Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

курсовая работа

4.2 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

По состоянию на 1 января 2011 года Южно-Сосновское месторождение вступило в четвертую стадию разработки, характеризующуюся постепенным снижением добычи нефти при продолжающемся увеличении обводненности продукции.

Накопленная добыча нефти - 7763,7 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы - 1841,3 тыс.т, отобрано 80,8 % от НИЗ, текущий КИН 0,400 при проектном 0,495.

Пластовое давление на 1 января 2011 года составило 28,1 МПа.

В настоящее время на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения добыча нефти ведется по скважинам № 44, 45, 100s3, 101, 103s2, 123s2, 124s2, 125s2, 126, 127, 128s2, 129s2, 130s3, 131s2, 132, 133s3, 134, 135s3, 137, 140s2, 141s3, 142, 143, 144s2, 145, 146, 147s3, 148, 149s2, 150, 151, 153, 154 (ptr-zd). Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления осуществляется через скважины № 42 47, 53, 56s2, 104, 108, 110, 113, 114, 116, 117, 118, 119, 121. По состоянию на 1 ноября .2010 года нагнетательная скважина №109 остановлена по технологическим причинам, скважина № 102 - находится в контрольном фонде.

В целом на 1 января 2011 года межсолевая залежь вскрыта и опробована 80 скважинами, из них нефтяная зона - 73 скважинами, водонефтяная зона - 7 скважинами, законтурная зона - 7 скважинами.

Действующий фонд на 1 января 2011 года составляют 33 механизированных скважины, из которых 27 оборудованы ЭЦН и 6 скважин ШГН. Половина из добывающих скважин восстановлена боковыми стволами. Нагнетательный фонд на залежи составляют 14 скважин, 2 находится в контрольном фонде, 31 скважина ликвидирована. Скважины размещены в три ряда по сетке 300Ч400 м.

Практически все скважины, за исключением скважин №134, 140s2 и 151, дают в разной степени обводненную продукцию. Текущая обводненность добываемой продукции в среднем по залежи составляет 77,7%, ВНФ в поверхностных условиях - 0,6.

Большинство скважин фонда (70 %) эксплуатируются с обводненностью более 80 %; дебит нефти 55 % скважин - менее 10 т/сут. Дебит жидкости скважин изменяется в широких пределах. Наиболее высокопроизводительные (дебит жидкости 75-90 т/сут) скважины №100s2, 133s3, 145. Однако, ввиду достаточно высокой обводненности их продукции (80-94 %), дебиты нефти не превышают 5-15 т/сут [7].

Выработку запасов по площади залежи можно проследить по карте накопленных отборов нефти и жидкости, а так же закачки воды, которая представлена на рисунке 4.2.1.

Из рисунка видно, что основные отборы велись из центральной и восточной частей залежи, а нагнетание в больших объемах производилось в основном в скважины западного и центрального участков (скважины №104, 109, 113, 117, 108, 118). В результате, добывающие скважины западного участка, ввиду малой удаленности их от высокоприёмистых нагнетательных скважин, начали обводняться быстрее, чем скважины, расположенные на востоке залежи и более удаленные от них. В процессе разработки сформировались фильтрационные каналы от нагнетательных скважин западного и центрального участков к добывающим скважинам восточного участка, от скважин центрального участка - в западном направлении. В результате промытости основных фильтрационных каналов к 2010 году обводненность продукции скважин восточного и западного участков залежи выровнялась (около 75-80 %).

Как видно из карты накопленных отборов, наиболее выработанными являются восточный и центральный участки залежи (скважины №100, 103, 123, 101, 132, 134, 145, 146, 148, 44, 45 и др.), тогда как западная часть залежи в районе скважин 130, 131, 140 - практически не вырабатывалась.

Рисунок 4.2.1 - Схематическая карта накопленных отборов елецко-задонского продуктивного горизонта Южно-Сосновского месторождения по состоянию на 1 января 2011 года

Делись добром ;)