Анализ эффективности принятой системы заводнения

 

Для пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения принята законтурная система заводнения в сочетании с приконтурным и очаговым заводнением.

При разработке пласта А3 принята три ряда добывающих скважин потому, что проницаемость коллектора хорошая (1,66 мкм²) и вязкость нефти лишь немного повышена (10,58 мПа. сек).Вначале использовалась законтурная система заводнения с последующим переводом добывающих скважин под нагнетательные.

С 1974 года начинается искусственное заводнение пласта, до 1989 года вводится в эксплуатацию 22 нагнетательных скважины, интенсивность системы заводнения- =22/22=1.

В 1989 году текущая компенсация отбора достигает 131,8%. Закачено 823,5 тыс. м³ воды.

По причине высокой обводненности продукции после 1989 года закачка воды в пласт была прекращена.

Анализ изменения энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения составило 10,2 МПа. До 1982 года давление существенно не изменялось. Но с 1983 года пластовое давление начало расти и к 1989 году составило 12,8 МПа. В последующие года давление установилось на одном уровне и к 2008 году оно составило 13,1 МПа.

 

Анализ текущего состояния разработки месторождения

 

Накопленные показатели на 2009 год:

добыча нефти - 28,1 тыс. тонн за год;

добыча жидкости - 148,1 тыс. тонн;

закачка воды- 0 тонн;

обводненность - 84%.

Характеристика фонда скважин

За время разработки из продуктивных пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения извлечено 11446,72 тыс. т. нефти и 15691,99 тыс.т. жидкости.

В пределах пласта А3 пробурено 43 добывающая и 22 нагнетательных скважин, из них 32 добывающая скважина находиться в бездействии.

 

Таблица 2.2 - Расшифровка фонда Сарбайско-Мочалеевского месторождения пласта А3

Категория скважин		Номера скважин			Всего
Добывающий фонд	Фонтан				0
	ЭЦН	67, 91, 92, 127, 133, 135			6
	ШГН	40, 100, 130, 134			4
	В простое
	В освоен.
	В бездействии	61, 63, 64, 65, 69, 68, 6, 9, 12, 17, 71, 73, 74, 76, 82, 87, 88, 90, 93, 95, 98, 118, 119, 120, 122, 121, 126, 124, 80, 81, 125, 128			32
Нагнетательный фонд	Под закачкой
	В простое
	В режим. ост.
	Ожид. освоен.
	В бездействии	46, 62, 66, 8,72,75,77,78,79, 83,84,85,86,89,96 97,99,116,117,123,129,132			22
	Всего наг.				22
	нет. Скв

 

Как видно из таблицы 2.2 добывающий фонд Сарбайско-Мочалеевского месторождения в 2009 г. составляет 10 скважин. Из них 6 эксплуатируются ЭЦН, а 4 ШГН.

 

Таблица 2.3 - Фонд скважин

Фонд скважин (на 2009 год).
Категория скважин	Количество скважин
Эксплуатационный фонд	43
Проектные	0
Нагнетательные	22
Ликвидированные	0
Ожидание ликвидации	0
Пьезометрические, контрольные	0
Водозаборные	0
Поглощающие	0
Артезианские	0
Всего	65

 

Как видно из таблицы 2.3 эксплуатационный фонд Сарбайско-Мочалеевского месторождения составляет 39 скважин.

Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

Дебиты скважин по нефти находятся в пределах от 0,1 до 55,7 т/сут. Как видно из рисунка большая часть скважин имеет дебиты менее 5 т/сут. Низкие дебиты по нефти в значительной степени обусловлены значительной обводненностью продукции. Для данной группы скважин возможно проведение геолого-технических работ по увеличению дебита нефти, таких как обработка призабойной зоны пласта, удаление АСПО, ремонтно-изоляционные работы.

В связи с повышенной вязкостью нефти (10,58 мПа. сек), в пласте могут образоваться области не промываемые системой ППД. Рекомендуется применение потокоотклоняющих технологий.

 

Анализ обводнения залежи

На рис. представлено распределение скважин по обводненности продукции. Как видно из рисунка преобладающая доля скважин эксплуатируется с обводненностью продукции более 75%.

Обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. Приведенный график "Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи" позволяет наглядно видеть изменение этих показателей по залежи.

Как видно из графика, по мере разработки месторождения увеличивается число добывающих скважин, увеличивается обводненность продукции. Средний дебит по нефти в процессе разработки уменьшается.