Южно-Султангуловского месторождения

Южно-Султангуловского месторождения

Таблица 2.1

Динамика технологических показателей пласта Б2

Южно-Султангуловского месторождения

31

2.2.1.Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристика режима работы пластов

Впределах контура нефтеносности на месторождении было испытано шесть скважин. Максимальный приток нефти

84 м3/сут был получен в скв. 99, минимальный – 4,3 м3/сут в скв. 78.

При вторичном вскрытии пластов применялись перфораторы ПК-103, ПК-105, ПКС-80, ПР-43.

Вскв. 78 для увеличения притока была произведена пескоструйная перфорация с последующим компрессированием. Эти мероприятия не дали эффекта, приток не увеличился.

Вскв. №№ 99, 859, были сняты кривые восстановления уровней (КВУ). По КВУ, снятой в скв.99, проницаемость пласта составила 0,306 мкм2, гидропроводность - 3,970*10-12 м3/Па×с, пьезопроводность -1,042 м2/с, скин-фактор - 0,4905.

По результатам исследования скв. 859 получены следующие гидродинамические параметры пласта: проницаемость

- 0,147 мкм2, гидропроводность - 263*10-12 м3/Па×с, пьезопроводность - 0,0568 м2/с. По скв. №№ 78, 859, 858, 854

гидродинамические параметры рассчитаны по коэффициенту продуктивности. Средние значение по пласту составили:

проницаемость - 0,143 мкм2, гидропроводность - 131,6*10-12 м3/Па×с, пьезопроводность - 0,057 м2/с.

Средние значения вышеуказанных параметров, полученных по КВУ, следующие: проницаемость - 0,227 мкм2,

гидропроводность-116,5*10-12 м3/Па×с, пьезопроводность - 0,551 м2/с. Эти значения были взяты для последующего проектирования процесса разработки пласта Б2.

Следует отметить, что исследования скважин проводятся регулярно, в том числе по скважинам после текущих

Южно-Султангуловского месторождения

32

ремонтов и мероприятий по интенсификации притока. Результаты исследования скважин приведены в табл. 2.2.

Южно-Султангуловского месторождения

2.3. Характеристика пластового давления

Южно-Султангуловского месторождения

34

Изменение пластового давления по бобриковскому горизонту приведено в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Изменение пластового давления

Начальное пластовое давление составляет 17,5 МПа, текущее пластовое давление выше начального на 10,8 %, что говорит об эффективности существующей системы поддержания пластового давления.

Данные о пластовом давлении в зоне отбора добывающих скважин приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Изменение пластового давления в зоне отбора

Пластовое давление в зоне отбора в 2014 году увеличилось по сравнению с 2013 г. на 2,2 МПа (табл. 2.3). Среднее забойное давление по состоянию на 01.01.2015 г. составляет 6,0 МПа, т.е. выше среднего давления насыщения (2,5 МПа)

в 2,4 раза. Поэтому можно с уверенностью говорить об отсутствии процесса разгазирования нефти в ПЗС.

Южно-Султангуловского месторождения

35

2.4. Сопоставление фактической и проектной динамики технологических показателей и причины их расхождения

Сравнение проектных и фактических показателей разработки продуктивного пласта бобриковского горизонта приведено на рис. 2.2 и в табл. 2.5. За последние годы разработки наблюдается превышение фактических уровней добычи нефти и жидкости в результате большей фактической производительности скважин, чем предусмотрено проектом. Фактический фонд в 10 скважин превышает проектный на одну единицу (9 скважин) на протяжении всего рассматриваемого периода 2010-2014 г.г.

Превышение проектных уровней по годам составило:

2010 г.: по нефти на 160,9% (факт – 114,0 тыс.т, проект – 43,7 тыс.т), по жидкости на на 55,9% (факт – 202,0 тыс.т,

проект – 129,6 тыс.т); 2011 г.: по нефти на 242,7% (факт – 142,2 тыс.т, проект – 41,5 тыс.т), по жидкости на на 148,7% (факт – 322,3 тыс.т,

проект – 129,6 тыс.т); 2012 г.: по нефти на 164,6% (факт – 105,3 тыс.т, проект – 39,8 тыс.т), по жидкости на на 162,3% (факт – 337,9 тыс.т,

проект – 128,8 тыс.т); 2013 г.: по нефти на 114,3% (факт – 72,0 тыс.т, проект – 33,6 тыс.т), по жидкости на на 135,6% (факт – 302,3 тыс.т,

проект – 128,3 тыс.т); 2014 г.: по нефти на 92,9% (факт – 68,3 тыс.т, проект – 35,4 тыс.т), по жидкости на на 133,5% (факт – 295,4 тыс.т,

проект – 126,5 тыс.т);

Южно-Султангуловского месторождения

36

Перевыполнение проектных показателей объясняется тем, что при разработке пласта Б2 на месторождении проводятся работы по оптимизации фонда скважин, что способствует повышению эффективности процесса разработки.

Все эти работы дали хороший результат.

Таким образом, можно отметить, что Южно-Султангуловское месторождение разрабатывается с превышением проектных показателей, принятым проектным документом, однако в последние годы это отклонение допустимо согласно принятым нормам отклонений в ЦКР.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта Б2

Южно-Султангуловского месторождения

37

Рис. 2.2

Южно-Султангуловского месторождения

Таблица 2.5

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Южно-Султангуловского месторождения

Для дальнейшей разработки месторождения необходимо уточнить показатели разработки и выработать комплекс

геолого-технических мероприятий с применением прогрессивных технологий воздействия.

2.5. Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных,

эффективных, нефтенасыщенных толщин

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

По формуле

рассчитываем эффективную толщину.

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

0 = н ;

в

где μ н- вязкость нефти в пластовых условиях, равная для нашего примера 8,96 мПас; μ В - вязкость воды, равная 1,05м.Пас.