Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

контрольная работа

5. Анализ энергетического состояния пласта 1БС9 Крайнего НМ

Закачка воды начата на четвертый год разработки - в 1991г. Максимальная закачка 627 тыс.м3 /год достигла в 2002г. Закачку технологической жидкости в пласты Крайнего месторождения осуществляет КНС-1. При анализе химического состава закачиваемой воды по трем показателям: плотности, общей минерализации и содержанию ионов хлора, вода по типу относится к опресненной. При химанализе закачиваемой воды содержание КВЧ и нефтепродуктов составило [6]:

КВЧ - 43,8 мг/л

н/пр - 28,7 мг/л.

Если сравнивать с нормами [2] табл. 5.1., то видно, что параметры в норме.

Таблица 5.1 - Нормы содержания взвешенных веществ и нефтепродуктов в закачиваемой воде

В целом энергетическое состояние с начала разработки удовлетворительное табл. 5.2., рис. 5.1. По компенсациям картина следующая

Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки на 2002г. - 102,3% ;

Годовая компенсация отбора жидкости закачкой на 2002г. - 110,8%.

За период 2000-2001-2002гг. текущая (годовая) компенсация составляет: 79.7-104.1-110.8%, накопленная - 97.9-98.8-102.3. Резкий объем закачки жидкости в 2002г., по сравнению с 2001г. в 3 раза, приводит к восстановлению компенсации до 102.3% и росту годовой до 110,8% при этом рост среднегодовой (весовой) обводненности составил: 41-35-58%.

Изменение пластового давления первоначального, средневзвешенного, в зонах отбора и закачки по кварталам за рассматриваемый период представлено в табл. 5.2. и на рис. 5.2. Как видно из рис. 5.2. отклонение кривой средневзвешенного пластового давления от кривой первоначального пластового давления увеличивается с 2000-2001-2002гг. на 13,5-1 5,2-1 5,6 атм., не смотря на рост объема закачки и отбора жидкости. За рассматриваемый период пластовое давление в зоне отбора составляет: 249,7-246,6-242,6 атм., что меньше первоначального (263,4 атм.) на 13,7-16,8-20,8 атм., т.е. при данных темпах отбора жидкости и закачки воды происходит нерациональное снижение пластового давления. Рациональное же снижение давления в зоне отбора не должно превышать 5-6 атм. На Крайнем НМ в пласте 1БС9 происходит снижение средневзвешенного пластового давления с 249,9 до 247,8 атм. с 2000 по 2002гг. Так как давление в зоне закачки растет с 2000 по 2002гг. и составляет разницу с первоначальным (-3,8) - 1,5 - 10,2 атм., давление в зоне отбора снижается, средневзвешенное давление падает, а по компенсациям превышает 100%, можно сделать следующие выводы:

процентное распределение закачки по реагирующим скважинам не корректно;

следует уточнить процентное распределение по реагирующим скважинам и пересчитать компенсацию отборов закачкой, уделяя особое внимание пограничным скважинам ППД на северном участке.

Делись добром ;)