Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки

Начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 14,8 МПа, давление насыщения нефти газом составляет 7,8 МПа.

Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар, построенных на 1.01.2007 г.

На 1.01.2007 г. начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 14,8 МПа, давление насыщения нефти газом составляет 7,8 МПа, среднее Рпл. в зонах отбора составляет 10,0 МПа, в зонах закачки — 15,4 МПа.

По состоянию на 1.01.2007 г. в действующем фонде находятся 7 нагнетательных скважин, из которых 5 скважин расположены на Северо-Чикулаевском куполе (районы скв.18, 19, 24, 25, 29), 1 скважина на Южно-Чикулаевском куполе (район скв.21) и 1 скважина на Восточно-Южинском поднятии (район скв.52).

При детальном анализе карт изобар на территории пласта Т1 были выявлены зоны пониженного Рпл. в районах добывающих скважин 14, 17, 38. В этих скважинах низкие значения Рпл. обусловлены плохими ФЕС пласта в их районе, т.к. на протяжении всего периода эксплуатации данные скважин характеризовались низкими дебитами. Во всех остальных добывающих скважинах 12, 13, 15, 16, 20, 22, 27, 35, 36 наблюдаются средние и высокие значения Рпл. Это, напротив, связано с хорошими ФЕС пласта в районе этих скважин, т.к. для них всегда были характерны высокие дебиты. В районе скважин 24, 25 были выявлены зоны повышенного Рпл. Это обусловлено тем, что данные скважины являются нагнетательными и через них производится интенсивная закачка под давлением рабочего агента в пласт.

Средняя величина депрессии составляет 10,44 МПа (таблица 11.1).

Анализ карт текущих отборов (на 1.07.2007 г.).

Весь исследуемый период эксплуатация залежи производилась через добывающие скважины 12, 13, 14, 15, 16 17, 20, 22, 27, 31, 35, 36, 38; а закачка через нагнетательные скважины 18, 19, 21, 24, 25, 29, 52. Применяемый тип заводнения — внутриконтурное, приконтурное и законтурное.

При построении графиков зависимости, дебита нефти от Рпл. (рис. 11.1), дебита жидкости от Рпл. (рис. 11.2) и обводненности от Рпл. (рис. 11.3) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью, а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.

По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.2) и обводненности от Рпл (рис11.3) видно, что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости и обводненность.

Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар, построенных на 1.01.2008 г.

На 1.01.2008 г. среднее Рпл. в зонах отбора составляет 11,6 МПа, в зонах закачки — 13,7 МПа.

По состоянию на 1.01.2008 г. действующий фонд нагнетательных скважин не изменился. При изучении динамики Рпл. в добывающей скважине 16 было выявлено снижение Рпл., а в скважинах 14, 17, 20, 27, 35, 36 зафиксирован рост Рпл. В нагнетательной скважине 25 было зафиксировано, что Рпл снизилось.

Средняя величина депрессии составляет 11,06 МПа (таблица 11.2).

Анализ карт текущих отборов (на 1.01.2008 г.).

При построении графиков зависимости, дебита нефти от Рпл. (рис. 11.4), дебита жидкости от Рпл. (рис. 11.5) и обводненности от Рпл. (рис. 11.6) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью, а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.

По графикам зависимости также видно, что с увеличением Рпл. растут дебиты жидкости и обводненность.

Вывод: Для залежи характерна следующая замкнутость: при уменьшении Рпл в зоне закачки, давление в зоне отбора увеличивается.

По проведенным исследованиям можно сказать, что применяемая система разработки является эффективной, т.к. главное — чтобы продукция скважин не обводнялась, и производилось регулирование дебитов в добывающих скважинах. Для этого необходимо производить оптимальную закачку в пласт, так чтобы и продукция скважины не обводнялась, и велось поддержание пластового давления.

Таблица 11.1 2007г.

№ скв.	Рнач, МПа.	Ртек, МПа.	ДР, МПа.	Qн, т/сут.	Qж, т/сут.	В,%.
	13,3.	7,7−9.	10,4.	4,9.	6,2.	20,9.
	8,8.	4,4.	4,6.	5,0.
	11,1.	1,9.	2,1.	10,6.
	8,9.	4,3.	4,7.	9,0.
	7,4.	3,4.	4,8.	29,4.
	13,4.	2,9.	4,5.	36,9.
	12,4.	1,7.	5,2.	67,2.
	11,1.	1,7.	2,1.	22,4.
	12,3.	1,8.	1,9.	6,3.
	1,3.	1,7.	25,1.
	10,8.	3,3.	3,4.	3,1.
		1,9.	2,4.	17,8.
	8,7.	1,9.	2,1.