Покровского месторождения нефть

42

2.3 Анализ фонда скважин

За весь период разработки в добывающем фонде находилась 162 скважины, в т.ч. 146 – пробурено, 16 возвращено с других горизонтов. Нагнетательный фонд состоял из 50 скважин, в т.ч. 20 - пробурено, 30 - переведены из числа добывающих.

По состоянию на 01.01.2015 г. разработка залежи пл.Б-2’,Б-2,Б-3 осуществлялась 10-ю добывающими скважинами: №44, 79, 105, 126, 149, 617, 9713, 719, 751, 4403, из них в одной (№751) совместно с пл.В-3. В бездействующем фонде – 1 добывающая скважина №3074. В пьезометрическом фонде находились 29 скважин. Закачка воды осуществлялась через три нагнетательных скважины: №№8, 129, 142. В бездействующем фонде – 1 нагнетательная скважина №114. В ликвидации числятся 56 скважин.

Средний дебит действующих на 01.01.2015 г. скважин по нефти – 6,8 т/сут, по жидкости – 135,8 т/сут, обводненность 95%. Максимальный среднегодовой дебит по жидкости 765 т/сут отмечен в скважине №719, минимальный 4,0 т/сут – в скв.№9713 и 44.

Характеристика фонда скважин пласта Б-2’Б-2Б-3 представлена в таблице 2.2, технологический режим работы добывающего фонда скважин представлен в таблице 2.3, техническое состояние неработающего фонда представлено в таблице 2.4. Распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности представлено на рис. 2.2-2.4.

Консорциум « Н е д р а »

43

Таблица 2.2

Характеристика фонда скважин пласта Б-2’Б-2Б-3

Таблица 2.3

Технологический режим работы добывающего фонда скважин

Консорциум « Н е д р а »

44

Таблица 2.4

Консорциум « Н е д р а »

45

Распределение фонда скважин по дебитам нефти

Рис. 2.2

Консорциум « Н е д р а »

46

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости

Рис. 2.3

Распределение фонда скважин по обводненности

Консорциум « Н е д р а »

47

Рис. 2.4

2.4 Анализ применяемой системы заводнения и динамики пластового давления

Начальное пластовое давление, приведенное к абсолютной отметке ВНК, принято равным 17,3 МПа.

Залежь экранирована с западного крыла южной части, а на периклинальных участках связь с законтурной областью затруднена в связи с ухудшением литологической характеристики основного пласта Б-2. В связи с наличием экрана залежь имеет одностороннее питание только со стороны восточного крыла.

На рис.2.5 представлена динамика пластового давления, закачки воды и добычи жидкости в процессе разработки объекта. Сравнительно небольшие отборы жидкости уже к концу первого года разработки привели к значительному снижению пластового давления, что подтвердило предположение о затрудненной связи залежи с законтурной областью.

Консорциум « Н е д р а »

48

Чтобы избежать резкого падения пластового давления и поддержать высокий уровень отбора жидкости, в 1955 г.

приступили к внедрению системы заводнения.

Динамика пластового давления пласта Б-2’,Б-2,Б-3

1951 1956 1961 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011 2014

Рис. 2.5

В соответствии с проектными решениями система заводнения объекта формировалась следующим образом

(табл.2.5): период 1955-1958 г.г. – законтурное заводнение, под закачку воды было переведено 16 скважин. По этой группе скважин накопленная закачка составила 8 465,5 тыс.м3, в среднем на скважину – 529,1 тыс.м3. В 1955-1958 г.г.

Консорциум « Н е д р а »