет возросла на 20% и составляет 63%. В основном обводнение происходит за счет подъема ВНК. Не исключено также обводнение за счет заколонной циркуляции. При переводе на механизированный способ наблюдается резкое увеличение обводненности. И хотя нет прямых определений источника, это явление можно объяснить водопритоком из верхнезалегающих водоносных пластов при снижении давления.

Наибольшее число скважин в 26 единиц работают с обводненностью 51-90%, а наименьшее в 13 единиц имеют обводненную от 11% до 10% продукцию. 17% фонда обводнены >90% и еще 19% добывающего фонда обводнены полностью. Почти половина 89 единиц (49%) фонда выбыли из эксплуатации.

Наибольший среднесуточный дебит по нефти 26,94т/сутки приходится на скважины с обводненностью 11-50%, а наименьший 1,186т/сутки на скважины с обводненностью >90%. 16 скважин работающего фонда , что составляет 9% от общего фонда обводнены до 10% со среднесуточным дебитом 14,38 т/сутки.

Более 40% годовой добычи нефти приходится на скважины с обводненностью 11-50%. На втором месте скважины с обводненностью 51-90%, на их долю приходится 28,24% добычи. Почти такой же процент (27,49) добычи приходится на скважины с обводненностью до 10%. Безводных скважин на сегодня нет. Всего 2,4% добычи приходится на скважины с обводненностью >90%.

Распределения фонтанных и механизированных скважин по обводненности видим, что 16 скважин (22,2%) с обводненностью до 10% добывают нефть только фонтанным способом. Далее, 15,28% фонда с обводненностью от 11-50% также добывают нефть фонтанным способом и 2% фонда механизированным способом. Продукция с процентом воды свыше 65% добывается механизированным способом. Большой процент годовой добычи нефти (87,94%) добывается фонтанным способом и 12,06% -механизированным. Среднесуточный дебит нефти по фонтанным скважинам находится в пределах от 14,4 до 31,8т/сутки и в среднем составляет 21,6т/сутки. По механизированному фонду средний дебит изменяется от 0,5 до 4,7т/сутки, что в среднем составляет 2,6т/сутки.